Конденсат газовый

продукт, выделенный из природного газа и представляющий собой смесь жидких углеводородов (содержащих больше 4 атомов C в молекуле). В природных условиях К. Г.— раствор в газе более тяжёлых углеводородов (см. Обратная конденсация). Содержание К. Г. В газах различных месторождений колеблется от 12 до 700 см3 на 1 м3 газа. Выделенный из природного газа при снижении давления и (или) температуры в результате обратной конденсации К. Г. По внешнему виду — бесцветная или слабоокрашенная жидкость плотностью 700 — 800 кг/м3 с температурой начала кипения 30—70 °С. Состав К. Г. Примерно соответствует бензиновой или керосиновой фракции нефти или их смеси. К. Г. — ценное сырьё для производства моторных топлив, а также для химической переработки.

Добычу К. Г. При благоприятных геологических условиях осуществляют с обратной закачкой в пласт газа, очищенного от бензиновой фракции. Такой способ позволяет избежать потерь К. Г. В недрах из-за конденсации при снижении пластового давления. Для извлечения конденсата из газа применяют масляную абсорбцию или низкотемпературную сепарацию (См. Низкотемпературная сепарация). Полученный Конденсат газовый содержит много растворённого газа (этан-бутановых фракций) — так называемый нестабильный конденсат. Для доставки такого К. Г. Потребителю наливным транспортом его стабилизируют ректификацией или выдерживают при атмосферном давлении и повышенной температуре для удаления легколетучих фракций. Во избежание потерь пропан-бутановых фракций ректификацию ведут в несколько ступеней.

Практикуется также доставка нестабильного К. Г. По трубопроводу под собственным давлением на газобензиновые заводы для извлечения легколетучих фракций и окончательной переработки. В связи с ростом добычи природного газа в СССР полное извлечение К. Г. Из недр становится важной задачей. Лит. Великовский А. С., Юшкин В. В., Газоконденсатные месторождения, М., 1959. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа, М., 1965. Б. В. Дегтярев.