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.