аппарат для очистки продукции газовых и газоконденсатных скважин от капельной влаги и углеводородного конденсата, твёрдых частиц и др. примесей. Примеси затрудняют транспортировку газа и являются причиной коррозии трубопроводов, закупорки (частичной или полной) скважин, шлейфов и промыслового оборудования вследствие образования пробок гидратов или льда (см. Гидратообразование). форма Г. с. цилиндрическая (горизонтальные и вертикальные).

Г. с., как правило, имеют сепарационные секции: основную сепарационную (для отделения большей части жидкости из газового потока); осадительную, в которой примеси отделяются под действием сил гравитации; окончательной очистки газа (от мельчайших капель жидкости); для сбора и предварительного отстоя жидкости. Г. с. разделяются по типу основного сепарационного устройства на гравитационные, циклонные (центробежные) и насадочные; по положению сборника жидкости - с выносным сборником и со сборником, находящимся в объёме Г. с. Принцип действия гравитационных Г. с. основан на снижении скорости газа в них до такой величины, при которой примеси оседают под действием силы тяжести и периодически сбрасываются по мере накопления. Гравитационные Г. с. просты по конструкции и изготовлению, надёжны в работе, однако очень громоздки, металлоёмки, и эффективность их составляет 70-85\%. В циклонных Г. с. сепарация примесей происходит под действием центробежных сил. При равной с гравитационными эффективности циклонные Г. с. обладают большей пропускной способностью, менее металлоёмки и имеют меньшие габаритные размеры. Наиболее эффективными являются насадочные Г. с., в которых отделение жидкости осуществляется в основном под действием сил инерции.

Всё большее применение на отечественных газовых промыслах получают жалюзийные Г. с., позволяющие отделить жидкость в виде плёнки, что повышает эффективность жалюзийных сепараторов до 95-97\%. См. также Газов очистка.

Лит.: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, 2 изд., М., 1965.

Э. Б. Бухгалтер.

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.