Tổng quan về khí Condensate

CHƯƠNG I: TổNG QUAN về KHí - CONDENSATE I.1 Khái niệm về khí tự nhiên Căn cứ vào nguồn gốc khai thác người ta phân chia khí hydrocarbon thành hai loại là khí tự nhiên và khí đồng hành. Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocarbon khí họ parafin có từ 1 đến 4 nguyên tử carbon trong phân tử. Khí tự nhiên có trong các mỏ khí, chúng thường tồn tại thành từng túi khí riêng rẽ (mỏ khí thuần túy) hoặc cùng tồn tại trên các lớp dầu mỏ (mỏ khí ngưng tụ). Metan (CH4) là thành phần chính của khí tự nhiên (khoảng 90%), ngoài ra còn có các hydrocarbon trong dãy đồng đẳng của CH4 như: C2H6, C3H8, C4H10 và các thành phần phi hydrocarbon như: N2, CO2, H2S hợp chất của lưu huỳnh, khí trơ (He, Ar) và hơi nước bão hòa. Sau đây là một số bảng thành phần của khí tự nhiên: Bảng 1.1: Thành phần khí tự nhiên ở một số mỏ khí của Việt Nam (% thể tích) Cấu tử Mỏ Rồng Mỏ Lan Tây Mỏ Lan Đỏ C1 84.47 88.50 93.9 C2 7.22 4.30 2.30 C3 3.46 2.40 0.50 C4 1.70 0.60 0.10 C5+ 1.30 1.40 0.20 CO2 1.49 0.30 1.60 N2 0.00 1.90 1.20 H2S 0.00 1.00 0.00 Tổng 100.00 100.00 100.00 Bảng 1.2: Thành phần khí tự nhiên ở một số mỏ khí của Liên Xô cũ (% thể tích) Cấu tử Mỏ Urengoi Mỏ Gấu Mỏ Sparropon Mỏ Statov C1 97.9 98.100 98.3 94.7 C2 0.2 0.200 0.3 1.8 C3 0.1 0.004 0.1 0.2 i-C4 0.0 0.002 0.0 - n-C4 0.0 0.010 0.0 0.1 C5 0.0 0.010 0.0 - N2 1.5 1.300 0.1 0.2 CO2 0.3 0.374 0.3 0.3 Tổng 100.0 100.000 100.0 100.0 Khí đồng hành là phân đoạn nhỏ nhất của dầu mỏ nguyên khai, chúng tách ra khỏi dầu khi áp suất giảm đến áp suất bão hòa. Khí đồng hành thu được ở thiết bị tách pha trong quá trình khai thác dầu mỏ. Về mặt định tính khí đồng hành gần giống với khí tự nhiên, nhưng về mặt định lượng, khí đồng hành nghèo thành phần metan (CH4) và giàu hydrocarbon C3+ hơn so với khí tự nhiên. Nói chung thành phần khí đồng hành phụ thuộc vào bản chất của dầu mỏ, đặc tính pha ở nhiệt độ, áp suất mà tại điều kiện đó nó được tách ra khỏi dầu thô. Khí đồng hành là phân đoạn kém chất lượng của dầu mỏ nguyên khai nên chúng thường được bơm một phần trở lại mỏ để duy trì năng lượng vỉa, phục vụ cho công tác khai thác dầu bằng gaslift, hoặc được thu gom xử lý và vận chuyển vào bờ. Bảng 1.3 là kết quả phân tích thành phần khí đồng hành tại hai mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long - Việt Nam. Trong đó nguồn khí Cửu Long (đã xử lý) được hiểu là hỗn hợp khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông là khí thương phẩm lấy được tại đầu ra của nhà máy xử lý khí Dinh Cố.[1] Bảng 1.3 Cấu tử Công thức Rạng Đông (chưa xử lý) Bạch Hổ (chưa xử lý) Cửu Long (đã xử lý) Metane CH4 78.042 74.672 83.578 Etane C2H6 11.109 12.218 12.757 Propane C3H8 6.967 7.176 2.438 i-Butane i-C4H10 1.208 1.548 0.301 n-Butane n-C4H10 1.648 2.221 0.371 i-Pentane i-C5H12 0.258 0.548 0.061 n-Pentane n-C5H12 0.207 0.589 0.059 Hexane C6H14 0.112 0.390 0.012 Heptane C7H16 0.134 0.165 0.000 Octane Plus (C8+) C8H18 0.025 0.036 0.000 Điểm ngưng hydrocacbon (0C) 30.00C tại 45 bar 44.00C tại 45 bar -28.00C tại 45 bar Điểm ngưng nước Chưa có số liệu -30.10C tại 57 bar -1.10C tại 45 bar Hàm lượng nước (g/m3) - 0.102 Vết Carbon dioxit CO2 0.130 0.109 0.042 Nitơ N2 0.180 0.327 0.386 Tổng hàm lượng lưu huỳnh 17.0 (ppmv) 10.0(ppmv) 16.2(ppmv) H2S 17.0 (ppmv) 10.0(ppmv) 8.7(ppmv) RHS - - 7.5 (ppmv) I.2 Phân loại khí thiên nhiên 2.1 Theo nguồn gốc khai thác: 1. Khí đồng hành. 2. Khí tự nhiên. 2.2 Theo thành phần khí: 1. Khí giàu (khí béo): Khí có hàm lượng C3+ > 150 g/m3. 2. Khí trung bình: Khí có hàm lượng C3+ = [50 - 150] g/m3. 3. Khí nghèo: Khí có hàm lượng C3+ < 50 g/m3 4. Khí chua: Khí có hàm lượng H2S ≤ 5,8 mg/m3 hoặc hàm lượng CO2 ≥ 2% theo thể tích. 5. Khí ngọt: Khí có hàm lượng H2S ≤ 5,8 mg/m3 hoặc hàm lượng CO2 < 2% theo thể tích. 6. Khí nhiệt trị thấp: Khí chứa nhiều hợp phần không sinh nhiệt như: CO2, N2, He, Ar. 7. Khí chất lượng kém: Khí có chứa nhiều các thành phần phi hydrocarbon như H2S,CO2,NH3, H2O. 8. Khí thương mại: Là khí hydrocarbon đã qua xử lý , đáp ứng được yêu cầu vận chuyển trên đường ống và thỏa mãn nhu cầu của khách hàng. Thông thường khí thương mại phải đạt tiêu chuẩn sau: Lượng nước tối đa cho phép là 4 Pound/ MMscf khí (64 kg/106 m3 khí), phải loại hydrocarbon nặng để có nhiệt độ điểm sương ≤ 150C. 9. Khí dầu hóa lỏng (LPG): Khí hóa lỏng C3 hoặc C4 hoặc hỗn hợp C3 và C4. I.3. Các tính chất cơ bản của khí Hydrocarbon 3.1 Tính chất vật lý Khí hydrocarbon là khí không màu, không mùi, không vị, không tan trong nước nhưng có thể tan dễ dàng trong các chất mỡ, chất hữu cơ. Nhiệt độ sôi của n-Ankan tăng dần theo số nguyên tử carbon có trong mạch của chúng. 3.1.1 Khối lượng phân tử trung bình Khối lượng phân tử trung bình của hỗn hợp khí được xác định theo công thức sau: Ma = ∑ yi.Mi (2-3) Trong đó: Yi - Phần mol của cấu tử i Mi - Khối lượng phân tử của cấu tử i 3.1.2 Khối lượng riêng (ρg) Khối lượng riêng của chất khí hay hỗn hợp khí là tỷ số giữa khối lượng chất khí hay hỗn hợp khí đó với thể tích mà nó chiếm chỗ. Khối lượng riêng của khí được tính theo công thức sau: ρ = m/V = P.Ma/Z.R.T (kg/m3) (2-1) Trong đó: m - Khối lượng của khí (kg) V - Thể tích khí chiếm chỗ (m3) P - áp suất của khí (kPa) Ma - Khối lượng phân tử trung bình của hỗn hợp R - Hằng số khí (8,314 kpa.m3/kmol.0K) Z - Hệ số nén T - Nhiệt độ (0K) 3.1.3 Tỷ trọng tương đối Tỷ trọng ương đối của hỗn hợp khí là tỷ số giữa mật độ khí đó với mật độ của không khí được đo ở cùng nhiệt độ và áp suất. Tỷ trọng tương đối của hỗn hợp khí xác định theo công thức sau: γi = ρg/ρkk (2-2) Trong đó: ρg - Mật độ của khí ρkk - Mật độ của không khí Nếu coi khí và không khí là khí lý tưởng thì ta có: γi = Mg/Mkk = Mg/29 Tính trung bình cho một hỗn hợp khí: γa = Ma/Mkk = Ma/29 Trong đó: Mg - Khối lượng phân tử của khí Mkk - Khối lượng phân tử của không khí Ma - Khối lượng phân tử trung bình của khí 3.1.4 Nhiệt độ điểm sương Nhiệt độ điểm sương của khí hay hỗn hợp khí hydrocarbon là nhiệt độ cao nhất mà tại đó khí bắt đầu ngưng tụ thành lỏng. Biết được nhiệt độ điểm sương của khí, chúng ta có thể duy trì nhiệt độ đủ lớn để tránh hiện tượng phức tạp có thể sảy ra trong quá trình vận chuyển và sử dụng khí. 3.1.5 áp suất và nhiệt độ tới hạn (Pc, Tc) Mỗi chất khí đều có một nhiệt độ mà cao hơn nhiệt độ đó nó không thể hóa lỏng ở bất cứ áp suất nào. Nhiệt độ đó được gọi là nhiệt độ tới hạn của khí, áp suất tương ứng với nhiệt độ tới hạn được gọi là áp suất tới hạn. ở trạng thái tới hạn không còn ranh giới giữa lỏng và hơi. Giới hạn cháy nổ của khí hydrocarbon Gới hạn cháy nổ của khí hydrocarbon là % thể tích của khí hydrocarbon trong không khí mà hỗn hợp này có thể bắt cháy hoặc gây nổ. Giới hạn cháy nổ có giới hạn trên và giới hạn dưới: - Giới hạn cháy nổ trên: Là nồng độ cực đại của khí hydrocarbon có trong không khí có thể cháy nổ được. - Giới hạn cháy nổ dưới: Là nồng độ tối thiểu của khí hydrocarbon trong không khí có thể cháy nổ được. Khi nhiệt độ của khí tăng sẽ tạo nên sự tăng áp suất, trong không gian hạn chế sẽ gây ra cháy nổ. Phản ứng cháy của CH4 như sau: CH4 + 2O2 = CO2 +2H2O + 383,171 BTW (2-4) Nhiệt độ và áp suất có ảnh hưởng lớn đến giới hạn cháy nổ: Khi áp suất thấp hơn 500 mmHg, hỗn hợp khí hydrocarbon – không khí sẽ không cháy, nhưng cao hơn 500 mmHg giới hạn cháy nổ trên sẽ tăng nhanh. Trong giới hạn cháy nổ. Hỗn hợp hydrocarbon – không khí có thể di chuyển trên mặt đất một khoảng khá xa và có thể bắt cháy khi gặp các nguồn lửa, tia lửa điện và nguồn nhiệt. Ngoài ra trong không khí tự do có cả rủi ro về tự bốc cháy nếu nhiệt độ của khí hydrocarbon tương ứng với nhiệt độ tự bốc cháy của nó mà không cần tới mồi lửa hay nguồn nhiệt. Rủi ro càng tăng khí khối lượng hydrocarbon càng lớn. Để đề phòng cháy nổ trong công tác bảo quản và vận chuyển khí, người ta phải cho thêm vào khí một lượng nhỏ chất tạo mùi để có thể nhận biết ngay khi xuất hiện sự cố rò rỉ khí. Khi nồng độ đạt đến khoảng 20% giới hạn cháy nổ dưới khứu giác sẽ phát hiện. Chất tạo mùi được sử dụng là Ankin Mercaptan (R-SH) 3.2 Tính chất hóa học của khí hydrocarbon Khí hydrocarbon có công thức tổng quát là CnH2n + 2, ở nhiệt độ thường hydrocarbon không phản ứng với axit hay bazơ mạnh và nhiều hóa chất khác. Điều này được giải thích là vì trong lien kết của hydrocarbon no có các lien kết C-C và C-H là liên kết khá bền vững và rất ít phân cực. Khí hydrocarbon chỉ tham gia một số phản ứng sau: - Phản ứng halogen hóa: R-H+X-X Tia tử ngoại R-X+H-X - Phản ứng Nitro hóa: CH4 + HNO3 4500C CH3NO2 + H2O - Phản ứng Sunfua hóa: R-H + HO-SO3H xúc tác, t0 RSO3H + H2O - Phản ứng hydro hóa cắt mạch: R-R’ + H-H xúc tác, t0 RH + R’H - Phản ứng nhiệt phân (Crắcking): R-CH2-CH2-R xúc tác, t0 R-CH=CH2 + R’H - Phản ứng cháy: R-H + O2 t0 CO2 + H2O + Q Trong đó: R,R’- Gốc hydrocarbon X- Nguyên tử halogen Q- Nhiệt lượng 3.3 Phương trình trạng thái: 3.3.1 Phương trình Bôilơ-Mariôt Qua nghiên cứu về quá trình đẳng nhiệt của các chất khí, Bôilơ và Mariôt đã tìm ra qui luật mang tên các ông và được phát biểu như sau: Trong quá trình đẳng nhiệt của một khối khí, thể tích tỉ lệ nghịch với áp suất hay tích của áp suất và thể tích là một hằng số: P.V = const (2-5) 3.3.2 Định luật Avogadro ở cùng một điều kiện nhiệt độ và áp suất, các chất khí bất kỳ nếu có cùng số phân tử đều chiếm một thể tích như nhau. Hệ qủa: ở 00C và áp suất 1 atm 1 mol chất khí bất kỳ đều chiếm thể tích 22,4 lít 3.3.3 Phương trình trạng thái của khí lý tưởng Phương trình trạng thái của một mol khí lý tưởng được phát biểu như sau: P.V = R.T (2-6) Suy rộng cho n mol chất khí lý tưởng: P.V = n.R.T (2.6a) Trong đó: V- Thể tích khí (m3), P- áp suất (kPa), T- Nhiệt độ (0K), R- Hằng số khí (8,314 kpa.m3/kmol.0K) M- Khối lượng phân tử của khí 3.3.4 Phương trình trạng thái của khí thực: Tính chất nhiệt động của khí hydrocarbon rất khác với tính chất của khí lý tưởng, đặc biệt ở nhiệt độ thấp và áp suất cao. Vì vậy không thể sử dụng phương trình trạng hái của khí lý tưởng để xác định các tính chất của chúng. Do đó người ta đưa ra phương trình trạng thái mô tả hệ khí thực: P.V = z.n.R.T (2-6b) + Trong đó, z là hệ số hiệu chỉnh sự sai lệch giữa khí thực và khí lý tưởng, z phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ. Giá trị của z nằm trong khoảng từ 0,3 đến 2,0. + Để xác định hệ số z, ta tính nhiệt độ giả ráut gọn và áp suất giả ráut gọn, sau đó kết hợp với đồ thị Katz. II.1 Khái niệm về Condensate - Condensate là sản phẩm thu được trong quá trình chưng cất phân đoạn trong nhà máy xử lí khí. Thành phần Condensate chủ yếu là Hydrocacbon C5+ .[3] - Condensate là dạng trung gian giữa dầu mỏ và khí, có khối lượng riêng nhỏ hơn dầu và lớn hơn khí, có màu vàng rơm. Tồn tại ở thể khí trong vỉa khí và tồn tại ở thể lỏng dưới điều kiện áp suất, nhiệt độ giảm trong thiết bị tách dầu - khí. II.2 Sản lượng Condensate trên thế giới - Theo kết quả thống kê, nghiên cứu và dự báo của CERA (Cambridge Energy Research Associates), “Worldwide Liquids Capacity Outlook to 2010” thì sản lượng Condensate của các vùng như sau : Vùng\Năm 1990 1995 2000 2002 2003 2004 2005 2007* 2010* North America 553 555 640 690 690 695 700 700 700 Latin America 159 179 300 362 425 431 510 560 650 Western Europe 163 492 710 876 899 862 854 965 935 Eurasia 408 545 590 640 700 820 960 1200 Africa 427 635 845 912 979 1013 1095 1225 1390 Middle East 219 309 722 945 1177 1401 1487 1900 2410 Asia/Australia 431 402 560 620 682 746 880 1015 1190 Thế giới 1862 2980 4322 4995 5492 5848 6337 7325 8475 Bảng I.2 Sản lượng Condensate tại đầu giếng [13] Đơn vị: Ngàn thùng/ngày. (*), dự báo - Hiện nay trên thế giới đã có sự đầu tư khá lớn vào công nghệ chế biến khí để tách Condensate sản xuất: Methanol, Ethylene, polymer, dimethylethor phục vụ cho ngành công nghiệp hóa dầu, sử dụng làm nguyên liệu cho các ngành công nghiệp hóa, giao thông, nhu cầu sinh hoạt. - Việc khai thác cũng được đẩy mạnh nhằm đáp ứng nhu cầu, ví dụ như : * Australia có các giàn như: - Giàn khai thác khí NRA (North Rankin A Gas Production Flatform) là giàn khai thác khí lớn nhất thế giới, khoảng 42 150 tấn khí và 47 400 thùng Condensate/ngày. [16] - Giàn khai thác khí GWA (Goodwyn A Gas Production Flatform ) nằm cách NRA 23 km về hướng tây bắc, có khả năng khai thác 22 000 tấn khí và 110 000 thùng Condensate/ngày . [16] * Anh Quốc (United Kingdom) có giàn khai thác Goldeneye (Goldeneye Gas Flatform) ở biển Bắc-Âu với công suất khoảng 300 mmscf/d và 10000 thùng Condensate/ngày do SHELL điều hành.[14,15] II.3 Thành phần và trữ lượng Condensate ở nước ta Thành phần Condensate tập trung chủ yếu là các Hyrocacbon C5+ đến C10 . Trong đó ngoài các Hyrocacbon no, còn có các Hydrocacbon mạch vòng, thơm. Condensate thường được ổn định theo các tiêu chuẩn. STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Kết quả Phương pháp thử 1 Tỷ trọng ở 15 0C Kg/l 0.7352 ASTM D1298-99 2 áp suất hơi bão hòa ở 37,8 0C, max Psi 12,1 ASTM D323-99 3 Hàm lượng lưu huỳnh, max % kl 0,15 ASTM D1266-98 4 Hàm lượng nước tự do, max % thể tích 0 ASTM D95-99 5 Tổng hàm lượng axít, max mg KOH/g 0,033 ASTM D974-95 6 Ăn mòn tấm đồng trong 3 giờ ở 500C Số 1 ASTM D130-94 7 Trị số Octan (RON), min 55 ASTM D2699-95A 8 Chưng cất IBP, max FBP, max Hàm lượng cặn và hao hụt 0C 0C % thể tích 45 180 2,5 ASTM D86-96 Bảng I.3.1: Chỉ tiêu Condensate do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất [3] Một số đặc tính kỹ thuật của condensate: + áp suất hơi bảo hoà (psi): 12 + Tỷ trọng: 0.7352 + Độ nhớt ở 20 oC (cSt): 0.796 + oAPI: 12 + Trọng lượng phân tử: 107 + Chỉ số octan: 65 Tuy nhiên trong phạm vi các giàn nén khí thì sản phẩm Condensate chưa được ổn định cho nên thành phần của nó cũng sẽ có các cấu tử từ C1 đến C10 mà phần lớn sẽ từ C3 đến C8 (condensate trắng), mẫu condensate thực tế như sau: Cấu tử WT % Mole % Tỷ trọng lỏng (gm/cc) Trọng lượng mole (MW) Hydrogen Sulfide 0.8006 34.080 Carbon dioxide 0.000 0.000 0.8172 44.010 Nitrogen 0.000 0.000 0.8086 28.013 Methane 0.612 3.488 0.2997 16.043 Ethane 1.059 3.220 0.3562 30.070 Propane 2.986 6.191 0.5070 44.097 Iso – Butane 1.865 2.934 0.5629 58.123 N – Butane 4.002 6.296 0.5840 58.123 Iso – Pentane 3.018 3.825 0.6244 72.150 N – Pentane 4.513 5.720 0.6311 72.150 Hexanes 11.273 12.272 0.6850 84.000 Heptanes 17.284 16.464 0.7222 96.000 Octanes 16.710 14.281 0.7450 107.000 Nonanes 15.753 11.905 0.7640 121.000 Decanes 10.395 7.094 0.7780 134.000 Undecanes 6.044 3.760 0.7890 147.000 Dodecanes plus 4.487 2.549 0.8000 161.000 Bảng I.3.2: Kết quả phõn tớch condensate đen: 1-V-211B [2] Cấu tử WT % Mole % Tỷ trọng lỏng gm/cc Trọng lượng mole (MW) Hydrogen Sulfide 0.8006 34.080 Carbon dioxide 0.000 0.000 0.8172 44.010 Nitrogen 0.000 0.000 0.8086 28.013 Methane 3.112 12.831 0.2997 16.043 Ethane 3.614 7.950 0.3562 30.070 Propane 8.167 12.252 0.5070 44.097 Iso – Butane 4.634 5.274 0.5629 58.123 N – Butane 13.033 14.833 0.5840 58.123 Iso – Pentane 6.220 5.703 0.6244 72.150 N – Pentane 7.603 6.970 0.6311 72.150 Hexanes 13.903 10.672 0.6850 84.000 Heptanes 16.892 11.152 0.7222 96.000 Octanes 12.008 6.954 0.7450 107.000 Nonanes 7.665 3.953 0.7640 121.000 Decanes 2.970 1.381 0.7780 134.000 Undecanes 0.153 0.065 0.7890 147.000 Dodecanes plus 0.027 0.010 0.8000 161.000 Bảng I.3.3: Kết quả phân tích condensate trắng [2] Trữ lượng dầu và khí của Việt Nam được đánh giá có tiềm năng lớn (0,91,2 tỷ m3 dầu, 2100 2800 tỷ m3 khí). Nằm trong các bể trầm tích: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây, Sông Hồng, Phú Khánh...Năm 2004, sản lượng khai thác dầu khí đạt trên 20 triệu tấn dầu thô quy đổi. Dự kiến đến năm 2010, ngành dầu khí nước ta sẽ khai thác từ 30 32 triệu tấn dầu quy đổi [3]. Riêng đối với Condensate, các mỏ có trữ lượng thương mại như: Hải Thạch (BP) kết quả thử vỉa đã cho lưu lượng dòng tối đa là hơn 2 triệu m3 khí/ngày và 7250 thùng Condensate/ngày, Mộc Tinh (BP) được xác định trữ lượng khoảng 9,59 triệu thùng Condensate, Thanh Long (MJC) với lưu lượng 1115 thùng/ngày, Phương Đông (JVPC) kết quả thử vỉa 1100 thùng dầu - Condensate/ngày, Kim Cương (Petronas Carigali) có khoảng 3000 thùng dầu - Condensate/ngày, Lục Ngọc khoảng 2000 thùng dầu - Condensate/ngày, Sư Tử Trắng kết quả thử vỉa đã phát hiện hai vỉa chứa Condensate có khả năng cho khai thác 1 triệu m3 khí/ngày và từ 1000 đến 3000 thùng Condensate/ngày, Đại Hùng (PVEP) với các giếng R-10, 05- ĐH-10 cho kết quả 650.000m3 khí /ngày và dòng dầu 180 tấn/ngày ; Giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500.000 m3 khí/ngày và 160 tấn Condensate/ngày. Như vậy sản lượng Condensate của chúng ta khá phong phú. II.4 Hiện trạng khai thác và sử dụng Condensate ở nước ta Theo số liệu báo cáo của PV GAS thì sản lượng Condensate của nước ta hiện đạt đỉnh điểm trong năm 2003 với sản lượng là 157 nghìn tấn và đang giảm dần, năm 2004 sản lượng là 132 nghìn tấn, đến năm 2005 thì sản lượng là 113 nghìn tấn. Hình I.4: Sản lượng sản phẩm qua các năm [3] Hiện nay, Condensate chủ yếu thu nhận từ hai nhà máy xử lý và chế biến khí Dinh Cố (150000 tấn /năm) và Nam Côn Sơn (90000 tấn /năm). Dự kiến đến năm 2005 sẽ đưa vào khai thác mỏ Rồng Đôi sản lượng condensate đạt 90000 tấn /năm. Năm 2008, mỏ Hải Thạch 730000 tấn /năm. Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tính chất đặc thù của Condesate. PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng, với công suất khoảng 350000 tấn/năm.[3] tại Nhà máy Condensate - Khu công nghiệp Cái Mép - Bà Rịa Vũng Tàu; UBND.TPHCM đã đề nghị Thủ tướng Chính phủ quyết định việc thực hiện Dự án đầu tư công nghệ nâng chỉ số Octane phân đoạn naphta của Công ty Saigon Petro, tại Nhà máy lọc dầu Cát Lái với qui mô 5000 thùng/ngày [17] nên nhu cầu sử dụng Condenaste trong nước là rất lớn. Trên thị trường, giá Condensate khoảng 500 USD/tấn. Trước nhu cầu sử dụng Condensate như hiện nay thì cần phải xúc tiến việc khai thác cũng như mở rộng tìm kiếm các mỏ mới. Tại các giàn đang khai thác cần tận thu tối đa lượng Condensate nếu có, tận dụng hệ thống đường ống nội mỏ Bạch Hổ để dẫn lượng Condesate tận thu theo dòng khí đến CCP, GNKN. Tại đây sẽ áp dụng giải pháp để tận thu Condensate và bơm chung với khí về bờ.