Gostaria de perguntar aos colegas que trabalham com design: qual é a base para a definição da pressão nos separadores de óleo, gás e água de primeiro e segundo nível nas plataformas petrolíferas?

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Tenho a seguinte ideia: a pressão de operação do separador secundário (onde existe uma bomba para transportar o produto para armazenamento) leva em consideração a pressão de vapor saturado dos hidrocarbonetos leves, principalmente o propano. Portanto, a pressão de operação do separador secundário deve ser menor que a pressão de vapor saturado do propano à temperatura de operação, a fim de permitir a remoção de mais propano. Assim, o petróleo bruto armazenado após a separação secundária fica mais estável. Não sei se o valor da pressão no separador secundário foi definido levando-se em conta esse fator. Como há uma bomba na saída do separador secundário, não é necessário que a pressão seja muito alta. Gostaria de ouvir as opiniões de todos sobre os critérios utilizados para definir a pressão de operação do separador. Outra dúvida é se a desgaseificação acontece principalmente no separador de primeiro nível. A grande maioria dos gases dissolvidos pode ser removida nesse separador. O separador de segundo nível tem como função principal estabilizar o processo. Aqui, a pressão de operação do separador de primeiro nível é de 400 KPa, enquanto a pressão projetada para o separador de segundo nível é de 30 KPa; na prática, porém, ela fica em 70 KPa. Gostaria que todos pudessem me ajudar a entender isso. Acho que, com uma pressão que varia de 400 para 70 ou 30 KPa, não é possível remover muita quantidade de metano. Na verdade, o que é removido, principalmente, é o propano. Não sei se esse meu raciocínio está correto