Disculpen, colegas que trabajan en el área de diseño: ¿cuál es la base para establecer las presiones en los separadores de petróleo, gas y agua de nivel uno y dos en las plataformas petroleras?

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Tengo esta idea: en el separador secundario (donde existe una bomba que transporta el producto hacia el almacenamiento), la presión de operación se determina teniendo en cuenta la presión de vapor saturado de los hidrocarburos ligeros, principalmente el propano. La presión de operación del separador secundario debería ser inferior a la presión de vapor saturado del propano a la temperatura de operación, esto con el fin de poder eliminar más propano y así lograr que el crudo almacenado después del proceso de separación sea más estable. No sé si el valor de presión establecido para el separador secundario tiene en cuenta este factor. Dado que hay una bomba en la salida del separador secundario, no es necesario que la presión sea muy alta. Me gustaría escuchar las opiniones de todos sobre los criterios que se utilizan para establecer la presión de operación del separador. Otra duda que tengo es si la desgasificación se lleva a cabo principalmente en el separador de primer nivel. La gran mayoría del gas disuelto puede ser eliminado en este separador. El separador de segundo nivel sirve principalmente para estabilizar el proceso. En nuestro caso, la presión de operación en el separador de primer nivel es de 400 KPa; en cambio, la presión diseñada para el separador de segundo nivel es de 30 KPa, pero en la práctica es de 70 KPa. ¿Podrían alguien explicarme esto? Creo que al pasar la presión de 400 a 70 o 30 KPa, en realidad no se elimina mucho metano; lo que realmente se elimina es propano. ¿Estoy en lo correcto al pensar así?