نفت خروجی از چاه های نفتی حاوی مقداری اجزاء سبک مانند متان، اتان و . . . و نیز مقادیری h2s، co2 و n2 می باشد. برای داشتن نفتی مرغوب و قابل ارسال به صنایع پایین دست باید گاز و مواد مضر دیگر را از نفت جدا کرد. این جداسازی تا حدی در فاصله بین چاه ها و واحد بهره برداری به دلیل افت فشار خطوط لوله های انتقال انجام می شود. ولی باز فشار سیال و نیز مقدار مواد سبک موجود در نفت آنقدر زیاد است که نمی توان آن را به پالایشگاه ارسال نمود. به همین دلیل باید از جداکننده گاز– مایع استفاده کرد. برای جلوگیری از ورود اجزاء سنگین به فاز گاز، این جداسازی را معمولا در چند مرحله انجام می دهند. در واحد بهره برداری دهلران از سه جداکننده برای تفکیک گاز از نفت استفاده می شود. کیفیت و کمیت نفت ارسالی به پالایشگاه، به پارامترهایی نظیر خواص سیال، میزان گاز همراه نفت، فاصله چاه ها تا واحد بهره برداری، قطر خطوط لوله، درجه حرارت محیط، فشار جداکننده ها و . . . بستگی دارد. از میان پارامترهای بالا، تنها فشار و دمای محیط قابل تغییر می باشد و از این دو، فشار تفکیک گرها را می توان کنترل کرد. هدف از این پایان نامه، ارائه راهکارهایی برای یافتن فشار بهینه جداکننده ها می باشد. با توجه به این که این موضوع تاکنون کمتر مورد توجه محققین قرار گرفته است، روش دقیقی برای آن ارائه نشده و فشار مراحل جداسازی معمولا به صورت حدس و خطا اعمال می گردد. لازمه بدست آوردن فشار بهینه، شبیه سازی دقیق واحد می باشد. در این پروژه برای شبیه سازی واحد از سه معادله حالت srk، pr و پنگ-رابینسون بهبود یافته استفاده شده است. با مقایسه نتایج بدست آمده از شبیه سازی و داده های تجربی دریافتیم که هر سه معادله حالت پیش بینی خوبی از رفتار فازهای گاز و مایع ارائه می دهند اما خطای معادله حالت پنگ-رابینسون بهبود یافته کمترین مقدار را در هر سه مرحله داشت. در مرحله بعد فشار مراحل تفکیک بهینه سازی شده است. این بهینه سازی بر اساس مینیمم gor و ماکزیمم api می باشد. روند بهینه سازی به این صورت است که ابتدا واحد مورد نظر با استفاده از نرم افزار hysys شبیه سازی شده و با ثابت نگه داشتن فشار مراحل جداسازی، فشار یک مرحله بهینه می شود. معادله حالت مورد استفاده در این شبیه سازی pr می باشد که به دلیل دقت بالای آن انتخاب شده است. فشار مراحل جداسازی واحد تولید نفت خام در دو حالت زمستان و تابستان بهینه شده و در نهایت فشارهای بهینه مراحل تفکیک با فشارهای عملیاتی مقایسه شده است. بعد از مقایسه به این نتیجه رسیدیم که اگر فشارهای بهینه شده به جای فشارهای عملیاتی بکار برده شوند دبی حجمی نفت تولیدی در زمستان m3/day 24 و در تابستان m3/day 39 افزایش می یابد. در مبحث مدل سازی تاثیر فشار مراحل جداسازی روی gor و api نفت تولیدی مورد مطالعه قرار گرفتند. هر کدام از این پارامترها را در سه سطح مورد بررسی قرار دادیم. برای مدل سازی این واحد از طرح box-benken استفاده شده که حداقل 15 داده برای این طرح لازم است. داده های مورد نیاز با استفاده از برنامه نویسی در محیط matlab با معادله حالت پنگ-رابینسون بهبود یافته محاسبه شده است. سپس داده های gor و api را در دو حالت زمستان و تابستان با مدل رگراسیونی درجه دوم تطبیق دادیم و برای این کار از نرم افزار minitab استفاده کردیم. در نهایت با استفاده از همین نرم افزار مقادیر بهینه فشار تفکیک گرها را محاسبه نمودیم. با بررسی اهمیت ضرایب رگراسیونی مدل ها به این نتیجه رسیدیم که میزان فشار مرحله اول و سوم بیشترین تاثیر را روی مقدار نفت خروجی از واحد بهره برداری دارند. با مقایسه فشارهای عملیاتی و بهینه شده مراحل تفکیک دریافتیم که اگر فشارهای بهینه به جای فشارهای عملیاتی مراحل جداسازی اعمال گردد، میزان تولید نفت در زمستان m3/day 16 و در تابستان m3/day 8 افزایش پیدا می کند.