En este artículo, se ha estudiado la optimización de una planta de separación de petróleo y gas realista. Utilizando muestreo de hipercubo latino (LHS) y simulaciones de procesos rigurosas, se han establecido modelos sustitutos utilizando Kriging para las respuestas del modelo seleccionadas. Los modelos sustitutos se utilizan en combinación con un algoritmo evolutivo para optimizar el beneficio operativo, principalmente maximizando la producción de petróleo recuperable. Se optimizan un total de 10 variables que representan la presión y la temperatura en varios lugares clave de la planta de separación para maximizar el beneficio operativo. La optimización está limitada en las variables y se incluye una función de restricción para garantizar que la solución óptima permita la exportación de petróleo con una presión de vapor Reid (RVP) < 12 psia. El hallazgo principal es que, aunque se prefiere una alta presión en la primera etapa de separación, aparentemente no existe un ajuste óptimo único para la presión en los separadores posteriores. En el separador de la segunda etapa, aparentemente se revelan ajustes diferentes, pero más o menos igualmente óptimos. En la tercera y última etapa de separación, existe una correlación entre la presión del separador y la temperatura de entrada aplicada, donde diferentes combinaciones de presión y temperatura producen resultados igualmente óptimos.