При режиме закачки газ из магистральных газопроводов поступает в замерный пункт. После замера газ подаётся в компрессорный цех, компримируется до давления 80-87 кг/см2 и, после охлаждения в АВО, подаётся на блок входных ниток для распределения по газопроводам-шлейфам и скважинам и закачивается в подземное хранилище.
При режиме отбора газ от скважин ПХГ по шлейфам поступает на блок входных ниток, где на установках сепарации улавливается капельная влага и мехпримеси. Отсепарированный газ подаётся на установку осушки газа. Осушка осуществляется высококонцентрированным раствором ТЭГа (98,5-99,3%). После осушки газ замеряется на замерном пункте и, скомпримированный в компрессорном цехе, после охлаждения в АВО, подаётся в систему магистральных газопроводов. В начале сезона отбора, при высоких пластовых давлениях, газ в магистральные газопроводы может подаваться, минуя компрессорный цех.
Отсепарированная жидкость поступает на установку дегазации пластовой воды, где отделяется от углеводородного конденсата, растворённого газа и метанола. Затем жидкость направляется на установку очистки стоков.
Регенерированные метанол и конденсат от установки регенерации возвращается на склад реагентов и масел.
Для обеспечения безаварийной работы основных технологических установок на промплощадке ПХГ предусматриваются вспомогательные установки и сооружения:
система сброса газа высокого и низкого давлений;
установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов;
установка подогрева теплоносителя для технологических нужд;
компрессорная воздуха КИП;
установка получения инертного газа;
склад реагентов и масел;
установка приготовления моющего раствора для ГПА и регенерации фильтров;
маслохозяйство компрессорного цеха.
Расчёт количества эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд. м3 и производительностью 35 млн. м3/сут.
На старой промплощадке в настоящее время работает 31 скважина.
Средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ 3, 464 км;
Диаметр проходного сечения шлейфаD = 150 мм;
Среднее давление на устье скважины рн = 40,4 кг/см2;
Среднее давление на входе в блок сепарации рк = 36,2 кг/см2;
Средняя температура грунтаtгр = - 3,5 оС;
Средняя температура газа на устье скважиныtн = 7,7 оС;
Средняя температура газа на входе в блок сепарацииtк = 4,9 оС;
Средний суточный расход одного шлейфаQ = 0,542935 млн. м3/сут.
Для расчётов температуры и давления газа необходимо перевести в абсолютные величины:
Т = (t + 273,15) К; Р = (р+ 1) кг/см2.
Расчёт коэффициента гидравлической эффективности (Е)
шлейфа Ду150 мм
;
кг/см2;
;
;
К;
;
Коэффициент сжимаемости газа
,
где: 
;
= 0,2344;
тогда: 
=0,9144;
Коэффициент гидравлического сопротивления теоретический (
) шлейфа Ду150 мм
=0,0147;
Коэффициент гидравлического сопротивления фактический (
) шлейфа Ду150 мм
где: 
=0,3142;
тогда: 
=0,0179;
Коэффициент гидравлической эффективности шлейфа Ду150 мм
= 0,9056.
Расчёт коэффициентов гидравлического сопротивления и гидравлической эффективности "среднего" шлейфа выполнен для одного фактического режима работы шлейфов. В динамике все величины непрерывно меняются. Кроме того, расход газа по шлейфам напрямую зависит от перепада между давлением пласта и создавшимся давлением на замерном узле (в зависимости от режима работы газотранспортной системы). Причём эти зависимости при отборе и закачке разные (рис.5.4. и 5.5)
На новой промплощадке ПХГ проектируем шлейфы Ду300 мм. Исходя из того, что газ из ПХГ идёт с влагой, и возможны гидратообразования, принимаем для новых шлейфов такую же эффективность. Давление газа на устье скважин для расхода 35 млн. м3/сут рн = 37,9 кг/см2 (при неизменном давлении газа на входе в блок сепарации). Для упрощения расчётов, температуры газа (начальную и конечную) и грунта для шлейфа Ду300 мм принимаем такие же, как и в расчёте шлейфа Ду150 мм.