Podzemna skladišta plina predstavljaju značajni segment plinske infrastrukture. Njihova primarna funkcija je osiguranje pouzdane i učinkovite opskrbe prirodnim plinom privatnih i javnih gospodarskih subjekata. Prirodni plin se skladišti unutar podzemnih geoloških formacija (ležišta), a ovisno o tipu geološke formacije predodređene su i njegove osnovne tehničke karakteristike. Kapacitet povlačenja (proizvodnje) i utiskivanja plina bitna je tehnička karakteristika svakog skladišta plina, a najvećim dijelom je u funkciji ležišnog tlaka, fizikalnih svojstava geološke formacije i broja bušotina. Za razliku od kapaciteta utiskivanja plina čija je maksimalna vrijednost održiva tijekom cijelog ciklusa rada skladišta, projektirani maksimalni kapacitet povlačenja održiv je samo do određene vrijednosti ležišnog tlaka koja se crpljenjem plina iz ležišta kontinuirano smanjuje. Budući da tijekom zimskih mjeseci skladište intenzivno radi, poželjno je da vrijednost ležišnog tlaka pri kojoj je moguća održivost maksimalnog izlaznog kapaciteta bude mala. Navedeno je bitno jer kapacitet povlačenja skladišta najviše doprinosi sigurnosti opskrbe plinom pri vršnim opterećenjima plinskog sustava. U okviru ovog doktorskog rada ispitan je utjecaj tehnoloških čimbenika koji utječu na radne karakteristike skladišta i održivost kapaciteta povlačenja plina. Prvenstveno se to odnosi na hidrauličke gubitke koji se javljaju prilikom protjecanja plina kroz dijelove proizvodne opreme, kao i interferenciju rada bušotina uslijed heterogenosti ležišta. Dijelovi proizvodne opreme koji su razmatrani i ispitani su sapnice i proizvodni niz radnih bušotina. Navedena problematika, kao i njezin utjecaj na radne karakteristike skladišta plina do danas nije ispitana na sustavan način. U svrhu ispitivanja postavljenih hipoteza, a na temelju proizvodnih podataka o radu podzemnog skladišta plina u Republici Hrvatskoj, razvijen je matematički model skladišta plina. Njegovom upotrebom moguće je ispitati utjecaj pojedinih segmenata proizvodne opreme na održivost maksimalnog izlaznog kapaciteta skladišta plina. Unutar modela za proračun pada tlaka kroz bušotinske i redukcijske sapnice postrojenja kao ključan parametar korišten je koeficijent lokalnog gubitka sapnice koji je u okviru ovog rada utvrđen eksperimentalno. Uz pomoć razvijenog matematičkog modela ispitane su različite konfiguracije. Rezultati računalnih simulacija su pokazali da promjer bušotinskih i redukcijskih sapnica znatno utječe na održivost kapaciteta povlačenja plina. Potvrđen je utjecaj promjera proizvodnog niza i interferencije rada bušotina na radne karakteristike skladišta plina. Podzemna skladišta plina predstavljaju značajni segment plinske infrastrukture. Njihova primarna funkcija je osiguranje pouzdane i učinkovite opskrbe prirodnim plinom privatnih i javnih gospodarskih subjekata. Prirodni plin se skladišti unutar podzemnih geoloških formacija (ležišta), a ovisno o tipu geološke formacije predodređene su i njegove osnovne tehničke karakteristike. Kapacitet povlačenja (proizvodnje) i utiskivanja plina bitna je tehnička karakteristika svakog skladišta plina, a najvećim dijelom je u funkciji ležišnog tlaka, fizikalnih svojstava geološke formacije i broja bušotina. Za razliku od kapaciteta utiskivanja plina čija je maksimalna vrijednost održiva tijekom cijelog ciklusa rada skladišta, projektirani maksimalni kapacitet povlačenja održiv je samo do određene vrijednosti ležišnog tlaka koja se crpljenjem plina iz ležišta kontinuirano smanjuje. Budući da tijekom zimskih mjeseci skladište intenzivno radi, poželjno je da vrijednost ležišnog tlaka pri kojoj je moguća održivost maksimalnog izlaznog kapaciteta bude mala. Navedeno je bitno jer kapacitet povlačenja skladišta najviše doprinosi sigurnosti opskrbe plinom pri vršnim opterećenjima plinskog sustava. U okviru ovog doktorskog rada ispitan je utjecaj tehnoloških čimbenika koji utječu na radne karakteristike skladišta i održivost kapaciteta povlačenja plina. Prvenstveno se to odnosi na hidrauličke gubitke koji se javljaju prilikom protjecanja plina kroz dijelove proizvodne opreme, kao i interferenciju rada bušotina uslijed heterogenosti ležišta. Dijelovi proizvodne opreme koji su razmatrani i ispitani su sapnice i proizvodni niz radnih bušotina. Navedena problematika, kao i njezin utjecaj na radne karakteristike skladišta plina do danas nije ispitana na sustavan način. U svrhu ispitivanja postavljenih hipoteza, a na temelju proizvodnih podataka o radu podzemnog skladišta plina u Republici Hrvatskoj, razvijen je matematički model skladišta plina. Njegovom upotrebom moguće je ispitati utjecaj pojedinih segmenata proizvodne opreme na održivost maksimalnog izlaznog kapaciteta skladišta plina. Unutar modela za proračun pada tlaka kroz bušotinske i redukcijske sapnice postrojenja kao ključan parametar korišten je koeficijent lokalnog gubitka sapnice koji je u okviru ovog rada utvrđen eksperimentalno. Uz pomoć razvijenog matematičkog modela ispitane su različite konfiguracije. Rezultati računalnih simulacija su pokazali da promjer bušotinskih i redukcijskih sapnica znatno utječe na održivost kapaciteta povlačenja plina. Potvrđen je utjecaj promjera proizvodnog niza i interferencije rada bušotina na radne karakteristike skladišta plina. Storage of natural gas in geological structures such as depleted fields, aquifers and salt caverns, plays an important role in gas supply system as it balances fluctuation of gas demand and price. It composes a supply-demand safety and optimizes the gas network capacity distribution. The importance of underground gas storage is reported worldwide for industrial and urban gas consumption. Injection and withdrawal capacity represents important technical characteristics of gas storage facility. It mainly depends on reservoir pressure, physical properties of geological formation, and the number of working wells. The present work focuses on determination of influencing parameters that affect performance of the storage facility and gas withdrawal capacity. Hydraulic loss in fluid flow through gas storage production equipment, and well interference effects in the surface gathering system, may have important influence on gas storage performance. The parts of the production equipment that are investigated are wellhead chokes and well production string (tubing). Stated issues and their impact on gas storage facility performance are so far not systematically studied. Integrated mathematical model is developed based on underground gas storage facility production data. Using this model, hydraulic loss is determined. A real test case (underground gas storage in depleted gas reservoirs), which consists of gas storage reservoir linked to surface facility is analyzed. The mathematical model uses experimentally determined pressure drop coefficient in chokes. The base case scenario created using real gas storage facility data (reservoir, fluid, production and pressure data) enables accomplishing a good history match with given parameters of the gas storage reservoir. Using the history match simulation case as initial scenario (base case), three different scenarios are created to determine injection and withdrawal performance of the gas storage field. First two scenarios include replacement of production equipment (tubing string and wellhead reduction station chokes). Third scenario analyzes well interference effects regarding surface gas gathering system. The results indicate that the pressure drop in chokes in underground gas storage facility has significant impact on gas storage operation and deliverability. When compared with the base case, all three scenarios indicate an increase in maximum sustainable gas storage withdrawal capacity. The average discharge coefficient value of 0.76 is obtained from field measurements.