Lors du processus de construction d'un réservoir de stockage d'hydrogène dans une cavité salée, il est généralement nécessaire de transformer la cavité de dissolution en un espace de stockage utilisable en injectant du gaz pour évacuer la saumure. Les paramètres du procédé à cette étape affectent directement la capacité efficace de la cavité salée et la sécurité de fonctionnement. Afin de réduire les coûts et les risques de sécurité liés à l'utilisation de H₂ comme fluide d'évacuation de la saumure, et pour former une structure stable de couche tampon pendant la phase de construction, le CH₄, le N₂ et le CO₂ ont été choisis comme gaz de couche tampon. Leur comportement d'écoulement lors de l'injection pour l'évacuation de la saumure et leur impact sur la performance de stockage d'hydrogène dans la cavité salée ont été étudiés. Basé sur les paramètres géologiques de la région de sel Dunham aux États-Unis, un modèle tridimensionnel de la cavité salée a été construit en utilisant la plateforme de simulation numérique CMG-GEM. Une analyse systématique des facteurs clés tels que le débit d'évacuation, la pression d'injection et le type de gaz de couche tampon a été réalisée, en utilisant comme indicateurs le temps de pénétration de gaz, le volume cumulé d'injection, la capacité efficace de H₂ et la proportion de gaz de couche tampon. Les résultats de la simulation montrent que le débit d'évacuation est le facteur principal contrôlant le comportement de pénétration du gaz et la capacité efficace. Lorsque le débit d'évacuation augmente de 40 m³/h à 80 m³/h, le temps de pénétration du gaz avance d'environ 34 %, la capacité efficace de stockage d'hydrogène diminue d'environ 9 %, et la surface de contact gaz-eau passe d'une descente globale douce à une forme conique le long de l'axe du puits. L'augmentation de la pression d'injection de 22 MPa à 25 MPa peut augmenter le volume cumulé d'injection d'environ 13,6 %, mais a un effet limité sur le moment de survenue de la pénétration de gaz. Sous différentes conditions de gaz de couche tampon, en raison de la solubilité plus élevée et de la diminution de la tension interfaciale du CO₂, la pénétration de gaz est plus facile à se produire à l'étape d'évacuation, la proportion de gaz de couche tampon pouvant atteindre environ 45 % ; sous condition CH₄, une capacité efficace de H₂ plus élevée est obtenue ; le N₂ présente une proportion plus faible de gaz de couche tampon (environ 37 %) et des caractéristiques de pureté de H₂ plus favorables. De plus, différentes formes de cavités salées ont un impact significatif sur le comportement de pénétration du gaz, le volume cumulé d'injection et la capacité efficace, mais sous la même condition de débit d'évacuation, les lois générales d'évolution avec le changement de débit d'évacuation sont cohérentes pour les différentes formes de cavités, avec une variation faible de la proportion de gaz de couche tampon. L'étude montre qu'un choix raisonnable de gaz de couche tampon et un contrôle du débit d'évacuation lors de la phase de construction contribuent à retarder la survenue de la pénétration de gaz, à améliorer la capacité efficace de stockage d'hydrogène dans la cavité salée et la sécurité de fonctionnement, offrant ainsi une base pour la conception du procédé de construction des réservoirs de stockage d'hydrogène dans les cavités salées.

Stockage d'hydrogène en cavité salée; injection de gaz et évacuation de saumure; gaz de couche tampon; simulation numérique; pénétration de gaz