Lors du processus de création d'un entrepôt de stockage d'hydrogène dans des cavités salines, il est généralement nécessaire de convertir les cavités dissoutes en un espace de stockage d'hydrogène utilisable grâce à l'injection de gaz et à l'évacuation du saumure, les paramètres du procédé à ce stade influençant directement la capacité effective du cavité saline et la sécurité de fonctionnement. Afin de réduire les coûts et les risques de sécurité liés à l'utilisation d'hydrogène (H₂) comme milieu d'évacuation de saumure, et de former une structure de couche tampon stable lors de la phase de création, le méthane (CH₄), l'azote (N₂) et le dioxyde de carbone (CO₂) ont été sélectionnés comme gaz de couche tampon pour étudier leur comportement d'écoulement et leur influence sur la performance de stockage d'hydrogène lors de l'injection de gaz et de l'évacuation de saumure. Basé sur les paramètres géologiques de la région salifère de Dunham aux États-Unis, un modèle 3D de cavité saline a été construit à l'aide de la plateforme de simulation numérique CMG-GEM pour analyser systématiquement les facteurs clés tels que le taux d'évacuation, la pression d'injection et le type de gaz de couche tampon, avec comme indicateurs d'évaluation le temps d'infiltration de gaz, le volume cumulé d'injection de gaz, la capacité effective en H₂ et la proportion de gaz de couche tampon. Les résultats de simulation montrent que le taux d'évacuation est le facteur principal contrôlant le comportement d'infiltration du gaz et la capacité effective. Lorsque le taux d'évacuation passe de 40 m³/h à 80 m³/h, le temps d'infiltration du gaz avance d'environ 34 %, la capacité effective de stockage d'hydrogène diminue d'environ 9 %, et l'interface gaz-eau évolue d'une baisse uniforme globale à une forme conique le long de l'axe du puits. L'augmentation de la pression d'injection de 22 MPa à 25 MPa permet d'augmenter le volume cumulé d'injection d'environ 13,6 %, mais a une influence limitée sur le moment de l'infiltration du gaz. Dans des conditions de différents gaz de couche tampon, le CO₂, en raison de sa solubilité élevée et de la réduction de la tension interfaciale, est plus susceptible de provoquer une infiltration de gaz lors de la phase d'évacuation, sa proportion dans les gaz de couche tampon pouvant atteindre environ 45 % ; sous condition CH₄, une capacité effective plus élevée en H₂ est obtenue ; le N₂ présente une proportion plus faible de gaz de couche tampon (environ 37 %) et une pureté d'H₂ favorable. En outre, différentes formes de cavités salines influencent significativement le comportement d'infiltration de gaz, le volume cumulé d'injection et la capacité effective, mais sous le même taux d'évacuation, les règles générales des variations avec le taux d'évacuation des différentes formes de cavités sont cohérentes, tandis que les variations de la proportion du gaz de couche tampon sont faibles. L'étude montre qu'un choix raisonnable du gaz de couche tampon et le contrôle du taux d'évacuation pendant la phase de création contribuent à retarder l'infiltration du gaz, à augmenter la capacité effective de stockage d'hydrogène dans les cavités salines et à améliorer la sécurité de fonctionnement, ce qui peut fournir une base pour la conception du procédé de création des entrepôts de stockage d'hydrogène dans les cavités salines.

stockage d'hydrogène en cavités salines; injection de gaz et évacuation de saumure; gaz de couche tampon; simulation numérique; infiltration de gaz