En el proceso de construcción del depósito de almacenamiento de hidrógeno en cavernas salinas, generalmente se requiere transformar la cavidad de disolución en un espacio utilizable para almacenamiento de hidrógeno mediante la inyección de gas para desplazar la salmuera. Los parámetros del proceso en esta etapa afectan directamente la capacidad efectiva de la caverna salina y la seguridad operativa. Para reducir el costo y los riesgos de seguridad asociados con el uso de H₂ como medio para desplazar la salmuera, y para formar una estructura estable de capa intermedia durante la fase de construcción, se seleccionaron CH₄, N₂ y CO₂ como gases de capa intermedia, y se estudió su comportamiento de flujo y su influencia en el desempeño del almacenamiento de hidrógeno durante la etapa de inyección para desplazar la salmuera. Basado en los parámetros geológicos de la región salina de Dunham en Estados Unidos, se construyó un modelo tridimensional de la caverna salina utilizando la plataforma de simulación numérica CMG-GEM, realizando un análisis sistemático de factores clave como la tasa de desplazamiento, la presión de inyección y el tipo de gas de capa intermedia, evaluados mediante indicadores como el tiempo de canalización, el volumen acumulado de inyección, la capacidad efectiva de H₂ y la proporción de gas de capa intermedia. Los resultados de la simulación muestran que la tasa de desplazamiento es el factor principal que controla el comportamiento de canalización y la capacidad efectiva. Cuando la tasa de desplazamiento aumenta de 40 m³/h a 80 m³/h, el tiempo de canalización se adelanta aproximadamente un 34%, la capacidad efectiva de almacenamiento de hidrógeno disminuye alrededor de un 9%, y la interfaz gas-agua evoluciona de un descenso generalizado y suave a una forma cónica a lo largo del eje del pozo. El aumento de la presión de inyección de 22 MPa a 25 MPa puede incrementar el volumen acumulado de inyección en aproximadamente un 13.6%, pero tiene un efecto limitado en el momento de inicio de la canalización. Bajo diferentes condiciones de gas de capa intermedia, debido a la mayor solubilidad y la reducción de la tensión interfacial de CO₂, la canalización ocurre más fácilmente durante la etapa de desplazamiento, con una proporción de gas de capa intermedia que puede alcanzar aproximadamente el 45%; bajo la condición de CH₄ se obtiene una mayor capacidad efectiva de H₂; N₂ presenta una proporción más baja de gas de capa intermedia (aproximadamente 37%) y características de pureza de H₂ más favorables. Además, diferentes formas de cavernas salinas tienen un impacto significativo en el comportamiento de canalización, el volumen acumulado de inyección y la capacidad efectiva, pero bajo la misma tasa de desplazamiento, las leyes generales de cambio con la tasa coinciden entre las diferentes formas, con poca variación en la proporción de gas de capa intermedia. El estudio indica que seleccionar razonablemente el gas de capa intermedia y controlar la tasa de desplazamiento durante la fase de construcción ayuda a retrasar la canalización, mejorar la capacidad efectiva de almacenamiento de hidrógeno en la caverna salina y la seguridad operativa, proporcionando una base para el diseño del proceso de construcción de depósitos de almacenamiento de hidrógeno en cavernas salinas.

Almacenamiento de hidrógeno en cavernas salinas; inyección de gas y desplazamiento de salmuera; gas de capa intermedia; simulación numérica; canalización de gas