En el proceso de construcción de depósitos de almacenamiento de hidrógeno en cavernas salinas, generalmente es necesario convertir las cavidades disueltas en espacios utilizables para el almacenamiento de hidrógeno mediante la inyección de gas y el desplazamiento de salmuera, y los parámetros del proceso en esta etapa afectan directamente la capacidad efectiva de la caverna y la seguridad de operación. Para reducir los costos y riesgos de seguridad causados por el uso de hidrógeno (H₂) como medio de desplazamiento de salmuera, y formar una estructura estable de capa intermedia en la fase de construcción, se seleccionaron metano (CH₄), nitrógeno (N₂) y dióxido de carbono (CO₂) como gases de capa intermedia, estudiando su comportamiento de flujo y el efecto sobre el rendimiento del almacenamiento de hidrógeno en la etapa de inyección y desplazamiento de salmuera. Basándose en los parámetros geológicos del área de sal Dunham en Estados Unidos, se construyó un modelo tridimensional de la caverna de sal utilizando la plataforma de simulación numérica CMG-GEM, analizando sistemáticamente factores clave como la velocidad de desplazamiento, la presión de inyección y el tipo de gas de capa intermedia, con indicadores de evaluación como el tiempo de migración del gas, la cantidad acumulada de inyección de gas, la capacidad efectiva de H₂ y la proporción de gas de capa intermedia. Los resultados de la simulación indican que la velocidad de desplazamiento es el factor principal que controla el comportamiento de migración del gas y la capacidad efectiva. Cuando la velocidad de desplazamiento aumenta de 40 m³/h a 80 m³/h, el tiempo de migración del gas se adelanta aproximadamente un 34 %, la capacidad efectiva de almacenamiento de hidrógeno se reduce alrededor del 9 %, y la interfaz gas-agua evoluciona de un descenso uniforme a una forma cónica a lo largo del eje del pozo. Aumentar la presión de inyección de 22 MPa a 25 MPa puede incrementar la cantidad acumulada de inyección en aproximadamente un 13,6 %, pero tiene un impacto limitado en el momento de la migración del gas. Bajo diferentes condiciones de gas de capa intermedia, el CO₂, debido a su mayor solubilidad y menor tensión interfacial, es más propenso a la migración de gas en la fase de desplazamiento, pudiendo su proporción alcanzar alrededor del 45 %; en condiciones de CH₄ se obtiene una mayor capacidad efectiva de H₂; el N₂ presenta una proporción más baja de gas de capa intermedia (alrededor del 37 %) y características favorables de pureza de H₂. Además, diferentes formas de cavernas salinas afectan significativamente el comportamiento de migración del gas, la cantidad acumulada de inyección y la capacidad efectiva, pero bajo la misma velocidad de desplazamiento, las reglas generales de cambio con la velocidad de desplazamiento para las diferentes formas de cavernas son consistentes y la variación en la proporción de gas de capa intermedia es pequeña. El estudio indica que una selección razonable de gas de capa intermedia y el control de la velocidad de desplazamiento durante la fase de construcción ayudan a retrasar la migración del gas, aumentar la capacidad efectiva de almacenamiento de hidrógeno en la caverna salina y mejorar la seguridad de operación, lo que proporciona 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; gases de capa intermedia; simulación numérica; migración de gas