Le stockage géologique de l'hydrogène repose sur l'expérience acquise avec le gaz naturel, utilisé habituellement pour fournir une capacité saisonnière. Les cavités salines créées par lessivage dans le sel gemme, offrent l'avantage d'être pratiquement imperméable aux gaz et sont à présent les seules structures utilisées pour stocker massivement de l'hydrogène dans le sous-sol. Au cours des dernières décennies, plusieurs exemples de stockage en cavité saline, d'hydrogène pur ou de mélange H2-CO ont vu le jour.

• A Kiel en Allemagne où depuis 1971, le gaz de la ville constitué à 60-65% d'hydrogène est stocké dans une cavité saline.
• A Teesside au Royaume-Uni où depuis plus de 30 ans, 3 cavités salines de 70 000 m3. Chacune permet de stocker 1 million de Nm3 d'hydrogène pratiquement pur (95% de H2 et 3-4% de CO2). Ces cavités sont situées à une profondeur moyenne de 370 m.
• A Clemens Dome, Lake Jackson au Texas (USA) où depuis 1986, Conoco Philips stocke 30,2 Mm3 d'hydrogène d'un gaz de synthèse (95% d'hydrogène) en cavité saline. La cavité a un volume géométrique de 580 000 m3 et est opérée entre 7-13,5 MPa avec un pouvoir calorifique minimal de 92 MWh.
• A Moss Bluff, Liberty County au Texas où depuis 2007, Praxair stocke 70,8 Mm3 d'hydrogène industriel en cavité saline. La cavité a un volume géométrique de 566 000 m3 et est opérée entre 7,6 et 13,4 MPa avec un pouvoir calorifique minimal de 80 GWh.
• A Spindletop Dome, à Beaumont au Texas (USA), Air Liquide a récemment mis en service la plus grande installation de stockage souterrain d'hydrogène en cavité saline au monde. La cavité saline est située à 1500 m de profondeur pour environ 70 m de diamètre.

Plusieurs études se déroulent actuellement dans le monde sur le stockage souterrain de l'hydrogène gazeux. En Europe, le projet européen HyPSTER (2021-2023) vise à démontrer la faisabilité de l'exploitation à l'échelle industrielle des stockages souterrains d'hydrogène en cavité saline. Dans ce cadre, un site pilote est prévu en France, à Bresse Vallons (Ain) autour de la cavité EZ53 qui est l'une des cavités salines les plus étudiées en France.

Cet article porte sur la modélisation de l'éruption d'une cavité saline de stockage d'hydrogène. L'éruption étant considérée comme l'un des accidents majeurs redoutés sur un tel site industriel. Un aspect important de la modélisation de l'éruption est la capacité de prédire avec précision le débit massique de gaz sortant de la tête de puits. Pour prédire avec précision ce phénomène, il faut être capable de simuler un écoulement turbulent du type Fanno : une option qui ne semble pas être disponible dans la plupart des logiciels utilisés par l'industrie pour prédire l'éruption. Il est ainsi possible de déterminer numériquement la durée de l'éruption avant que la cavité saline ne se vide complètement. Pour finir, la modélisation thermodynamique de l'hydrogène peut être couplée avec le problème de stabilité mécanique de la cavité saline afin de vérifier les zones potentiellement endommagées autour de la cavité (zone du sabot de cuvelage du puits).