海外关注地下储氢研究进展
近日，海外专业网站关注到中国科研人员在地下储存氢气技术方面取得的重要进展，为这一领域带来新的突破和希望。
中石油集团旗下CNPC Engineering Technology Research and Development Company Limited的科研团队Yuda Zhang 、 Guangjie Yuan、Yan Xia、 Yueyang Guan、 Tianen Liu、Zhi Chang等人于 4月8日在美国物理学会（AIP）发布的研究成果《From UGS to UHS—the era of net-zero carbon emissions》。
中国科研人员地下储氢研究成果摘要
地下储存系统（USS）可用于储存多种物质，其中地下储氢（UHS）和地下储气（UGS）以天然气和氢气为主要储存介质，受到广泛关注。
2013 年统计，全球有 688 个运行中的储气设施，截至目前，全球储气设施已超 700 个，美国和中国的储气设施数量和规模各有差异。随着能源需求的增长，地下储氢的需求也在不断增加，目前成功建设的储氢库多位于地下盐穴中。
地下空间的利用现状
选址：地下空间用于储存的类型包括枯竭油气藏、盐穴、含水层、水封洞穴和废弃矿井等，其中枯竭油气藏、盐穴和深含水层应用较为广泛。与其他储氢方法相比，地下储氢具有容量大、成本低和稳定性强等优势，但不同类型的地下空间在储氢方面各有优劣。
盐穴虽储气容量相对较小，但因其高韧性和良好的密封性能，成为目前主要的储氢场所。在盐穴选址和设计方面，有诸多参数和标准需要考虑，如盐穴的直径、高度、间距、运营压力范围等，这些参数会影响盐穴储氢的稳定性和安全性。同时，地质条件对盐穴储氢成本影响较大，不同地区盐穴储氢成本差异明显。
示范项目：为实现地下空间的高效稳定利用，需要解决多层技术难题。目前对多孔地层储能的一些特性，如传热、粘度、密度、毛细管压力和相对渗透率等，以及生物地球化学反应对储层和盖层机械强度的影响尚未完全了解。
含水层、枯竭油气藏等在储气和储氢方面有一定应用，但也面临一些问题，如含水层在储气过程中会出现成分变化，枯竭油气藏储氢时需降低氢气扩散和溶解损失。
全球多个国家开展了地下储氢相关的示范项目，如美国、英国、奥地利、荷兰和意大利等，这些项目在储氢技术研究和应用方面取得了一定成果。
地下储氢面临的挑战
地质和工程因素：氢气在地下储存过程中会因多种地质和工程因素导致损失。氢气的低密度、高扩散性使其容易泄漏，注入速率和地质构造会影响其迁移稳定性，且更容易沿井筒相关部位泄漏。
地层中的微生物若能代谢氢气，可能会改变储层孔隙结构和渗透率，影响储氢库密封，还可能产生硫化氢等有害气体。
氢气注入地下会引发化学反应，消耗氢气并可能导致储层密封失效、管道腐蚀等问题。缓冲气虽有助于工作气的注入和产出，但会影响产出气纯度，且在不同地质体中使用缓冲气存在不同问题。储层中富含粘土矿物时，接触角会影响氢气吸附，导致额外氢气损失。
井筒完整性失效：井筒完整性失效主要涉及金属、水泥和弹性体三类材料。金属在氢环境下会发生氢脆现象，导致机械性能下降、出现裂纹甚至破裂，普通套管不适合长期储氢，增加镍、锰、钼等元素含量可降低氢脆影响。
水泥密封环技术在储氢中的挑战主要源于氢气扩散，传统井筒水泥难以长期完全密封氢气，其扩散系数与孔隙结构参数、固化时间、相对湿度和水泥比等因素有关。弹性体在油气井中广泛应用，但在储氢环境下，可能因气压骤降、化学降解、磨损和高温等原因失效，酸性气体的存在会缩短其使用寿命，且当地层温度过高时很少使用。
结论与建议
结论：氢气独特的物理化学性质是导致其储存过程中损失的根本原因，这也使得储氢库在设计和建设上与传统储气库有显著差异，对地质围岩和盖层的密封、强度和韧性要求更高。
对于盐穴地下储氢，添加微生物抑制剂、特定化学溶质和表面活性剂有助于减少氢气损失。维持井筒完整性对储氢库安全运行至关重要。
建议：尽管盐穴储氢设施已在运行，但地下储氢技术仍处于探索和完善阶段。深入分析失效机制、优化防控策略、加强相关实验设备、数值模拟工具和智能监测系统的开发，是确保该技术可持续发展的关键。
鉴于地下盐穴储氢容量始终有限，探索其他储氢方法，如地下多孔介质储氢，对满足未来能源需求和推动净零排放转型至关重要。同时，新型储氢技术为储氢技术的多元化发展开辟了新途径。
参数分析汇总
地下储氢空间相关参数
盐穴：深度一般在 300 - 1800 米；运营压力为 30 - 210 bar；储存规模大；工作气比例大于 70%；建设成本约为 1.61 美元 /m3 。
从现有成功案例来看，
如美国的 Clemens Dome（1983 年，深度 850 米，高度 300 米，体积5.80×105m3 ，运营压力 70 - 135 bar）；
Moss Bluff（2007 年，深度 823 米，高度 579 米，体积5.66×105m3 ，运营压力 55 - 152 bar）；
Spindletop（2016 年，深度 1128 米，高度 518 米，体积9.06×105m3 ，运营压力 68 - 202 bar）；
英国的 Teesside（1972 年，深度约 350 米，高度 15 - 40 米，体积2.10×105m3 ，运营压力约 45 bar）。
盐穴设计时，一般认为顶部最小厚度大于盐穴直径的 75%，底部厚度为直径的 20%，盐穴间盐岩厚度需满足 4 倍盐穴直径或柱体宽度与直径比为 1.5。
枯竭油气藏：深度在 300 - 2700 米；运营压力 15 - 285 bar；储存规模大 - 巨大；工作气比例 5 - 60%；建设成本 1.23 美元 /m3 。
但该类储层存在残余油气，影响氢气纯度，不利于纯氢储存。
含水层：深度 100 - 2300 米；运营压力 30 - 315 bar；储存规模大 - 巨大；工作气比例 20 - 50%；建设成本 1.29 美元 /m3 。
其高含水饱和度可能导致氢气在循环过程中被封堵在孔隙中，造成氢气损失，目前相关储氢经验有限。
氢气性质及相关参数：氢气密度比其他气体低，在 20MPa、333.1K 时，氢气密度为 0.009kg/m3 ，而甲烷为 129kg/m3 ，二氧化碳为 723kg/m3 ；氢气粘度也较小，在 1atm、273K 时，氢气粘度为 0.018cP，甲烷为 0.013cP，二氧化碳为 0.06cP。
氢气扩散系数在 273.15K、101.325kPa 时是甲烷的 5 倍。氢气有两种自旋异构体，常温下普通氢由 75% 正氢和 25% 仲氢组成。
储气库运营压力相关参数：盐穴储气库运营压力上限应小于上覆岩层压力或套管鞋处破裂压力的 80%，以确保腔体稳定性和密封性。
循环加载可能导致层间气体渗漏，影响柱体稳定性，建议渗漏破坏区宽度不超顶板岩盐厚度的 10%，以此评估盐岩最大允许压力。
储气库运营压力需综合考虑多个因素，如各层岩性的最小破裂压力、防止顶部盐岩蠕变的最小压力以及避免层间滑动的最大压力。