JP2018522190A - 地熱プラントにおける帯水層流体の内部エネルギーの利用方法 - Google Patents

Abstract

本発明は、ガス（Ｇ）及び場合により原油（Ｅ）と混じり合った地熱熱水（Ｔ）を含む帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを閉回路内で利用する方法に関する。本発明の目的は、帯水層流体の環境的にニュートラルで二酸化炭素フリーの利用と、電気及び熱エネルギーの環境に優しい供給を得ることである。これを達成するために、除去装置（１０）により帯水層（０）から帯水層流体（Ａ）を取り出し、ガス分離装置（１１）において帯水層流体（Ａ）を脱気することによりガス（Ｇ）を分離し、任意選択的に、原油（Ｅ）を、もし必要であるならば、分離し、熱水（Ｔ）の熱エネルギーを、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つのシステム（１２〜１４）において利用し、抽出されたガス（Ｇ）と任意選択的に分離された原油とを少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）において燃焼させ、ジェネレーター（２５）を運転することによりガス（Ｇ）の内部エネルギーを利用し、ＣＯ２を排ガスから分離し、帯水層中に再循環させる。【選択図】図１

Description

関連出願の相互参照
本願は、２０１５年４月２７日に出願されたスイス国特許出願第０５８０／１５号の優先権を主張し、当該特許出願の開示は、参照により本明細書に援用する。

本発明は、既存又は新規の原油及び／又は天然ガス源からのガスを含む水溶液の内部エネルギーを利用する方法を記載する。とりわけ、かかる鉱床は、帯水層だけでなく、原油及び天然ガス製造のための従来の方法で部分的に開発され、水の注入、特に塩水の注入により安定化された原油及び天然ガス鉱床も含む。本発明の範囲において、これらの鉱床は全て、簡潔さの理由から帯水層と呼び、帯水層から除去される全ての液体は帯水層流体と呼ばれる。本発明にしたがう帯水層流体は、多かれ少なかれ塩又は無機物を含有する水（後で、地熱水もしくは地熱熱水又は熱水と呼ばれる）であり、ガス及び場合によっては原油と混じり合っており、地熱エネルギーによって加熱されている。本発明の方法は、閉回路内で帯水層流体の内部エネルギーを利用する。本発明のさらなる主題は、帯水層からのガス及び場合によっては原油と混じり合った地熱水の内部エネルギーを閉回路内で利用するためのハイブリッド地熱プラント、並びに帯水層流体のエネルギーの改善された利用のための既存の地熱プラントの改造方法である。

すでに、長い間にわたって、帯水層からの地熱熱水又は熱塩水の熱エネルギー又は熱だけが利用されている。帯水層として知られている含水透水性岩石の地下層は、様々な地質学的地層に地殻の様々な深度で見られる。熱水のほかに、帯水層はしばしばガス鉱床も含む。これらの深さでの高圧のために、ガスは熱水中に溶解されており、かかる溶液は帯水層流体と呼ばれる。熱水中に溶解したガスは一般的に可燃性ガスであり、その単独のエネルギー及び化学的利用は経済的観点から有益でない。熱水に溶解されたガスは、メタン及び他のガス状炭化水素、水素及び／又は一酸化炭素や、例えば水蒸気及び／又は二酸化炭素のような可燃性でない成分を含む。帯水層流体の製造時に、ガスは、膨張し、溶液から追い出され、そして、吹き飛ばされたり、焼却されたりし、それが利用されない限り、気候関連ガスを放出する。

今日の掘削技術では、深部帯水層へのボアホールは、６０℃を超える初期温度を有する帯水層流体を最大数キロメートルまでの深さから生産することができる。建物の暖房に利用するほかに、熱水は発電にも利用されている。エネルギー利用の後、冷却された熱水は再循環装置によって帯水層中に再循環される。

例えば、GHC Bulletin, Summer 1990のBasicらによる「Improved utilization of low temp thermal water rich in hydrocarbon gases（炭化水素ガスに富む低温熱水の利用の改善）」から判るように、従来、溶解したガスを中に含む帯水層流体は、熱エネルギーを利用するのに先立って前処理されていた。そのため、ガス分離装置によって、帯水層流体からメタンが分離された。熱水のエネルギーは、熱エネルギーを利用するための装置において利用され、分離されたメタンのエネルギーは、その後の燃焼プロセスに利用可能であった。この燃焼プロセスは、一方では、発電用のジェネレーターに接続されたガスエンジンにおける分離されたメタンの燃焼を含み、他方で、得られた熱水をさらに加熱するためのメタンの直接燃焼により得られた熱エネルギーの利用を含む。熱水とメタンのエネルギーを利用した後、冷却された熱水が帯水層中に再注入され、それによって、再注入に必要なエネルギーがメタン燃焼により得られる。この方法によって、帯水層流体に含まれるエネルギーは良好であるが、最適には利用されない。

Basicによるメタンの燃焼は煙道ガスを発生するため、これは、その他の点では、帯水層流体の内部エネルギーを環境に優しく利用するものであるが、煙道ガスの放出のために、フレアリングと同様な環境汚染が生じる。

さらに、今日、多くの原油鉱床が既に開発されており、現存する原油の量は、努力を重ねて初めて生産できるものであり、そのため、（費用）効率の高い生産方法が望まれている。これらの鉱床は、本発明の意味において好適な帯水層であるように、水で十分に満たされている。

水注入を利用する生産方法のため、著しく開発された原油鉱床だけでなく、全く新しい原油鉱床が適切な帯水層である。

本発明が解決しようとする課題は、ガス及び任意に原油と混じり合った地熱熱水の内部エネルギーの閉回路内でのエネルギー利用を最適化することである。この場合、帯水層流体の環境的にニュートラルでＣＯ_２フリーの利用と、電気及び熱エネルギーの環境に優しい供給が達成される。本発明の範囲において、閉回路とは、ほとんど排出物が生じない方法を意味するが、ガス及び任意に原油が除去され（そして任意選択的に他の場所で利用される）、ＣＯ_２（任意選択的に他の人為的発生源からのものも）が再循環される。

天然ガスと原油とを一緒に取り上げる場合や、天然ガスであろうと原油であろうと差がない場合には、炭化水素という用語も以下で用いる。

天然ガス（以下で、たんにガスとも呼ぶ）及び任意に原油と混じり合った地熱熱水を含む帯水層流体の内部エネルギーを閉回路内で利用する方法は、
− 汲上設備によって帯水層から帯水層流体を生じさせる工程、
− ガス分離装置において帯水層流体を脱気することによりガスを分離して脱気された熱水を生じさせる工程、
− 任意選択的に、油分離装置において原油を分離して、油フリーの脱気された熱水をもたらす工程、
− 少なくとも１つの循環している熱媒体を加熱するため又は例えば海水のような塩を含む水の脱塩のための少なくとも１つの熱交換機において、脱気された熱水の熱エネルギーを利用する工程、さらに、
− 少なくとも１つの燃焼装置において分離された炭化水素を用いて少なくとも１回の燃焼プロセスを実施するとともに、少なくとも１つのジェネレーターを運転することによって炭化水素の内部エネルギーを利用する工程、
− 冷却された煙道（排気）ガスからＣＯ_２を除去するためのガススクラバー、特にアミンスクラバー設備を備えた煙道ガス処理装置によって、煙道（排気）ガスから望ましくない物質を除去する工程、及び
− ＣＯ_２及び冷却された熱水を帯水層中に再注入する工程、
により特徴づけられる。

ＣＯ_２と熱水の再注入は、別々に（ＣＯ_２を超臨界状態に変換後）、又は冷却された熱水にＣＯ_２を供給した後に実施することができる。

セパレーターに依存して、ガス及び原油の分離は同一のセパレーターで実施できるが、現在のところ、２つの別個のセパレーターが好ましい。

帯水層が非常に高圧下にある場合には、少なくとも１つのセパレーターに帯水層流体を供給する前に、圧力解放後に回路内にもたらされる過圧下に帯水層流体が存在するような程度まで、その圧力を解放することが妥当であるか又は必要である。これは、例えば、帯水層流体が発電用装置を通過するセパレーターの上流で行うことができる。好適な装置は、ジェネレーター又はリバースランニング圧縮器に接続されたタービンである。

帯水層流体中にガス及び原油を含む帯水層の場合、原油をプラントから除去して他の利用法に供給することができ、あるいは、プラント内で原油を直接燃焼させてガスと同様に利用することができ、これは、原油の量が少ない場合に特に妥当である。

煙道ガスの浄化は、例えば、燃焼装置の上流において最適化することができ、ガスと場合により原油とを燃焼用空気と混合するため、及び、任意選択的に、ガス−（オイル）−空気混合物を燃焼装置へのその供給前に予熱するための混合装置が設けられ、混合装置における混合率は、煙道ガス中に配置されたラムダセンサーによって制御される。煙道ガスの組成を最適化する代替的又は追加の実行可能な手段は、燃焼装置の下流であってガススクラバーの上流に配置された煙道ガス浄化装置、特に触媒を含む。しかし、殆どの場合、それぞれガススクラビングによる煙道ガス浄化又はＣＯ_２分離で十分である。

ガスだけでなく油を利用する場合、別個の燃焼装置でガス及び油を燃焼させることも可能であり、油の組成に依存して、別個の燃焼装置でガス及び油を燃焼させることがおそらく好ましい。例えば、ガス燃焼の下流よりも油燃焼の下流に他の（触媒）煙道ガス浄化装置を設けるべき場合には、これが得策であろう。

代わりに、又は、さらに、燃焼の前に、例えば重金属、硫黄化合物などのような、煙道ガスの浄化又は燃焼に影響を及ぼしうる物質が除去され、燃焼装置内に堆積することも、煙道ガス流に入ることもできないように、原油精製を燃焼の上流で行ってもよい。かかる方法は原油業界の当業者に知られている。

本方法によって、帯水層流体の局所的に利用可能な化石堆積層の煙道ガスフリーの電気的及び熱的利用が達成される。

本発明のさらに別の目的は、帯水層からの可燃性ガス及び場合により原油と混じり合った地熱熱水の内部エネルギーを閉回路内で利用するために地熱プラントであって、
帯水層流体のための少なくとも１つの汲上装置、
帯水層流体を熱水とガスと任意選択的に原油とに分離するためのガス及び任意選択的にオイルのセパレーター、
循環している熱媒体を加熱するため又は脱塩プラントにおいて熱水に含まれる熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの熱交換器、
分離されたガスのための燃焼装置及び任意選択的に油のための燃焼装置であって、各燃焼装置に少なくとも１つの発電用ジェネレーターが接続されている燃焼装置、
煙道ガスの熱エネルギーを利用するための装置の下流の煙道ガス流中に配置されたＣＯ_２を分離するためのガススクラバー、特にアミンスクラバー、
ガススクラビング後に得られたＣＯ_２を、少なくとも１つの熱交換器から出た熱水用の再循環ライン／パイプに供給するための供給ライン／パイプ、又は、再注入ボアホールを通じて帯水層に二酸化炭素及び冷却された熱水を注入するための少なくとも１つの再循環設備に直結しているライン／パイプのいずれか、
を備える。

ＣＯ_２の再注入は２つの方法で実施できる：
熱水が十分に冷却される場合、ＣＯ_２を、圧縮し、次いで、少なくとも１つの熱交換器を出た熱水用の再循環ライン／パイプに圧入し、再循環設備を介して水と一緒に帯水層中に再注入することができる。この方法は、帯水層の熱エネルギーが非常に徹底的に利用された場合、すなわち熱水が３５℃未満に、特に好ましくは約２７℃以下に冷却された場合に特に適している。
熱水の利用がそれほど徹底的でない場合、すなわち２７℃を超える温度、特に少なくとも３５℃の温度の場合、ＣＯ_２が超臨界状態（ｓｃＣＯ_２）に達するまでＣＯ_２を圧縮し、それを熱水と別々に帯水層中に再循環させることも可能である。この再循環又は再注入は、帯水層内の圧力がおよそｓｃＣＯ_２の圧力（一般的に少なくとも７３バール）に相当する深さまで再注入ボアホールを介して実施される。これは、熱水用の再注入ラインに加えてｓｃＣＯ_２用のラインを含む坑口装置によって行うことができる。ｓｃＣＯ_２用のかかるラインは、再循環ライン内に同心円状に配置されたライン、例えば同心パイプ、特にクロム又はクロム合金製のパイプであることができる。ＣＯ_２を熱水に溶解させた後、溶液を帯水層中によりいっそう深くに、例えば２０００〜２５００ｍの深さまで供給することができる。

好ましい一実施形態において、ハイブリッド地熱発電プラントは、さらに、気体及び場合により原油を燃焼用空気と混合するための少なくとも１つの混合装置を備える。当該混合装置は、少なくとも１つの燃焼装置の上流に配置されている、及び／又は、燃焼装置の下流に配置された、例えば触媒のような煙道ガス浄化装置の上流に配置されている。

さらに好ましい一実施形態において、地熱プラントは、さらに煙道ガス浄化装置の下流の煙道ガス流中に配置された少なくとも１つの熱交換器を備える。

さらに別の好ましい一実施形態において、ＣＯ_２と冷却された熱水との可能な混合は、トリクルスクラバー、特に少なくとも部分的にパッキングを充填したトリクルスクラバーにおいて実施される。トリクルスクラバーにおいて、ガスは、所望の高圧下で存在し、しかも、水がＣＯ_２で飽和するまで水を「滴らせる」。

アップグレーディング／浄化プラントでアミン洗浄／スクラビングによって処理される煙道ガスは、一般的に、ＣＯ_２分離に関連する２つの特徴：比較的高容量の流れ及び比較的低いＣＯ_２含有量を有する。これは、ＣＯ_２の吸収のために、非常に多量の活性表面が、煙道ガスとアミンとの反応に必要であることを意味する。

活性表面は、煙道ガス及びアミン洗浄液が物質移動を行う領域、すなわちＣＯ_２が洗浄／スクラビング溶液によって化学的に吸収される領域である。この活性表面は、好ましくは、１つより多い、例えば２つの、構造化されたパッキングセクションを含み、それらの各々は、流体収集及び再分配手段を備えている。収集及び再分配によって、構造化パッキングの全領域において、洗浄液のより均一な濃度が確保される。

考慮すべきさらなる態様は、アミン洗浄液が規定された反応速度を有することである。これは、温度と圧力を考慮して決定されなければならない、正確に規定された十分に長い反応距離が必要である。アミン洗浄液の例えば約３５℃温度及び約１６バール（bar）のわずかな過圧では、好ましいカラム高さは約３０ｍである。良好な吸収を確保するために、煙道ガスは洗浄液に対して向流で流れる。煙道ガス及び洗浄／スクラビング溶液には、反応のための十分な時間及び空間を与えなければならず、これらはカラムの高さ及び活性表面によって確保される。処理された煙道ガスにおいて、１体積％未満の要求ＣＯ_２含有量及び高い吸着効率を達成するために、上記のパラメーターを最適化し、それに従うことが必要である。

好適な洗浄／スクラビングカラムは、以下のコンポーネントを備える：
・サンプから取り出され、炭酸アンモニウムの分解に供給されたＣＯ_２富化洗浄液を収集するためのカラムサンプ。
・液体入口、
・構造化パッキングを備えた吸収及び洗浄セクション、
・洗浄セクション間の液体コレクター及び再分配器、
・デミスター
・パイプライン及び測定装置のための複数の接続部、及び
・マンホール。

したがって、上に示したパラメーターの場合及び２つの吸収セクションを備えた洗浄カラムの場合には、最低構造体高さは３０ｍとなる。

洗浄カラムの出口でのＣＯ_２減少ガス中のアミン損失を減少させるために、好ましくは、下流洗浄装置をカラムの頂部に設置する。

この下流洗浄装置では、ＣＯ_２減少ガス中のアミン含有蒸気が熱交換器によって冷却され、アミン蒸気溶液が凝縮する。この溶液は、都合よいことに、デミスターによって当該システムに再循環される。

これによって、反応プロセスからの水の損失も最小限に抑えられ、これによって、洗浄プロセスにおける水需要が著しく減少する。

上に示したパラメーターの場合、好適な下流スクラバーは約６ｍの高さを有するので、下流スクラバーを含む洗浄／スクラビングカラムは約３６ｍの全高となる。

本発明のさらなる目的は、任意選択的に高温ガスに含まれる熱エネルギーを利用するための後続の装置との組み合わせで特定のガスセパレーターを使用すること、及び／又は、最適なクリーン燃焼を確実にする付加的装置を備えた燃焼装置を使用することである。かかる装置は、既存のプラントの改良に適合させることができ、それぞれの改良プロセスでの利用に最適化することができる。
本発明のさらなる実施形態、利点及び用途は、添付の特許請求の範囲と図面を参照する以下の説明からもたらされる。

図１は、本発明の方法を実施するために必要又は非常に望ましい装置／設備を備えた地熱プラントの概略図である。 図２は、本発明の方法を実施するためのより多くの装置／設備を備えた地熱プラントの概略図である。 図３は、原油生産を含むプロセスについての、図１の地熱プラントの一部の概略図である。 図４は、原油生産を含むプロセスについての、図２の地熱プラントの一部の概略図である。 図５は、天然ガスと原油とを別々に燃焼させる、図２及び図４の地熱プラントの一部の概略図である。 図６は、ｓｃＣＯ_２としてのＣＯ_２と熱水との代替的な個別再注入が行われる、図１又は図２の地熱プラントの一部の概略図である。 図７は、海水の脱塩のための熱水の代替的な利用が行われる、図１又は図２の地熱プラントの一部の概略図である。

図には、地層中の帯水層０に接続されたハイブリッド地熱プラント１が概略的に示されている。この帯水層０は、ガスＧ及び場合により原油Ｅを含む熱水Ｔである帯水層流体Ａを含む。帯水層流体Ａは、好ましくは、６０℃以上の初期温度Ｔｉと、大気圧よりも高い帯水層０中の初期圧力ｐｉを有する。

原則的には、いずれの帯水層流体Ａも適切な帯水層流体Ａであり、高温であり、高いガス成分含有量を有し、及び、場合により高い原油含有量を有する帯水層流体Ａが好ましい。必要に応じてＣＯ_２富化された、冷却された熱水の再循環時に、塩含有量が非常に低くて再循環ラインの詰まりをもたらすおそれのある結晶化が起こらない帯水層流体の場合に、メンテナンス作業は一般的に少ない。一般的にボアホール及びラインの詰まりを防止する手段は後述する。

数メートル乃至数キロメートルの地表下の深さに達しうる少なくとも１個、好ましくは数個、例えば４個の汲上ボアホール１００によって、帯水層０への少なくとも１つの入口が達成される。それぞれの汲上ボアホール１００の領域にある汲上装置１０によって、帯水層流体Ａが地熱プラント１に供給される。

好ましくは、各汲上ボアホール１００は、汲上装置１０を備え、各汲上設備１０は、汲上ポンプを備える。ボアホール１つあたり１つのポンプによって、１つより多く、好ましくは４つの汲上ボアホールを介しての汲上げは、通常の運転中に、ポンプを低容量で運転できるという利点を有する。例えば４つのポンプの場合には、それらの最大容量の例えば２／３で運転することができる。これにより、ポンプの寿命を延ばすことができ、１つのポンプが例えば修理のために停止している場合、他のポンプ能力を増加させることで搬送能力を容易に一定に保つことができる。

少なくとも１つの汲上設備１０によって帯水層０から汲上げられた帯水層流体Ａは、ガス分離装置１１に供給される。このガス分離装置１１では、ガスＧ、特に純粋なメタン又は可燃性炭化水素の部分がそれぞれ帯水層Ａから分離され、さらに処理されて、熱水Ｔとは別々に利用される。

帯水層流体Ａを熱水Ｔと（メタンリッチ）ガスＧに分離することは、好ましくは分離装置１１によって実施される。かかる分離装置１１の一実施形態では、帯水層流体Ａの表面積が著しく増大する。大きな表面積、帯水層に見出される温度Ｔｉ（しばしば６０℃以上）に対応する帯水層流体の高い温度、及び帯水層から帯水層流体Ａのｐｉからかなり低い圧力、例えば２０〜５００ｈＰａのわずかな過圧（全ての圧力情報は周囲圧力に対する過圧を意味する）への圧力解放によって、ガスＧは熱水から完全に又は少なくともほぼ完全に分離される。さらなる対策は必要でない。分離装置１１の表面積の増加は、様々な方法、特に、例えば激しい撹拌により、帯水層流体を強い運動にさらすことによって、又は帯水層Ａを小さな滴の形態で分離装置１１中に噴霧することによって、得ることができる。ガスの汲上げは連続的に実施することが好ましい。

分離されたガスＧは高い含水率を有するため、燃焼装置へのその供給前に、乾燥装置２２において乾燥される。それによって、最小限に希釈されたガスがガス燃焼に供給される。ガスは、Ｔｉと同様の高い温度を有するため、その熱エネルギーを、例えば熱交換器２１のような熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置であって、例えば、後で、熱水を用いて運転される熱交換器１２，１３，１４においてその最終的な熱を得る熱媒体を加熱（予熱）するための少なくとも１つの装置において利用することができる。

別のガス分離装置１１において、分離は、わずかに過圧では分離は実施されないが、１０４℃で通常約３バール（３０００ｈＰａ）の実質的な過圧下では実施される。過圧は、気体状の水が少なくて、ガスと共に汲上げられる水が少なく、その結果、凝縮器の負荷がかなり小さくなるという効果を有する。それにもかかわらず、ガスと水との迅速な分離を得るために、横に広がる円筒状の圧力容器、すなわち、その水平方向の広がりがその垂直方向に広がりよりも大きいセパレーターが好ましい。帯水層流体をこのセパレーター中に噴霧してもよいが、大抵の場合、たんに帯水層流体を、例えば上部から、一方の側に供給し、そして、底部の圧力容器の反対側で、脱気された熱水を入口からできるだけ遠くで取り出すだけで十分である。また、このセパレーターを用いる場合、ガスの取り出しは好ましくは連続的に実施され、また、高圧運転に適合されたこのガスセパレーター１１は、好ましくは、下流に凝縮器が接続される。

帯水層流体Ａが原油Ｅも含む場合、原油は別のセパレーター、一般的には、ガスセパレーターの下流のセパレーターで分離されることが好ましい。原油は、その量に依存して、回路から除去することができ、あるいは、回路内での燃焼に原油を供給することができる。

非常に高圧下にある帯水層流体Ａの場合、圧力の一部を解放する、すなわちガスセパレーター１１の上流で当該回路で望まれる過圧まで圧力を解放する必要があることがある。それによって放出されたエネルギーは、適切には、発電機やバックワードランニング圧縮器に接続された、例えばタービンのような装置による発電のためにも利用される。

地熱プラント１内の、それぞれガスフリーの又は脱気された、そして必要に応じて原油が分離された熱水Ｔは、熱水Ｔが、ポンプ１８によって、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置１２〜１６に供給されることで利用される。熱エネルギーを利用するためのこの少なくとも１つの装置は、特に、少なくとも１つの熱交換器（示されているのは３つの熱交換器１２，１３，１４である）、あるいは、低圧蒸気エンジンもしくは廃熱発電プラント又はＯＲＣ（有機ランキンサイクル）発電プラント１５，１６（下記参照）のいずれかである。この利用は、少なくとも１つの循環された熱媒体又は熱伝達媒体の加熱であることができる。下流プロセスステップにおいて、熱交換器１２，１３，１４を出た加熱／熱伝達媒体は、特に、アパートやグリーンハウスなどを温めるための地域暖房として、又は電気を発生させるために利用される。

別の用途において、熱交換器は、低温熱脱塩（ＬＴＴＤ）プラントを運転するために利用される。このプロセスでは、塩水は、最初に、熱水１２，１３，１４により運転される１つ又は２つ以上の熱交換器で水蒸気と濃縮塩水に分離され、次いで場合によっては蒸気で加熱された１つ以上の熱交換器１９，１９ａで分離される（図７参照）。このプロセスでは、熱水又は蒸気のエネルギー含有量が熱交換器１２の下流で減少すること、及び、好ましくは圧力も低下することが考慮されなければならず、ポンプ１８ａを利用することによって圧力の減少をさらに促進してもよい。このプロセスの最後のステップとして、最後の熱交換器の出口に残っている蒸気を凝縮させる凝縮器が適用される。この凝縮器は、例えば、冷却媒体として新鮮な海水を用いて冷却できる。

例えば海のような水源が近くにない場合、海水の代わりに冷却された熱水を利用でき、あるいは、十分にクリーンでない水源も利用できるが、海水が好ましい。

任意選択的に、及び、好ましくは、熱水は、熱交換器１２，１３，１４の上流の熱交換器１５において、又は任意選択的に、脱塩プロセスに組み込まれた熱交換器、例えば蒸気を最後の工程（図示せず）で凝縮するための熱交換器において、発電のために利用することができる。発電のための適切なプロセスは、例えば、低圧蒸気エンジン又は廃熱発電プラント又はＯＲＣ発電プラント（１５，１６）を使用する。電気エネルギーを発生させるための特に好適かつ好ましい方法は、ガスタービン用のＯＲＣプロセス（有機ランキンサイクル）である。ＯＲＣプロセスでは、熱伝達媒体が熱交換器１５においてその沸点を超えるまで加熱され、この熱伝達媒体はガスタービン１６を作動させるために利用され、そして凝縮後に、熱交換器１５に再循環される。かかるプロセスの場合、熱水の温度より約１５〜２５℃低い沸点を有する媒体、例えば４９℃のような、４５℃〜５０℃の範囲内の媒体が適している。かかるＯＲＣプロセスの効率は低い（一般的に＜２０％、ほとんどの場合＜１５％）が、上流の熱交換器で発生した電気は、ポンプ能力、下流の熱交換器１２，１３，１４における加熱回路を支援するために必要とされるポンプ能力にとってほとんどの場合十分であることが見出された。

熱水のエネルギー含有量に依存して、利用を組み合わせることができる。すなわちＯＲＣプロセスにおける発電のため、及び／又は、地域暖房の生成のため、及び／又は、脱塩のための利用であることができる。

燃焼プロセスを最適化するために、燃焼装置２４に、純粋なガスＧではなく、混合装置２３において空気と予混合されたガスＧを供給してもよい。

好ましい一実施形態において、任意選択的に空気と予混合されたガスＧは、燃焼装置２４に入る前に予熱される。これは熱交換器２６によって行うことができ、その熱媒体、例えば水は、煙道ガス流内に配置された熱交換器２９においてガス燃焼からの煙道ガスにより加熱される。

また、天然ガスの他に原油も燃焼されるある代替方法でも、空気との予混合は燃焼の改善をもたらすことができる。しかし、この場合、原油又は原油と天然ガスの混合物を微小滴でさらに噴霧することが妥当であろう。

分離された原油の燃焼を伴うさらなる一実施形態では、しばしば空気との予混合は行われないが、特に原油を微小滴として混合チャンバ内に噴霧して即座に燃焼装置に供給できる場合には、かかる予混合を適用してもよい。

本発明の方法の一実施形態において、煙道ガス中の残留酸素含有量をラムダセンサーにより測定し、次に、ガスＧ、特にメタン及び場合により原油Ｅに対する供給された燃焼用空気の比を、混合装置２３において及び／又は燃焼装置２４において直接的に、適切に制御する。この比は、高効率で、しかも可能な限り有毒な煙霧が少なくて燃焼がすすむように、調節することができる。帯水層０中に後で再注入する際に帯水層０を損傷するのを防止するために、まず、酸素は帯水層０における損傷をもたらすおそれがあるため、特に、例えばメタン分解のような化学的な炭化水素の分解によって、煙道ガス中に酸素が存在しないことが観測されねばならない。これは、ガススクラバー、特に炭酸アンモニウム分解装置３１（下記参照）に結合されたアミンスクラバー３０におけるガススクラビングによって達成することができ、必要に応じて、一緒に、制御された燃焼を行っても、及び/又は、その後に、煙道ガス処理装置２７、例えば触媒によって、煙道ガスの処理を行ってもよい。

少なくとも１つの燃焼装置２４，２４ａの下流で、少なくとも１つのジェネレーター２５，２５ａ（燃焼装置１つ当たり１つのジェネレーターが好ましい）が、燃焼装置において実施されるガスＧと場合によっては原油Ｅの燃焼によって運転される。前記ジェネレーターは、電気をもたらし、この電気は、地熱プラント内の例えばポンプのような装置を運転させるために使用するか、またはグリッドに供給してもよい。燃焼装置２４としてガスエンジン又はガスタービンを使用することができ、燃焼装置２４ａとしてディーゼルエンジンを使用することができる。

少なくとも１つの燃焼装置２４，２４ａ及び少なくとも１つのジェネレーター２５，２５ａの下流にある任意選択的な煙道ガス浄化装置２７は、ガスＧと場合により原油Ｅ及び大気酸素とのより良好な燃焼が達成されること、及び、好ましくは一酸化炭素及び窒素酸化物も除去されることを確保し、その結果得られる送給される煙道ガスは好ましくは酸素、炭化水素、窒素酸化物及び一酸化炭素のそれぞれが少ないか又は含まず、主に二酸化炭素、窒素及び水を含む。煙道ガス処理装置２７、例えばラムダセンサーを、異なる既知の煙道ガス触媒とともに使用することができる。適切な触媒の選択は、利用される燃料及び利用される燃焼装置の種類に基づいて行われる。ラムダ値１で運転される燃焼装置の場合には、例えば、希薄燃焼エンジン用の三元触媒、酸化触媒などのような、制御された触媒が適している。原油燃焼の場合、ディーゼルエンジンで知られている触媒及び粒子フィルターを、単独で、又は、ガスに対して好ましい触媒に加えて、使用することができる。

２つ以上の燃焼装置２４，２４ａの場合、煙道ガス流は、燃焼装置の下流で、又は異なる適合性を有する１つ又は複数の触媒の間又は下流で組み合わされる。

少なくとも１つの燃焼装置２４，２４ａを出る煙道ガス流のエネルギー含有量は、少なくとも１つの下流煙道ガスエネルギー利用装置において、任意選択的に触媒処理後に、さらに利用される。燃焼プロセスからの煙道ガス流は、概して、５００℃よりも高い数百℃の温度を有し、そのエネルギー含有量は、熱源として、又は、さらなる発電のために、例えば１つ又は複数のＯＲＣプロセスで利用することができる。実施される。現在のところ、熱源としての利用が好ましい。

熱源としての利用の場合、熱媒体、例えばサーマルオイル又は水を１つ又は複数の熱交換器２８，２９において加熱するために煙道ガス流を直接利用することができる。例えば、それぞれ燃焼装置又は少なくとも１つの触媒を出る、例えば５２０℃のような５００℃を超える煙道ガスを、まず、アミンスクラビング（下記参照）後にＣＯ_２を回収するために利用することができる熱媒体を加熱するために熱交換器２８において利用することができ、例えば１４０℃のような２００℃未満に冷却された煙道ガスを、さらに別の熱交換器２９において、例えば、それぞれ、空気−ガス混合物もしくは空気−ガス−原油混合物又はガス−原油混合物を燃焼装置２４への供給前に予熱するために、あるいは、空気−原油混合物を燃焼装置へのその供給前に予熱するために使用された熱媒体を加熱するために利用することができる（かかる予熱が意図されている場合）。この工程では、一般的に、ライン／パイプ内で凝縮が起こらないように、わずかなさらなる冷却、すなわち例えば１２０℃のような１００℃よりわずかに高い温度までの冷却が望ましい。

熱い煙道ガスのエネルギーを加熱手段として利用する代わりに、それぞれ、燃焼装置２４もしくは煙道ガス浄化装置２７の直後に、又は、少なくとも１つの熱交換器２８，２９の後もしくはいくつかの熱交換器２８，２９の間で、さらなる発電のために熱い煙道ガスを利用することができる。電気の生産は、例えば、既に上述したように蒸気タービンのための１又は２つ以上のＯＲＣプロセス（有機ランキンサイクル）で行うことができるが、必要に応じてより高い沸点を有する熱伝達媒体を使用してもよく（いくつかのＯＲＣプロセスの場合、沸点を順次下げる）、また、例えば低圧蒸気エンジンや廃熱発電プラントのような他の電気発生装置を使用してもよい。上述したように、発電後、燃焼ガスの廃熱は、空気−ガス混合物を加熱するために、又は、冷却された熱水もしくは地域暖房用の循環され冷却された熱媒体を加熱するために利用することができる。

主に二酸化炭素からなる冷却されエネルギー的に利用された全ての煙道ガスは、必要に応じて予洗後に、例えば窒素及びおそらく微量の窒素酸化物、一酸化炭素及び酸素のような他のガスを除去するために、ガススクラバー３０に供給される。このガススクラバーにおいて、ガス流からＣＯ_２が除去される。好ましいガススクラバー３０は、アミンスクラバーであり、式ＮＲ_ｘＨ_３−ｘのアミン、例えばアルキルアミンのようなアミンによりガス流からＣＯ_２が除去される。次いで、炭酸アンモニウム（ＨＮＲ_ｘＨ_３−ｘ）_ｙＨ_２−ｙＣＯ_３を分解するための装置（アミンクッカー）３１（好ましくは、例えば熱交換器２８において煙道ガスによって加熱された熱媒体により加熱される）において、溶解した炭酸アンモニウムを含む溶液を例えば１４０℃のような１００℃を超える温度で分解させる。装置３１において遊離したアミンは、ガススクラバー３０中に再循環される。湿ったＣＯ_２が、凝縮器３２（可能であれば熱交換器及びその下流の凝縮器３２）を介して圧縮器３３に供給される。一実施形態において、圧縮されたＣＯ_２は、凝縮器において超臨界状態に圧縮され、例えばトリクルスクラバーのような混合装置３４によって、再循環ライン／パイプ１７内の再循環される冷却された熱水と混合される。別の実施形態において、ＣＯ_２は、静水圧がｓｃＣＯ_２の圧力に対応する深さまで、再循環ライン／パイプ１７ａ、再循環装置４０及び再循環ボアホール４００を介して、帯水層０中に直接注入される。凝縮器３２で除去され、通常１７０℃未満の温度を有する水は、その中に含まれる熱エネルギーを抽出するために、例えばＯＲＣプロセス１５，１６のような発電のためのプロセスで、及び／又は、１つ又は２つ以上の熱交換器１２，１３，１４において地域暖房を生じさせるために利用される熱水に任意選択的に供給することができる。凝縮器３２の上流に熱交換器が設けられている場合、そこで生成されたエネルギーは、例えば、ＯＲＣプロセス１５，１６での利用のため、又はＯＲＣプロセスにおける熱伝達媒体の直接的なさらなる加熱のために熱水を加熱するのに利用することができる。

燃焼プロセスからの煙道ガスに含まれる熱は、もし過剰に存在する場合には、脱塩プラント（従来型の又は図７に記載のＬＴＴＤ法にしたがう）の１つ又は２つ以上の熱交換器において任意の時点で利用することができる。

最後の熱交換器、例えば熱交換器１４の下流で、冷却された熱水Ｔは温度Ｔｆを有し、この温度に基づいて、熱水中に二酸化炭素を溶解するのに必要な圧力を決定することができる。温度Ｔｆ及び再循環された熱水の温度Ｔｒの適切な値は、３５℃未満、特に３２℃以下、かなり好ましくは３０℃以下、例えば２７℃以下であることが見出された。ＣＯ_２が冷却された熱水中に完全に溶解するように、圧力と温度を選択する必要がある。冷却された熱水中、例えば２７℃の温度の冷却された熱水中に、燃焼中に発生した二酸化炭素を全て溶解させるには、一般的に９バールの圧力が必要である。

手順に関し、二酸化炭素の溶解は、気泡の発生を防止するように実施される必要があり、これは、熱水を冷却し、上述の圧力及び適切な混合装置、特にトリクルスクラバー３４を選択することによって達成するころができる。それぞれ煙道ガス又は二酸化炭素と混合された熱水についての再循環／再注入圧力ｐｒは、一般的に、少なくとも、帯水層０中の帯水層流体Ａの初期圧力ｐｉに対応する。熱水中への煙道ガスの供給時の爆発のおそれがなくなる。なぜなら、燃焼中に、可燃性の炭化水素又は酸素が煙道ガス中に存在しないように配慮されており、そして、完全に閉じたプロセス管理によって周囲の酸素のいかなるアクセスも防止されるためである。二酸化炭素を熱水に供給するため、又は二酸化炭素を熱水に溶解させるために、トリクルスクラバー３４においてガス圧力及び液面レベルを制御する必要がある。

各々が少なくとも１つの再注入ポンプ３５により再循環装置４０に結合された、少なくとも１つの再注入ボアホール４００、好ましくは汲上ボアホール１００と同様の多数の再注入ボアホール４００を介して、二酸化炭素と混合された再循環温度Ｔｒ及び再循環圧力ｐｒを有する熱水を、帯水層０中に再循環させることができる。いくつかの測定から、生成した二酸化炭素の再循環によって、帯水層０の岩石層からのガスＧの放出が刺激され、その結果、当該方法を適用することによって、帯水層０の有効寿命を延長できることが判った。

特に、最後の熱交換器の下流の温度Ｔｆがまだ３５℃以上の温度を有する場合、ＣＯ_２を超臨界状態（ｓｃＣＯ_２）に圧縮し、それを熱水とは別々に帯水層中にポンプ注入することが有利であることが判った。次に、熱水中への供給が、ｓｃＣＯ_２の圧力に対応する帯水層内の圧力（約３１℃、通常は約７４バール）で起こる。かかる圧力は、７００〜８００ｍの深さで最も頻繁に認められる。それぞれ、ｓｃＣＯ_２を熱水Ｔに供給した後、又は、ｓｃＣＯ_２を熱水Ｔに溶解させた後、この溶液を帯水層中より深くに供給することができる。

ＣＯ_２含有熱水の再注入によって汲上げられた帯水層流体中のＣＯ_２含有量が増加することは期待されない。なぜなら、冷却され再注入されたＣＯ_２含有熱水は、熱い帯水層流体よりも高い密度を有し、そのため、帯水層０中で沈み込み、帯水層の上部領域で汲上げられた帯水層流体はＣＯ_２に乏しいままであるからであり、また、再循環と汲上げの間の距離のためである。計算に基づくと、平均的な帯水層のサイズの場合、２％を超えるＣＯ_２含有量の増加を想定する必要なく、数年間にわたる利用が可能であるはずである。

ここで提示された方法は（ここで述べた例外を除いて）、閉回路であり、汲上げられた帯水層流体Ａのエネルギーの利用が最大限に高められ、利用後の熱水及び生成した煙道ガスは、少なくとも１つの再注入ボアホール４００を介して、帯水層０中に再循環される。少なくとも１つの再注入ボアホール４００は、好ましくは、帯水層０中の少なくとも１つの汲上ボアホール１００から距離Ｌ離れている。帯水層０への影響が最低限であるように、汲上ボアホール１００と再注入ボアホール４００が数百メートル乃至数キロメートル離れていることが好ましい。好ましくは、汲上設備１０と再循環設備４０とは互いに独立しており、それにより、帯水層流体Ａを汲上げるために１つのポンプ設備が使用され、互いに分離した熱水とＣＯ_２を再注入するために１つのポンプ設備が使用される。

汲上又は再注入ボアホールの詰まりを回避するために、この方法では、プロセス方向が可逆的であること、すなわち、汲上ボアホール１００が再注入ボアホール４００になり、再注入ボアホール４００が汲上ボアホール１００になることが可能であり好ましいことが証明された。これは、各ボアホール又は各汲上装置及び再注入装置が２つのポンプを備え、そのうちの１つは汲上げ用であり、もう１つは再注入用であること、及び、各ボアホールに分離装置１１の供給又は帯水層０中への再循環を可能にするパイプが備えられていること、並びに、それらを必要に応じて制御することができることで達成可能である。さらなる必要性は、汲上ボアホール１００及び再注入ボアホール４００が地熱プラントの近くに存在し、地表で互いに近接していることであり、これはボアホールの傾斜施工により達成することができ、その結果、地表における距離は、例えば約１０ｍのような５〜１５ｍであり、帯水層０では、最高で約２ｋｍまでである。

１つの改良では、燃焼装置２４で生成したＣＯ_２の他に、産業又は他の供給源からの人為的発生ＣＯ_２も熱水に溶解させることができ、再注入ボアホール４００を介して帯水層０中に供給され、地質学的に貯留される。それによって、さらなるＣＯ_２隔離が達成可能である。

さらなる人為的発生ＣＯ_２のための可能な入口は、好ましくはガススクラバーの上流にあり、このＣＯ_２も浄化される。

状況によっては、任意選択的に煙道ガスと混合された熱水の再循環は、帯水層０の刺激をもたらし、それにより資源の利用を延長する。

地熱プラントの個々の部分の設計及び帯水層のエネルギー含有量に依存して、上記の装置／設備の２つ以上が並列又は直列に存在することができ、たとえ明示的に言及されていなくても、これらも本発明に包含される。

改造：
いくつかの既存の地熱プラントの場合、そのエネルギー利用方法が上記の最適化されたエネルギー利用方法に近づくように、又は、この最適化された方法を実施できるように、それらの既存の地熱プラントを改造することが妥当な場合がある。帯水層０からのガスＧ及び場合により原油Ｅを含む熱水Ｔの内部エネルギーを利用するための既存の地熱プラントは、今日、一般的に、帯水層流体Ａのための汲上設備１０と、ガス分離装置１１と、分離されたガス用の燃焼装置２４と、冷却された熱水Ｔを帯水層０中に再注入するための再循環設備４０とを含む。

一方、かかるプラントは、
（ｉ）熱水ＴからのガスＧの分離が、大きな表面、上記温度、及び任意選択的に圧力下で生じた帯水層流体の放出を生じさせることによって実施されるか、又は
（ii）熱水ＴからのガスＧの分離が、高表面のセパレーターにおいて加圧下で実施され
る、
特に好適な分離装置１１のうちの１つによって改造することができ、
ガスＧは、Ｔｉと同様の温度で出て、そして、任意選択的に、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置、特に熱交換器２１で利用することができ。

代わりに又はさらに、既存のプラントを、以下の追加設備のうちの少なくとも１つを備える煙道ガス浄化／煙道ガス利用プラントによって改造することができる：
（ｉ）下流ジェネレーターを有するガスエンジン及び／又はＯＲＣ発電プラントのような少なくとも１つの発電用装置、
（ii）煙道ガスに含まれるエネルギーを利用するための少なくとも１つの熱交換器、
（iii）（ａ）帯水層０中への冷却された熱水の再注入前に冷却された熱水中にＣＯ_２を供給するため、又は、（ｂ）ＣＯ_２が超臨界状態に達してＣＯ_２を帯水層０中に直接再注入するまでＣＯ_２を圧縮するための、圧縮器に結合されたガススクラバー３０であって、当該ガススクラバーは、特にアミンスクラバー３０であり、アミンスクラバーにおいて形成された炭酸アンモニウムを分解（アミンクッキング）するための下流の装置３１に結合されたガススクラバー３０、
（iv）ＣＯ_２を熱水中に混合するためのトリクルスクラバー３４、
（ｖ）ガス及び任意選択的に原油を、燃焼装置２４及び／又は煙道ガス浄化装置２７の上流、燃焼装置２４，２４ａの下流で、燃焼用空気と混合するための混合装置２３、前記煙道ガス浄化装置２７は、少なくとも１つの触媒と、ガスと燃焼用空気との燃焼／予混合を制御するためのラムダセンサーとを備える、
（vi）帯水層流体が原油を含まず、ガスを含まないか十分なガスを含まない場合には、当該地熱プラントがＣＣＳ（炭素捕獲及び貯蔵）プロセスに利用できるように、天然ガス又は原油を混合装置２３又は少なくとも１つの燃焼装置２４，２４ａに供給するための天然ガスパイプライン又は原油パイプラインへの接続パイプ、
（vii）ＬＴＴＤプロセスによって運転される脱塩プラントのような脱塩プラント、特に海水の脱塩プラントとのカップリング、
（viii）帯水層が非常に高圧下にある場合には、分離装置の上流にある、圧力を電気に変換する解放装置。

上述の装置（ｉ）〜（ｖ）及び任意選択的に（vi）〜（viii）の少なくとも１つ、好ましくは２つ以上、特に好ましくは全てが、既存の地熱プラントにつながっている場合、帯水層流体Ａのエネルギー内容を良好乃至ほぼ完全に利用することができ、ＣＯ_２含有熱水の再循環を帯水層０に影響を及ぼさずに実施することができる。

本発明の方法又は本発明の地熱プラントは、それぞれ、外部ガス源、特に、例えばガスパイプラインのような天然ガス供給源を利用可能である限り、可燃性ガスをほとんど又は全く含まない及び／又は原油をほとんど又は全く含まない帯水層にも利用できる。かかるプラントは、ガス分離装置１１を有さず、帯水層流体／熱水は熱エネルギーの利用１２〜１６に直接供給される。外部ガスは、燃焼装置又はその上流にある燃焼改善装置に直接供給される。他の選択肢として、あまり好ましくはないが、外部原油源も利用することができる。

本発明の現在のところ好ましい実施形態を図示し、説明したが、本発明はそれらに限定されるものではなく、特許請求の範囲内で様々に具体化され実施できることが明確に理解されるべきである。

０ 帯水層
１ 地熱プラント
１０ 汲上設備／汲上装置
１００ 汲上ボアホール
１１ ガス分離装置（セパレーター）
１１ａ 原油分離装置（オイルセパレーター）
１２〜１４ 熱水の熱エネルギーを利用するための装置又は設備、特に熱交換器
１５，１６ 低圧蒸気エンジンもしくは廃熱発電設備又は特にＯＲＣ発電プラントのような、発電のために熱水の熱エネルギーを利用するための装置／設備／プラント
１７ 再循環パイプ／再注入パイプ
１８ ポンプ
１８ａ ＬＴＴＤプロセスにおけるわずかな圧力低下のためのポンプ
１９，１９ａ ＬＴＴＤプロセスにおいて蒸気に含まれるエネルギーを利用するための熱交換器
２０ 凝縮器又はＯＲＣ発電設備
２１ ガスの熱エネルギーを利用するための装置（熱交換器）
２２ ガスを乾燥させて凝縮水を除去し、任意選択的にガスの熱エネルギーを利用するための装置（凝縮器）
２３ 混合装置
２４，２４ａ （ガス）燃焼装置
２５，２５ａ （電気）ジェネレーター
２６ ガスを予熱するための熱交換器
２７ 煙道ガス処理設備／煙道ガス処理装置／煙道ガス触媒及びラムダセンサー
２８／２９ 煙道（排気）ガス中の熱エネルギーを利用するための装置／煙道ガスエネルギー利用装置、特に熱交換器
３０ ガススクラバー装置、ガススクラバー（アミンスクラバー、アミンスクラバー装置）
３１ 炭酸アンモニウムの分解のための装置（アミンクッカー）
３２ 凝縮器
３３ 圧縮機
３４ 混合装置、特にトリクルスクラバー
３５ 再注入ポンプ
４０ 再循環装置／隔離装置
４００ 再注入ボアホール
Ａ 帯水層流体／ガス（Ｔ＋Ｇ）を含む熱水
Ｔｉ 帯水層流体の初期温度
ｐｉ 初期圧力
Ｔ 熱水
Ｔｆ 冷却された脱気熱水の温度
Ｔｒ 再循環されたＣＯ_２含有熱水の温度
ｐｒ 煙道ガス含有熱水についての再注入圧力
Ｇ ガス
Ｅ 原油
Ｌ 汲上ボアホールと再注入ボアホールの間の距離

Claims (28)

1. ガス（Ｇ）及び場合により原油（Ｅ）と混じり合った地熱熱水（Ｔ）を含む帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを閉回路内で利用する方法であって、
   − 汲上設備（１０）によって帯水層（０）から帯水層流体（Ａ）を生じさせる工程、
   − ガス分離装置（１１）において前記帯水層流体（Ａ）を脱気することによりガス（Ｇ）を分離して脱気された熱水（Ｔ）を生じさせる工程、
   − 任意選択的に、原油（Ｅ）を分離して、油フリーの脱気された熱水（Ｔ）をもたらす工程、
   − 熱交換機（１２，１３，１４）及び／又はＯＲＣ発電プラントのような、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置／設備において、前記脱気された熱水（Ｔ）の熱エネルギーを利用する工程、さらに、
   − 少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）、特にガスエンジン、及び、任意選択的に、ディーゼルエンジンにおいて、分離されたガス（Ｇ）、及び、任意選択的に、分離された原油（Ｅ）を用いて、少なくとも１回の燃焼プロセスを実施するとともに、少なくとも１つのジェネレーター（２５，２５ａ）を運転することによって、前記ガス（Ｇ）及び任意選択的に原油（Ｅ）の内部エネルギーを利用する工程、
   − 冷却された煙道ガスからＣＯ_２を分離するためのガススクラバー、特に、炭酸アンモニウムを分解し、そして好ましくはアミンスクラバー（３０）にアミンを再循環させるための下流に配置された装置（３１）とともにアミンスクラバー（３０）を備えた煙道ガス浄化装置によって、前記煙道ガスから望ましくない物質を除去する工程、及び
   − ＣＯ_２及び冷却された熱水（Ｔ）を帯水層（０）中に再注入する工程、
   により特徴づけられる方法。
2. ガス（Ｇ）及び任意選択的に原油（Ｅ）を燃焼用空気と混合するための混合装置（２３）が、前記少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）の上流に配置されており、混合比が煙道ガスの流れの中に配置されたラムダセンサーによって調節される、請求項１に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
3. 前記少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）に供給される前のガス−空気混合物もしくは原油−空気混合物又は原油−ガス混合物が熱交換器（２６）において予熱される、請求項１又は２に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
4. 煙道ガスの浄化が、前記燃焼装置（２４）の下流にある煙道ガス浄化装置（２７）、特に触媒において実施される、請求項１〜３のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
5. 少なくとも１つのジェネレーター（２５）の運転に加えて、前記ガス（Ｇ）及び任意選択的に原油（Ｅ）の内部エネルギーの利用が、発電後の前記煙道ガスの排熱中の熱エネルギーを少なくとも１つのさらなる煙道ガスエネルギー利用装置、特に少なくとも１つの熱交換器（２８，２９）において利用することを含む、請求項１〜４のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
6. 分離されたガス（Ｇ）の熱エネルギー、及び、任意選択的に、分離された原油（Ｅ）の熱エネルギーが、その燃焼前に、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置、特に少なくとも１つの熱交換機（２１）において利用される、請求項１〜５のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
7. 少なくとも１つの熱交換器（１２，１３，１４）が、少なくとも１つの循環された熱媒体を加熱するため、及び／又は、脱塩プロセスを特にＬＴＴＤプロセスに従って実施するために利用される、請求項１〜６のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
8. 発電後の前記煙道ガスの廃熱中の熱エネルギーが、脱塩用の少なくとも１つの熱交換器において利用される、請求項１〜７のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
9. 帯水層流体（Ａ）の汲上げとＣＯ_２及び熱水（Ｔ）の再注入が、それぞれ少なくとも１つの汲上ボアホール又は少なくとも１つの再注入ボアホール（１００，４００）を介して実施され、各ボアホールにそれぞれ汲上設備又は再注入設備（１０，４０）が備えられている、請求項１〜８のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
10. 各汲上設備又は再注入設備が、それぞれ、任意選択的に、汲上げ又は再注入のために役割を果たすことができるようなものである、請求項１〜９のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
11. 帯水層流体（Ａ）の汲上げが、いくつかの汲上ボアホール（１００）を介して同時に実施され、再注入がいくつかの再注入ボアホール（４００）を介して同時に実施される、請求項１〜１０のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
12. ＣＯ_２が再注入前に超臨界状態に圧縮され、帯水層（０）中へのｓｃＣＯ_２及び冷却された熱水の再注入が、帯水層内の圧力がＣＯ_２が超臨界状態のまま存在するような圧力である深さまで別々に実施される、請求項１〜１２のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
13. ＣＯ_２が、特に、トリクルスクラバーのような混合装置（３４）によって、冷却された熱水（Ｔ）中に供給され、次に、ＣＯ_２と混合された熱水が帯水層（０）中に再注入される、請求項１〜１１のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
14. ＣＯ_２が前記冷却された熱水中に供給され、二酸化炭素と混合された熱水の再注入時の気泡の形成が、ＣＯ_２が熱水に完全に溶解するように二酸化炭素の再循環圧力（ｐｒ）及び再循環温度（Ｔｒ）が選択されることで妨げられる、請求項１〜１１及び１３のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
15. 完全に閉じたプロセス管理によって、酸素とＣＯ_２及び前記冷却された熱水との混合、又は、酸素と、ＣＯ_２と混合された前記冷却された熱水との混合、及び、それにより再注入時に帯水層（０）が汚染されることが防止される、請求項１〜１４のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
16. 帯水層流体（Ａ）を分離装置（１１）に供給する前に、分離装置（１１）の上流に配置された、圧力を電気に変換する圧力解放装置において、帯水層流体（Ａ）の圧力を解放する、請求項１〜１５のいずれか一項に記載の帯水層流体（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
17. 前記ガス（Ｇ）に加えて、前記帯水層流体（Ａ）も前記熱水（Ｔ）中に原油（Ｅ）を含む、請求項１〜１６のいずれかに記載の帯水層（Ａ）の内部エネルギーを利用する方法。
18. 閉回路内で帯水層（０）からのガス（Ｇ）及び場合により原油（Ｅ）と混じり合った熱水（Ｔ）の内部エネルギーを利用するための地熱プラントであって、
    − 帯水層流体（Ａ）のための少なくとも１つの汲上設備（１０）、
    − 帯水層流体（Ａ）を熱水（Ｔ）とガス（Ｇ）とに分離するためのガス分離装置（１１）、
    − 任意選択的に、すでに脱気された熱水（Ｔ）から原油を分離するための分離装置（１１ａ）、
    − 熱水（Ｔ）に含まれる熱エネルギーを、循環された熱媒体を加熱するために利用するための、少なくとも１つの熱交換器（１２，１３，１４）のような、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置、及び／又は、発電のために熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの設備、特にＯＲＣ発電プラント（１５，１６）、及び／又は、脱塩プラント、特にＬＴＴＤプロセスに従って運転される脱塩プラントを運転するための少なくとも１つの設備、
    − 分離されたガスのための燃焼装置（２４）であって、少なくとも１つの発電用ジェネレーター（２５）に結合された燃焼装置（２４）、特にガスエンジン、
    − 任意選択的に、分離された原油のための燃焼装置（２４ａ）であって、少なくとも１つの発電用ジェネレーター（２５ａ）に結合された燃焼装置（２４ａ）、特にディーゼルエンジン、
    − 煙道ガス流中の熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置（２８，２９）、
    − 煙道ガス流の熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置（２８，２９）の下流の煙道ガス流中に配置されたＣＯ_２を分離するためのガススクラバー（３０）、
    − ガススクラビング後に得られたＣＯ_２を、圧縮器に送り、次いで混合装置を介して、好ましくはトリクルスクラバー（３４）を介して、少なくとも１つの熱交換器（１４）から出た熱水用の再循環ライン（１７）に又はＯＲＣ発電プラントもしくは脱塩プラントに送るための供給／フィードライン、あるいは、ＣＯ_２を、ＣＯ_２を超臨界状態にするための圧縮器に送り、次いで、熱水（Ｔ）用の供給／フィードライン（１７ｂ）とは別個のｓｃＣＯ_２用の供給／フィードライン（１７ａ）に送るかかる供給／フィードライン、これらの供給／フィードラインは両方とも帯水層（０）中に通じている、
    − 再注入ボアホール（４００）を通じて二酸化炭素及び冷却された熱水を帯水層（０）中に再注入するための少なくとも１つの再循環設備（４０）、
    を備える地熱プラント。
19. 前記地熱プラントは、前記ガス又は前記ガス及び前記原油を燃焼用空気と混合するために、前記少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）の上流に混合装置（２３）を備える、請求項１８に記載の地熱プラント。
20. 前記地熱プラントは、前記燃焼装置の下流に、触媒のような煙道ガス処理／浄化装置（２７）を備える、請求項１８又は１９に記載の地熱プラント。
21. 前記燃焼装置（２４）がガスエンジンであり、前記煙道ガス処理装置（２７）が触媒及びラムダセンサーを備え、ラムダセンサーの測定値に依存して酸素の混合を調節する混合装置（２３）が燃焼装置（２４）の上流に配置されており、それによって、制御された燃焼を可能にする、請求項１８〜２０のいずれか一項に記載の地熱プラント。
22. 少なくとも１つの熱交換器（２８，２９）が前記煙道ガス流中に配置されている、請求項１８〜２１のいずれか一項に記載の地熱プラント。
23. 前記プラントは、人為的発生源からのさらなる二酸化炭素のための供給／フィードラインを、前記さらなる二酸化炭素を前記煙道ガスに供給可能であるように、好ましくはガススクラバー（３０）の上流に備え、それにより、前記さらなる二酸化炭素を、混合装置、特にトリクルスクラバー（３４）によって、煙道ガスからのＣＯ_２とともに、前記冷却された熱水中に溶解させ、再循環設備（４０）によって帯水層（０）中に再循環させることができるか、あるいは、前記さらなる二酸化炭素を、前記煙道ガスからのＣＯ_２とともに、超臨界状態にするための圧縮器に供給し、次いで、ｓｃＣＯ_２用の再循環ライン／パイプ（１７ａ）を介して帯水層中に再循環させることができる、請求項１８〜２２のいずれか一項に記載の地熱プラント。
24. 前記少なくとも１つの汲上設備（１０）及び前記少なくとも１つの再循環設備（４０）は、各々が汲上げに適合されたものと再注入に適合されたものとの２つのポンプを備えており、汲上げ用のポンプが分離装置（１１）に接続されており、再注入用のポンプが再循環ライン（１７，１７ａ、１７ｂ）に接続されていることにより、プロセス方向を逆転させることができる、請求項１８〜２３のいずれか一項に記載の地熱プラント。
25. 発電用の設備が、セパレーター（１１）の下流に配置され、特にＯＲＣ発電プラント（１５，１６）である、請求項１８〜２４のいずれか一項に記載の地熱プラント。
26. 前記熱水の熱エネルギーを利用するための熱交換機（１２，１３，１４）のうちの少なくとも１つ、及び／又は、前記煙道ガス流中に配置された熱交換器が、脱塩プラント、特にＬＴＴＤプロセスに従って運転される脱塩プラントの一部である、請求項１８〜２５のいずれか一項に記載の地熱プラント。
27. 圧力解放装置が、分離装置（１１）の上流に位置しており、帯水層流体（Ａ）の圧力が部分的に電気に変換される、請求項１８〜２６のいずれか一項に記載の地熱プラント。
28. 下記のさらなる装置／設備（ｉ）〜（viii）のうちの少なくとも１つ、好ましくは１つより多く、最も好ましくは全てによってアップグレードすることによる、帯水層流体（Ａ）のエネルギー利用のための既存の地熱プラントの改良又は改造方法：
    （ｉ）分離装置（１１）、当該分離装置において、大きな表面積、前記温度、及び任意選択的に圧力下で生じた帯水層流体の放出を生じさせることによって、熱水（Ｔ）からのガス（Ｇ）の分離が実施されるか、あるいは、熱水（Ｔ）からのガス（Ｇ）の分離が大きな表面積を有するセパレーター（１１）内の圧力下で実施され、このガス分離装置では、ガスＧが、Ｔｉと同様の温度で出て、熱エネルギーを利用するための少なくとも１つの装置、特に熱交換機／凝縮器（２１，２２）で任意選択的に利用される、
    （ii）下流ジェネレーターを有するガスエンジン及び／又はＯＲＣ発電プラントのような、少なくとも１つの発電用装置、
    （iii）煙道ガス中に含まれるエネルギーを利用するための少なくとも１つの熱交換器、
    （iv）（ａ）帯水層（０）中への前記冷却された熱水の再注入前に前記冷却された熱水中にＣＯ_２を供給するため、又は（ｂ）ＣＯ_２が超臨界状態に達し、帯水層（０）中への直接再注入までＣＯ_２を圧縮するための圧縮器に結合されたガススクラバー（３０）であって、当該ガススクラバーは、特にアミンスクラバー（３０）であり、アミンスクラバーで形成された炭酸アンモニウムを分解（アミンクッキング）し、そして好ましくは前記ガススクラバーにアミンを再循環させるために下流の装置（３１）に結合されたガススクラバー（３０）、
    （ｖ）ＣＯ_２と熱水を混合するためのトリクルスクラバー（３４）、
    （vi）ガス及び任意選択的に原油を、燃焼装置（２４，２４ａ）及び／又は煙道ガス浄化装置（２７）の上流、少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）の下流で、燃焼用空気と混合するための混合装置（２３）、前記煙道ガス浄化装置（２７）は、少なくとも１つの触媒と、前記ガスと燃焼用空気との燃焼／予混合を制御するためのラムダセンサーとを備える、
    （vii）帯水層流体が原油を含まず、ガスを含まないか又は十分なガスを含まない場合には、前記地熱プラントをＣＣＳ（炭素捕獲及び貯蔵）プロセスに利用できるように、天然ガス又は原油を混合装置（２３）又は少なくとも１つの燃焼装置（２４，２４ａ）に供給するための天然ガスパイプライン又は原油パイプラインへの接続ライン、
    （viii）ＬＴＴＤプロセスによって運転される脱塩プラントのような脱塩プラント、特に海水の脱塩用プラントとのカップリング、
    （ix）帯水層が非常に高圧下にある場合には、分離装置の上流にある、圧力を電気に変換する圧力解放装置。

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