MÉTHODE ET SYSTÈME DE STOCKAGE 5 D'ÉNERGIE THERMIQUE PAR DOUBLET NON RÉVERSIBLE La présente invention concerne le domaine de la gestion optimisée des énergies thermiques aux fins de satisfaire des besoins décalés dans le 10 temps. Il s'agit de pallier le décalage entre les sources de production ou d'émission d'énergie thermique et les besoins de cette même énergie. L'invention propose le stockage souterrain inter saisonnier, qui consiste à stocker l'énergie thermique (chaud ou froid) dans un aquifère en période d'excédent de production par rapport aux besoins, et à récupérer 15 cette même énergie la saison suivante, lorsque la production est en déficit par rapport à la demande. Le vecteur de stockage et support de l'énergie stockée puis récupérée consiste en un fluide, a priori l'eau de l'aquifère, circulant de manière permanente en boucle fermée dans le système décrit ci-après. 20 La technique du stockage d'énergie thermique en aquifère souterrain est déjà connue et a fait l'objet de nombreuses études et expérimentations depuis les années 60. On peut citer les références suivantes , à titre d'exemple: 25 - Cormary, Y., Iris, P., Marie, J.P., de Marsily, G., Michel, H. and Zaquine, M.F. (1978). "Heat Storage in a Phreatic Aquifer: Campuget Experiment" (Gard, France), Proceedings of Thermal Energy Storage in Aquifers workshop, pp. 88-93. - Housse, B. A. and Despois, J. (1985). "Prototype of An Underground Heat Storage System at Thiverval-Grignon (France)"; Proceedings of Enerstock 85ù3rd International Conference on Energy Storage for Building Heating and Cooling, Sept. 22-26, pp. 71-74. - Schmidt, T., Mangold, D. and Müller-Steinhagen, H. (2003). "Seasonal Thermal Energy Storage in German". ISES Solar World Congress 2003, Gêteborg, Sweden, 14-19 June. - Kabus, F., Hoffmann, F. and Mêllmann, G. (2005). "Aquifer Storage of Waste Heat Arising from a Gas and Steam Cogeneration PlantùConcept and First Operating Experience", Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, 24-29 April. - Sanner, B., Kabus, F., Seibt, P. and Bartels, J. (2005). "Underground Thermal Energy Storage for the German Parliament in Berlin, System Concept and Operational Experiences", Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, 24-29 April. Le procédé qui sous-tend ces réalisations consiste à exploiter deux domaines ou "bulles" indépendantes sur le plan thermique au sein de l'aquifère, grâce à deux puits fonctionnant en mode réversible, c'est-à-dire alternativement producteurs et injecteurs, d'une saison à l'autre, tel qu'illustré sur la figure 1. Ce principe a fait l'objet de diverses publications, par exemple: WO2008/000932, GB884434, EP1462736A1, US4559818, US4577679. Les figures la et lb (Ungerer et Le Bel, Revue des Ingénieurs des Mines, Vol. 423, Nov.-Déc. 2006) illustrent l'art antérieur en régime permanent, c'est-à-dire à partir du moment où les "bulles" chaude et froide sont constituées. La référence 1 indique un aquifère mis en communication avec la surface par deux forages 2 et 3. Pour des raisons de limitations des infrastructures, ces forages sont issus de la même plateforme, comme un doublet géothermique. Cette architecture est préférée, mais nullement limitative. Un système d'échangeurs thermiques 4 est généralement disposé en tête des puits. La figure la schématise le fonctionnement en été, où la source chaude 5 fournit de l'énergie thermique en excès à l'eau froide produite par le puits 3, laquelle eau réchauffée est stockée dans la "bulle" chaude par le puits 2. La figure lb schématise le fonctionnement en hiver, où l'eau de la "bulle" chaude est produite et son énergie thermique délivrée à un réseau 6 via un système d'échangeurs thermiques, la "bulle" froide étant alors rechargée par le fluide refroidi. Le doublet constitué de puits à sens de circulation réversible comporte certaines contraintes relatives à l'équipement ("completion") des deux puits, à savoir que chaque puits requiert une double circulation du fluide : production par tubing central et injection par l'annulaire ou via un second tubing. Le diamètre de puits doit être suffisant pour permettre l'injection de fluide, notamment en présence d'une pompe de soutirage immergée à demeure dans la colonne de puits. The present invention relates to the field of optimized management of thermal energies for the purpose of meeting needs shifted in the course of time. SUMMARY OF THE INVENTION This is to offset the gap between the sources of production or emission of thermal energy and the needs of this same energy. The invention proposes inter-seasonal underground storage, which consists in storing thermal energy (hot or cold) in an aquifer during periods of surplus production in relation to needs, and recovering this same energy the following season, when production is in deficit with respect to demand. The storage and support vector of the energy stored and then recovered consists of a fluid, a priori the water of the aquifer, circulating permanently in a closed loop in the system described hereinafter. The technique of thermal energy storage in the underground aquifer is already known and has been the subject of numerous studies and experiments since the 1960s. The following references can be cited, for example: Cormary, Y. , Iris, P., Marie, JP, Marsily, G., Michel, H. and Zaquine, MF (1978). "Heat Storage in a Phreatic Aquifer: Campuget Experiment" (Gard, France), Proceedings of Thermal Energy Storage in Aquifers Workshop, pp. 88-93. - Cover, B. A. and Despois, J. (1985). "Prototype of An Underground Heat Storage System at Thiverval-Grignon (France)"; Proceedings of Enerstock 85th International Conference on Energy Storage for Heating and Cooling Building, Sept. 22-26, pp. 71-74. Schmidt, T., Mangold, D. and Müller-Steinhagen, H. (2003). "Seasonal Thermal Energy Storage in German". ISES Solar World Congress 2003, Gothenburg, Sweden, 14-19 June. - Kabus, F., Hoffmann, F. and Mellmann, G. (2005). "Aquifer Storage of Waste Heat Arising from a Gas and Steam Cogeneration Plant" Concept and First Operating Experience ", Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 24-29. - Sanner, B., Kabus, F., Seibt, P. and Bartels, J. (2005). "Underground Thermal Energy Storage for the German Parliament in Berlin, System Concept and Operational Experiences", Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 24-29. The process that underlies these achievements consists in exploiting two thermally independent domains or "bubbles" within the aquifer, thanks to two wells operating in reversible mode, that is to say alternately producers and injectors, from one season to another, as illustrated in Figure 1. This principle has been the subject of various publications, for example: WO2008 / 000932, GB884434, EP1462736A1, US4559818, US4577679. Figures 1a and 1b (Ungerer and Le Bel, Revue des Ingénieurs des Mines, Vol 423, Nov.-Dec 2006) illustrate the prior art in steady state, that is to say from the moment when the Hot and cold "bubbles" are formed. The reference 1 indicates an aquifer placed in communication with the surface by two boreholes 2 and 3. For reasons of infrastructure limitations, these holes come from the same platform, like a geothermal doublet. This architecture is preferred, but not limiting. A system of heat exchangers 4 is generally disposed at the head of the wells. The figure schematizes the operation in summer, where the hot source 5 provides excess heat energy to the cold water produced by the well 3, which warmed water is stored in the hot "bubble" by the well 2. The FIG. 1b schematizes the operation in winter, where the water of the hot "bubble" is produced and its thermal energy delivered to a network 6 via a heat exchanger system, the cold "bubble" being then recharged by the cooled fluid. The doublet consisting of wells reversible circulation direction has certain constraints on the equipment ("completion") of the two wells, namely that each well requires a double flow of the fluid: production by central tubing and injection by the ring or via a second tubing. The diameter of the well must be sufficient to allow the injection of fluid, especially in the presence of a withdrawal pump permanently immersed in the well column.
A l'inverse, la présente invention propose d'exploiter un doublet de puits non réversible, c'est-à-dire dont le mode de fonctionnement de chacun des deux puits est fixé : injecteur ou producteur, sans condition de réversibilité. Ainsi, l'invention concerne une méthode de stockage souterrain d'énergie 20 thermique par un fluide caloporteur, mise en oeuvre suivant les étapes suivantes : - on dispose un puits d'injection dudit fluide interceptant une première zone d'un réservoir géologique, - on dispose un puits de production dudit fluide interceptant une 25 deuxième zone dudit réservoir, - on établit une circulation dudit fluide entre lesdites première et deuxième zone dudit réservoir, - on contrôle les conditions de circulation du fluide caloporteur pour que la production de fluide caloporteur soit sensiblement synchrone avec 30 une demande déterminée d'énergie thermique. Conversely, the present invention proposes to exploit a non-reversible well doublet, that is to say whose mode of operation of each of the two wells is fixed: injector or producer, without reversibility condition. Thus, the invention relates to a method for underground storage of thermal energy by a heat transfer fluid, implemented according to the following steps: an injection well is provided for said fluid intercepting a first zone of a geological reservoir; a production well of said fluid intercepting a second zone of said reservoir is arranged, a circulation of said fluid is established between said first and second zones of said reservoir, the circulation conditions of the coolant are monitored so that the production of heat transfer fluid is substantially synchronous with a determined demand for thermal energy.
On peut produire le fluide chaud pendant une saison froide et on peut injecter un fluide refroidi. On peut produire le fluide froid pendant une saison chaude et on peut injecter un fluide réchauffé. The hot fluid can be produced during a cold season and a cooled fluid can be injected. The cold fluid can be produced during a hot season and a heated fluid can be injected.
On peut déterminer la distance entre lesdites première et seconde zones d'interception dudit réservoir par les deux puits, afin de contrôler le temps de percée du fluide injecté. On peut ajuster le débit de circulation du fluide pour contrôler le temps de percée du fluide injecté. The distance between said first and second interception zones of said reservoir by the two wells can be determined in order to control the breakthrough time of the injected fluid. The flow rate of the fluid can be adjusted to control the breakthrough time of the injected fluid.
L'invention concerne également un système de stockage souterrain d'énergie thermique par un fluide caloporteur comportant : - un puits d'injection dudit fluide dans une première zone d'un réservoir géologique, - un puits de production dudit fluide dans une deuxième zone dudit 15 réservoir, - une zone de circulation dudit fluide entre lesdites première et deuxième zones, - des moyens de contrôle des conditions de circulation du fluide caloporteur pour que la production de fluide caloporteur soit sensiblement 20 synchrone avec une demande déterminée d'énergie thermique. Le puits d'injection peut être équipé d'une pompe d'injection, et ledit puits de production peut être équipé de moyens de production du fluide vers la surface. Le fluide du réservoir peut reçevoir ou transmettre de l'énergie thermique 25 par au moins un échangeur en relation avec une source chaude et/ou froide. L'invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description qui suit d'un exemple de mise en oeuvre, nullement limitatif, illustré par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles: - les figures la et lb illustrent le schéma d'exploitation d'un stockage d'énergie thermique au moyen d'un doublet réversible, selon l'art 5 antérieur, les figures 2a et 2b illustrent l'utilisation du procédé de l'invention à des fins de stockage de chaleur. Les deux périodes, été et hiver, sont représentées respectivement sur les figure 2a et 2b. Selon la figure 2a, on stocke de la chaleur et selon la figure 2b, on récupère par déstockage 10 cette chaleur au moyen du dispositif de l'invention, les figures 3a et 313 donnent les résultats d'une simulation. L'objet de l'invention consiste, d'une part à stocker l'énergie thermique (chaud ou froid) au sein d'une bulle de stockage unique de 15 l'aquifère considéré au moyen de deux puits à fonctionnement irréversible, toujours injecteur pour l'un, toujours producteur pour l'autre. D'autre part, le procédé permet de piloter en dynamique l'exploitation de cette bulle. L'invention porte également sur la configuration du doublet, à savoir l'espacement et la position des points d'injection au niveau du réservoir. Les 20 figures 2a et 2b illustrent le procédé mis en oeuvre pour le stockage et le déstockage de chaleur. Sur les figures 2a et 2b, un réservoir 10 est mis en communication avec la surface du sol par deux puits 11 et 12, respectivement de production et d'injection. Une source de chaleur 13 est en relation avec un échangeur 14 25 pour transférer l'énergie thermique au fluide circulant dans le stockage. Un réseau 15, par exemple de distribution de l'énergie, est aussi en relation avec un échangeur 16 qui transfère l'énergie thermique du fluide circulant dans le stockage au circuit de distribution du réseau. La figure 2a schématise le fonctionnement en été pendant lequel le 30 fluide circulant chauffé par la source de chaleur est stocké par le puits d'injection 12 dans le réservoir. Dans le même temps, le puits 11 produit un fluide froid. La figure 2b schématise le fonctionnement hivernal pendant lequel le fluide chaud ayant atteint le puits de production 11 est soutiré pour être distribué à la surface dans le réseau, alors que le fluide froid est injecté par le puits 12. La chaleur stockée peut avoir diverses origines (chaleur solaire produite en excès l'été, chaleur perdue d'installations industrielles diverses, etc.), et de même s'il s'agit de froid (eau d'un cours d'eau, d'un lac, etc.) Les utilisations de la chaleur (ou du froid) stocké peuvent être diverses. Elles sont toujours décalées (ou déphasées) dans le temps par rapport à leur production ou émission, ce qui constitue la raison d'être du stockage selon l'invention. Ils concernent souvent le bâtiment (résidentiel ou tertiaire) mais d'autres secteurs (serres agricoles, climatisation industrielle, etc.) peuvent l'utiliser également. Les avantages découlent en premier lieu de l'exploitation d'une bulle unique par un doublet de puits forés. Ils concernent les équipements et l'emprise de l'installation à la surface : - il y a une seule pompe par puits au lieu de deux, - le fonctionnement des pompes principalement en régime permanent est a priori plus favorable sur le plan des risques de défaillance ou d'endommagement dus aux aléas de redémarrage après les périodes d'arrêt, - la nécessité de mettre en oeuvre une pompe immergée (en cas d'aquifère peu pressurisé) ne pose pas de problème contrairement au puits réversible pour lequel un diamètre de puits minimum doit alors être prévu pour permettre une injection par l'annulaire du tube raccordé à cette pompe immergée, - en ce qui concerne l'emprise du stockage, d'une part, le dispositif est spatialement plus compact puisque fondé sur l'exploitation d'une seule bulle. Les têtes de puits peuvent être rapprochées ce qui minimise l'emprise au sol pour le forage et l'exploitation, - d'autre part, l'aire de permis requise pour une exploitation de taille donnée (en termes d'énergie stockée/déstockée) est moindre que dans le cas de l'exploitation de deux bulles par doublet réversible, sachant que les deux bulles doivent être suffisamment éloignées pour éviter les interférences thermiques. Le second volet de l'invention concerne le contrôle du pilotage de la bulle, tout à la fois indispensable pour prévenir les risques de percée précoce ou tardive par rapport à des besoins saisonniers ou programmés dans le temps, et bénéfique pour le contrôle et l'optimisation des quantité et qualité de l'énergie délivrée en déstockage. Ce pilotage concerne notamment la gestion des débits pilotés en fonction de mesures permanentes de température déstockée en surface, en tenant compte des besoins d'énergie d'une période (saison par exemple) à la suivante. A titre d'exemple, une formulation simplifiée de ce pilotage est indiquée ci-après : ^ Période 1 de stockage au débit Ql et à une température Ts,, dans la bulle supposée à la température Tdest. et dont on exploite l'énergie thermique (à Tdes,,) en surface : la mesure de température du fluide déstocké indique une arrivée ("percée") du fluide injecté (à la température T, ) après une durée At, alors que la durée (objectif) de déstockage souhaitée vaut Atob; ^ A la période de stockage suivante 2, le débit Q2 peut être ajusté afin que la percée intervienne au terme de la durée (objectif) de déstockage souhaitée, soit : Q2 = Qlx(Otl/Otobi) Bien entendu, il ne s'agit que d'un exemple illustrant un pilotage de l'exploitation grâce à la surveillance permanente des températures de production. Les réajustements effectués aux périodes suivantes dépendent des critères prioritaires et des degrés de liberté sur les paramètres d'exploitation. Par exemple, une percée trop tardive peut être corrigée par un débit accru en maintenant les mêmes températures de stockage au cours des périodes (saisons). Les puissances thermiques stockée et délivrée sont alors plus élevées, ce qui peut être le choix de l'exploitant s'il dispose de capacités excédentaires d'énergie thermique à stocker et d'un marché également excédentaire. Dans le cas contraire, les écarts de température seront réduits afin de conserver l'énergie totale, dans la limite bien entendu des contraintes de qualité thermique imposées par les utilisateurs, par exemple, une température minimale pour un réseau de chaleur. Afin d'obtenir les meilleures conditions d'exploitation, le procédé 10 recommande une reconnaissance préalable soignée de l'aquifère de stockage sur le plan de sa capacité volumique (porosité notamment), de sa perméabilité et d'éventuelles hétérogénéités, afin de minimiser l'amplitude des actions correctives accompagnant le pilotage décrit plus haut et ainsi, de toujours satisfaire les contraintes d'exploitation, en termes de qualité 15 thermique, de disponibilité d'énergie dans le temps, etc. Un troisième volet de l'invention concerne la disposition des puits et leur "complétion", ou équipement, au niveau du réservoir. Les procédures constitutives de ce troisième volet n'interviennent pas systématiquement (à l'opposé des volets précédents) mais uniquement en fonction des qualités 20 reconnues ou présumées de l'aquifère. Elles concernent les deux situations suivantes : - hydrodynamisme de l'aquifère : l'invention permet de tenir compte de l'hydrodynamisme naturel permanent (connu ou reconnu préalablement) par l'orientation du doublet. Les deux puits sont forés dans la direction du 25 flux naturel, c'est-à-dire suivant une ligne orthogonale aux équipotentielles de l'aquifère. Le puits producteur se situant en aval du puits injecteur (l'aval se définissant du point de vue de la distribution naturelle des potentiels d'écoulement supposée connue globalement d'après l'hydrogéologie locale). Il est bien sûr supposé que l'hydrodynamisme 30 naturel est modéré, limité à une fraction de la vitesse de déplacement souhaitée de puits à puits. - aquifère relativement épais (par comparaison à la distance entre injecteur et producteur) et homogène : afin d'éviter les écoulements convectifs (donc un mélange thermique) liés aux différences de température entre fluide injecté et fluide en place, il est possible de prévoir une complétion de puits permettant l'injection et la production des fluides chaud et froid respectivement par le sommet (fluide chaud) et la base (fluide froid) de la formation aquifère perméable. Exemple simulé d'application Le stockage de chaleur a été simulé au moyen d'un modèle numérique 10 de réservoir incorporant le mode d'exploitation par doublet à sens de circulation fixé, objet de la présente invention. Le réservoir de stockage considéré est une formation poreuse aquifère de porosité 30% située à une centaine de mètres de profondeur. Chacun des deux puits de diamètre 8,5 pouces (21,59 cm) injecte ou produit en 15 permanence à un débit de 30 m3/h. Durant les 6 mois les plus chauds de l'année, le fluide du réservoir (initialement à 18°C) est produit, réchauffé à 75°C en surface au contact d'une source de chaleur et réinjecté via le puits injecteur. Au cours des 6 mois suivants les plus froids, la chaleur sensible du fluide produit est récupérée via un échangeur qui ramène la température de 20 ce fluide à 38°C avant qu'il ne soit réinjecté comme pendant la période estivale. 40 cycles annuels ont été simulés en commençant par une période de 6 mois de stockage à 75°C. Un débit d'exploitation (30 m3/h dans le cas présent) compatible avec les qualités du réservoir étant fixé a priori, l'espacement des deux puits, 25 égal ici à 78 m, peut être estimé par calcul ou ajusté par simulation de telle sorte que la température au producteur soit maximale au cours de chacun des semestres (hivernaux) d'utilisation de la chaleur, et minimale au cours des semestres (estivaux) de stockage de chaleur. La figure 3a montre la superposition du profil de température (Temp) 30 à l'injecteur (courbe Inj) montrant des créneaux de 75°C-38°C imposés de 6 mois d'une part, et du profil au producteur (courbe Prod) d'autre part, au cours de 10 cycles annuels d'injection et de production continue. On constate qu'après les deux premières années, la température produite l'hiver dépasse toujours 45°C, avec un maximum proche de 50°C qui croît au fur et à mesure des cycles. La figure 3b montre le rendement de stockage (Eff en ordonnée) calculé pour chaque cycle annuel, comme étant le rapport entre la quantité de chaleur extraite du fluide produit l'hiver et la quantité de chaleur stockée l'été précédent. Ce rendement dépasse 30% à l'issue des deux premiers cycles annuels et croît de manière continue pour atteindre respectivement 40% et 60% après 5 ans et 32 ans. Ces rendements de stockage peuvent paraître faibles toutefois, il convient de noter que l'on se place dans des conditions défavorables en ce qui concerne : - la température de retour, qui est élevée (proche de 40°C), compte tenu du souhait d'exploiter directement la chaleur sensible du fluide, sans mise en oeuvre de pompe à chaleur, - le dispositif d'exploitation qui met en oeuvre un doublet unique. Un dispositif associant plusieurs doublets identiques suivant un schéma adapté confinant les lignes de courant améliorerait sensiblement le niveau thermique du fluide produit l'hiver. Les conditions considérées, qui sont les moins contraignantes en terme d'investissements, révèlent cependant déjà qu'une fraction tout à fait significative de chaleurs estivales perdues peut être valorisée l'hiver par la mise en oeuvre de la présente invention. The invention also relates to a system for underground storage of thermal energy by a heat transfer fluid comprising: a well for injecting said fluid into a first zone of a geological reservoir; a production well for said fluid in a second zone of said fluid; Reservoir, a circulation zone of said fluid between said first and second zones; means for controlling the circulating conditions of the heat transfer fluid so that the production of heat transfer fluid is substantially synchronous with a determined demand for thermal energy. The injection well may be equipped with an injection pump, and said production well may be equipped with means for producing the fluid towards the surface. The reservoir fluid may receive or transmit heat energy through at least one exchanger in connection with a hot and / or cold source. The invention will be better understood and its advantages will appear more clearly on reading the description which follows of an exemplary implementation, in no way limiting, illustrated by the appended figures, among which: FIGS. illustrate the operating scheme of a thermal energy storage by means of a reversible doublet, according to the prior art, FIGS. 2a and 2b illustrate the use of the method of the invention for storage purposes. heat. The two periods, summer and winter, are shown respectively in Figures 2a and 2b. According to FIG. 2a, heat is stored and according to FIG. 2b this heat is retrieved by means of the device of the invention, FIGS. 3a and 313 give the results of a simulation. The object of the invention consists, on the one hand in storing thermal energy (hot or cold) within a single storage bubble of the aquifer considered by means of two irreversibly functioning wells, always injector for one, always producer for the other. On the other hand, the method makes it possible to dynamically control the exploitation of this bubble. The invention also relates to the configuration of the doublet, namely the spacing and the position of the injection points at the reservoir. Figures 2a and 2b illustrate the process used for storage and retrieval of heat. In FIGS. 2a and 2b, a reservoir 10 is placed in communication with the ground surface by two wells 11 and 12, respectively for production and injection. A heat source 13 is connected with an exchanger 14 for transferring thermal energy to the fluid flowing in the storage. A network 15, for example of energy distribution, is also in relation with an exchanger 16 which transfers the thermal energy of the fluid flowing in the storage to the distribution circuit of the network. Figure 2a schematizes the summer operation during which the circulating fluid heated by the heat source is stored by the injection well 12 in the reservoir. At the same time, the well 11 produces a cold fluid. FIG. 2b schematizes the winter operation during which the hot fluid having reached the production well 11 is withdrawn to be distributed on the surface in the network, whereas the cold fluid is injected by the well 12. The stored heat can have various origins (solar heat produced in excess in the summer, waste heat of various industrial installations, etc.), and even if it is cold (water of a watercourse, a lake, etc.). The uses of stored heat (or cold) can be varied. They are always offset (or out of phase) in time with respect to their production or emission, which is the reason for being storage according to the invention. They often concern the building (residential or tertiary) but other sectors (agricultural greenhouses, industrial air conditioning, etc.) can also use it. The benefits arise primarily from the exploitation of a single bubble by a doublet of wells drilled. They concern the equipment and the right-of-way of the surface installation: - there is only one pump per well instead of two, - the operation of the pumps mainly in steady state is a priori more favorable in terms of the risks of failure or damage due to the hazards of restarting after shutdown periods, - the need to implement a submerged pump (in case of aquifer not pressurized) poses no problem unlike the reversible well for which a diameter of minimum well must then be provided to allow injection by the ring annulus of the tube connected to this submerged pump, - as regards the right of way of the storage, on the one hand, the device is spatially more compact since based on the exploitation of a single bubble. Wellheads can be brought together minimizing the footprint for drilling and exploitation - on the other hand, the license area required for a given size operation (in terms of stored / destocked energy) ) is less than in the case of the exploitation of two bubbles by reversible doublet, knowing that the two bubbles must be sufficiently distant to avoid the thermal interferences. The second aspect of the invention relates to the control of the control of the bubble, both essential to prevent the risk of early or late breakthrough with respect to seasonal or scheduled needs over time, and beneficial for control and control. optimization of the quantity and quality of the energy delivered in destocking. This control concerns in particular the management of the controlled flows according to permanent measurements of temperature destocked on the surface, taking into account the energy needs of one period (season for example) to the following one. By way of example, a simplified formulation of this control is indicated below: Storage period 1 at the rate Q1 and at a temperature Ts ,, in the bubble assumed at the temperature Tdest. and whose thermal energy (at Tdes ,,) is exploited at the surface: the temperature measurement of the destocked fluid indicates an arrival ("breakthrough") of the injected fluid (at the temperature T,) after a duration At, while the duration (objective) of destocking desired is atob; ^ At the next storage period 2, the flow rate Q2 can be adjusted so that the breakthrough takes place at the end of the desired destocking period (objective), ie: Q2 = Qlx (Otl / Otobi) Of course, this is not the case. than an example illustrating a management of the exploitation thanks to the permanent monitoring of the temperatures of production. Readjustments made during the following periods depend on the priority criteria and degrees of freedom on the operating parameters. For example, a breakthrough that is too late can be corrected by increasing throughput by maintaining the same storage temperatures during periods (seasons). The thermal power stored and delivered are then higher, which may be the choice of the operator if he has excess capacity of thermal energy to store and a surplus market too. In the opposite case, the temperature differences will be reduced in order to conserve the total energy, within the limit, of course, of the thermal quality constraints imposed by the users, for example, a minimum temperature for a heat network. In order to obtain the best operating conditions, the method recommends a careful prior recognition of the storage aquifer in terms of its volume capacity (porosity in particular), its permeability and possible heterogeneities, in order to minimize the the magnitude of the corrective actions accompanying the piloting described above and thus, to always satisfy the operating constraints, in terms of thermal quality, availability of energy over time, etc. A third aspect of the invention concerns the arrangement of the wells and their "completion", or equipment, at the level of the reservoir. The procedures constituting this third component do not occur systematically (as opposed to the previous sections) but only according to the recognized or presumed qualities of the aquifer. They concern the two following situations: - hydrodynamism of the aquifer: the invention makes it possible to take into account the permanent natural hydrodynamism (known or previously recognized) by the orientation of the doublet. The two wells are drilled in the direction of the natural flow, that is, along a line orthogonal to the equipotentials of the aquifer. The producing well located downstream of the injection well (the downstream being defined from the point of view of the natural distribution of the flow potentials assumed to be generally known from the local hydrogeology). Of course, it is assumed that natural hydrodynamics is moderate, limited to a fraction of the desired well-to-well displacement rate. - relatively thick aquifer (compared to the distance between injector and producer) and homogeneous: in order to avoid the convective flows (therefore a thermal mixture) related to the temperature differences between the injected fluid and the fluid in place, it is possible to provide a Completion of wells for injection and production of hot and cold fluids respectively by the top (hot fluid) and the base (cold fluid) of the permeable aquifer formation. Simulated Application Example The heat storage was simulated by means of a reservoir digital model incorporating the fixed flow direction doublet operation mode of the present invention. The storage tank considered is a porous aquifer formation of porosity 30% located at a depth of 100 meters. Each of the two wells 8.5 inches (21.59 cm) in diameter injected or produced continuously at a rate of 30 m 3 / h. During the warmest 6 months of the year, the reservoir fluid (initially at 18 ° C) is produced, heated to 75 ° C at the surface in contact with a heat source and reinjected via the injection well. During the next 6 months after the coldest, the sensible heat of the product fluid is recovered via an exchanger which reduces the temperature of this fluid to 38 ° C before it is reinjected as during the summer period. 40 annual cycles were simulated starting with a 6-month storage period at 75 ° C. An operating flow (30 m3 / h in the present case) compatible with the qualities of the reservoir being set a priori, the spacing of the two wells, here equal to 78 m, can be estimated by calculation or adjusted by simulation of so that the producer temperature is maximum during each (winter) heat-use semester, and minimum during the (summer) heat storage semesters. FIG. 3a shows the superposition of the temperature profile (Temp) 30 to the injector (Inj curve) showing slots of 75 ° C.-38 ° C. imposed for 6 months on the one hand, and of the profile on the producer (Prod curve). ) on the other hand, during 10 annual cycles of injection and continuous production. It can be seen that after the first two years, the temperature produced in winter always exceeds 45 ° C, with a maximum close to 50 ° C which increases as cycles progress. Figure 3b shows the storage efficiency (ordinate Eff) calculated for each annual cycle, as being the ratio between the amount of heat extracted from the fluid produced in winter and the amount of heat stored the previous summer. This return exceeds 30% at the end of the first two annual cycles and grows continuously, reaching respectively 40% and 60% after 5 years and 32 years. These storage efficiencies may seem low, however, it should be noted that we place ourselves in unfavorable conditions with regard to: - the return temperature, which is high (close to 40 ° C), given the desire to directly exploiting the sensible heat of the fluid, without implementation of a heat pump, the operating device which implements a single doublet. A device associating several identical doublets in a suitable pattern confining the current lines would appreciably improve the thermal level of the fluid produced in winter. The conditions considered, which are the least restrictive in terms of investments, however, already reveal that a fraction quite significant summer heat lost can be valued in winter by the implementation of the present invention.