Je viens de lire la publication scientifique de leurs résultats:

We observed that the system was capable of supporting com-
mercial levels of production. Injection rates throughout most of
the test ranged from 650 gpm to 850 gpm, with a maximum in-
jection rate of 1003 gpm. Injection pressures were highly rate-
dependent and ranged from 1000 psi to 2000 psi throughout the
test. Injection pressures were maintained below the fracturing
pressure of approximately 2300 psi. We observed that pressures
tended to remain relatively steady while injecting at a constant
rate and while actively producing. During periods where the pro-
duction well was shut-in and we were injecting, injection pres-
sures tended to increase.

En gros, ils injectent de l’eau en dessous des pressions requises pour la fracturation hydraulique. Il n’y a donc pas de fracturation possible. L’eau est injectée entre 70 et 137 bars dans le puit d’injection et est récupérée dans le puit de production 10mn plus tard, avec 120°C de plus, ce qui n’est pas très élevé en fait.

Le problème principal, pour moi, c’est la perte de 10% à 20% de l’eau injectée. C’est de l’eau qui ne finira pas dans une nappe phréatique, ce qui est assez embêtant. Pour produire 2MW, en 24/7, ils injectent 63L/s soit 397 000m³ par an de perdu, c’est assez conséquent.