Sommaire

Sommaire
I. Présentation du secteur
I.1. Définition et composition des hydrocarbures
I.1.1. Le pétrole
I.1.2. Le gaz naturel
I.2. Formation d'un gisement d'hydrocarbures
I.2.1. Accumulation de matière organique
I.2.2. Maturation de la matière organique
I.2.3. Piégeage des hydrocarbures
I.3. La recherche de gisements d'hydrocarbures
I.3.1. Techniques de prospection sismique
I.3.1.1. En mer
I.3.1.2. Sur terre
I.4. Forage
I.4.1. En mer
I.4.2. Sur terre
I.5. Production des hydrocarbures
I.5.1. Evaluation
I.5.2. Récupération primaire
I.5.3. Traitement des fluides
I.5.4. Récupération secondaire
I.5.5. Récupération tertiaire
I.5.6. Ressources et réserves
I.6. Distribution
I.6.1. Transport
I.6.2. Stockage
I.7. Raffinage du pétrole
I.7.1. Structure d'une raffinerie
I.7.2. Pétrochimie
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II. Le secteur des hydrocarbures en Tunisie
II.1. Entreprises, emplois et partenariat
II.1.1. Entreprises
II.1.2. Emplois
II.2. Production
II.3. Exportations et importations
II. 4. Perspectives
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III. Recensement des nuisances
III.1. Rejets solides
III.1.1. Déchets générés au cours d'un programme sismique
III.1.1.i. Déchets domestiques
III.1.1.ii. Déchets inertes
III.1.1.iii. Déchets dangereux
III.1.2. Les rejets de forage
III.1.2.1. Les boues de forage
III.1.2.2. Les déblais de forage
III.1.2.3. Les matières en suspension
III.2. Rejets hydriques
III.2.1. Sur terre
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III.2.2. En mer
III.3. Emissions atmosphériques
III.4. Pollution sonore
III.4.1. Sur terre
III.4.2. En mer
III.5. Huiles usagées
IV. Description des procédés de traitement
IV.1. Mesures d'atténuation pour les forages en terre
IV.1.1. Eaux souterraines
IV.1.2. Qualité de l'air
IV.1.3. Le sol
IV.2. Mesures d'atténuation pour les forages en mer
IV.2.a. Mesures d'atténuation pour la phase de construction
IV.2.a.1. Section off-shore
IV.2.a.1.i. Mesures d'atténuation des impacts liés aux eaux
de drainage
IV.2.a.1.ii. Mesures d'atténuation des impacts des eaux
de ballast
IV.2.a.1.iii. Mesures d'atténuation des impacts des rejets des
eaux usées sanitaires
IV.2.a.1.iv. Mesures d'atténuation des impacts de rejets des
déchets domestiques et alimentaires
IV.2.a.1.v. Mesures d'atténuation des déchets solides industriels
banals ou dangereux
IV.2.a.2. Construction de la section onshore du pipeline
IV.2.a.2.i. Réduction des bruits et des émissions atmosphériques
des polluants gazeux et des poussières
IV.2.a.2.ii. Protection des ressources en eau
IV.2.a.2.iii. Protection et restauration du sol
IV.2.a.2.iv. Protection de la côte et de la nappe phréatique
IV.2.a.2.v. Protection et restauration des infrastructures
IV.2.a.2.vi. Protection des zones agricoles
IV.2.a.2.vii. Protection de la faune et de la flore
IV.2.a.2.viii. Gestion des baraquements de chantier
IV.2.a.2.ix. Fermeture des chantiers
IV.2.b. Mesures d'atténuation pour la phase opérationnelle
IV.2.c. Mesures d'atténuation pour la phase de fermeture
et d'abandon
V. Risques potentiels
V.1. Risques d’incendie
V.2. Autres risques
VI. Mesures à prendre pour éviter les risques
VI.1. Mesures de sécurité du site de stockage
VI.2. Système et technique de gardiennage
VI.3. Précautions particulières de sécurité prises lors de
l’utilisation d’explosifs
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VI.4. Précautions de sécurité pour le voisinage
VI.4.1. Moyens de lutte contre l’incendie
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VII. Plan de gestion environnementale
VII.1. Introduction
VII.2. Gestion des déchets
VII.2.1. Eaux sanitaires
VII.2.2. Déchets solides
VII.2.2.1. Stratégie d’élimination des déchets
VII.2.2.1.i. Déchets domestiques
VII.2.2.1.ii. Déchets inertes
VII.2.2.1.iii. Déchets dangereux
VII.2.3. Stockage temporaire des déchets
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VIII. Consignes générales d’exploitation
VIII.1. Personnel
VIII.1.1. Moyens de protection
VIII.1.2. Formation
VIII.1.3. Entraînement du personnel
VIII.1.4. Information
VIII.2. Protection et surveillance du site de stockage
VIII.3. Alerte
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IX. Tableau récapitulatif
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X. Coût des mesures de protection de l’environnement
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Annexes
Préambule
Le pétrole étant le plus gros commerce de la planète en
valeur (et en volume), il est devenu indispensable à la vie
quotidienne dans le monde ; la consommation mondiale
d'énergie primaire en dépend à 40 %. Les fluctuations du
prix du pétrole influent, en proportion variable, sur le prix
de tous les biens et services, car ils sont tous produits en
utilisant - du moins indirectement - du pétrole.
Le secteur pétrolier constitue l'une des principales
activités industrielles importantes en Tunisie. En effet, la
rente pétrolière contribue amplement dans le
développement économique du pays.
Toutefois, en plus de l'apport énergétique et matériel de
la production de pétrole et de gaz, ce secteur engendre une
coproduction de matières polluantes qui peuvent causer
des nuisances à l'environnement une fois déversée dans le
milieu récepteur sans traitement préalable. Ces pollutions
sont d'origine accidentelle autant que diffuse ; sols, nappes
souterraines et atmosphère sont concernés. La prise de
conscience des risques sanitaires posés par de telles
pollutions est apparue tardivement, il y a quelques
décennies, suite à des accidents graves fortement
médiatisés. Ce lourd passé industriel doit aujourd'hui être
géré. De ce fait, et par souci de préservation et de prévention
du milieu naturel, la recherche de solutions cernant tous les
types de pollutions s'impose.
I. Présentation du secteur
I.1. Définition et composition des hydrocarbures
Les hydrocarbures sont des composés organiques contenant seulement du
carbone et de l'hydrogène. Parmi les hydrocarbures naturels, les plus
importants sont le pétrole et le gaz naturel.
I.1.1. Le pétrole
Le pétrole (du latin petraoleum, "huile de pierre") est une roche
sédimentaire d'origine organique très particulière car elle est liquide. C'est
un mélange de nombreux hydrocarbures. Son apparence et sa composition
varient d'un gisement à l'autre, et parfois même, entre des puits
relativement proches. La consistance des pétroles bruts va d'un liquide à un
solide de type bitumeux, et leur couleur varie du jaune au noir.
On distingue les pétroles en fonction de leur origine et donc de leur
composition. Le mélange d'hydrocarbures issu de ce long processus
comprend des chaînes linéaires plus ou moins longues, ainsi que des
chaînes cycliques naphténiques ou aromatiques. Il est possible de
distinguer les différents types de pétrole selon leur densité, leur fluidité,
leur teneur en soufre et autres impuretés (vanadium, mercure et sels) et leur
teneur en différentes classes d'hydrocarbures. Le pétrole est alors
paraffinique, naphténique ou aromatique. Il est aussi possible de les
classifier parfois selon leur provenance (golfe Persique, mer du Nord,
Venezuela, Nigéria), car le pétrole issu de gisements voisins a souvent des
propriétés proches.
Il existe des centaines de bruts de par le monde. Certains servent comme
étalon pour établir le prix moyen du pétrole en provenance d'une région
donnée. Les bruts les plus connus sont l'Arabian Light (brut de référence du
Moyen-Orient), le Brent (brut de référence européen) et le West Texas
Intermediate (WTI, brut de référence américain).
Selon sa provenance, le brut peut contenir du gaz dissous, de l'eau salée, du
soufre et des produits sulfurés (thiols (mercaptans) surtout). Il a une
composition trop complexe pour être décrite en détail. Il faut distinguer
simplement trois catégories de brut :
• à prédominance paraffinique : les hydrocarbures linéaires sont les plus
abondants. Ces bruts sont les plus recherchés car ils donnent directement
une grande proportion de produits légers comme l'essence et le gasoil;
• à prédominance naphténique : beaucoup d'hydrocarbures à cycle saturé ;
• à prédominance aromatique : les hydrocarbures présentant un cycle
insaturé sont plus abondants.
Il faut signaler également qu'il existe des bruts aptes à faire du bitume, ce
sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ou
Safaniyah. Les deux principaux critères pour classer les centaines de bruts
différents qui existent sont la gravité (densité) et la teneur en soufre, du plus
léger et moins sulfureux qui est du condensat, jusqu'au plus lourd et plus
sulfureux qui contient 90 % de bitume environ : c'est un brut d'Italie.
7
I.1.2. Le gaz naturel
Le gaz naturel est un gaz combustible fossile issu de la décomposition de
matériaux organiques. Son composant principal est le méthane CH4. Le gaz
commercialisé est du méthane presque pur, les autres gaz présents dans le
gisement étant retirés. On peut trouver, en quantités extrêmement variables
d'un gisement à l'autre :
• des hydrocarbures plus lourds que le méthane, comprenant de deux à
huit atomes de carbone dans leur chaîne (C2 à C8).
• du dioxyde de soufre ou « gaz acide » (H2S).
• du dioxyde de carbone (CO2).
• de l'azote (N2).
• parfois de petites quantités d'hélium (He).
I.2. Formation d'un gisement d'hydrocarbures
Le pétrole est un produit du passé géologique d'une région, issu de la
succession de trois circonstances plutôt exceptionnelles :
• l'accumulation de matière organique ;
• sa maturation.
• le piégeage des hydrocarbures.
Comme un gisement de pétrole est entraîné dans la tectonique des plaques,
l'histoire peut ne pas s'arrêter là. Il peut être enfoui plus profondément et se
pyrolyser à nouveau, donnant un gisement de gaz naturel - on parle alors de
« gaz thermogénique secondaire », par opposition au « gaz thermogénique
primaire » formé directement par pyrolyse du kérogène. Le gisement peut
également fuir, et le pétrole migrer à nouveau vers la surface ou un autre
piège.
Il faut ainsi un véritable concours de circonstances pour mener à la création
d'un gisement de pétrole (ou de gaz), ce qui explique d'une part que seule
une infime partie de la matière organique formée au cours des ères
géologiques soit transformée en énergie fossile et, d'autre part, que ces
précieuses ressources soient réparties de manière très disparate dans le
monde.
I.2.1. Accumulation de matière organique
En règle générale, la biosphère recycle la quasi-totalité des déchets qu'elle
produit. Cependant, une petite minorité de la matière « morte » sédimente,
c'est-à-dire qu'elle se dépose, est enfouie avec de la matière minérale, et est
dès lors coupée de la biosphère. Ce phénomène concerne des
environnements particuliers, tels que les endroits confinés (lagunes,
deltas…), surtout en milieu tropical et lors de périodes de réchauffement
climatique intense (comme le silurien, le jurassique et le crétacé), où le dépôt
de détritus organiques dépasse la capacité de « recyclage » de l'écosystème
local. C'est durant ces périodes que ces sédiments riches en matières
organiques (surtout des lipides) s'accumulent.
8
I.2.2. Maturation de la matière organique
Au fur et à mesure que de nouvelles couches de sédiments se déposent au
dessus de cette strate riche en matières organiques, la « roche-mère » ou
« roche-source », voit ses conditions de température et de pression
augmenter. La matière organique se transforme d'abord en kérogène, un
« extrait sec » disséminé dans la roche sous forme de petits grumeaux. Si la
température devient suffisante (le seuil est à au moins 50°C, généralement
plus selon la nature de la roche et du kérogène), et si le milieu est réducteur
(pauvre en oxygène ; dans le cas contraire le kérogène sera simplement
oxydé), le kérogène sera pyrolysé de façon extrêmement lente.
Le kérogène produit du pétrole et/ou du gaz naturel, qui sont des matières
plus riches en hydrogène, selon sa composition et les conditions
d'enfouissement. Si la pression devient suffisante, ces fluides s'échappent ;
c’est ce qu'on appelle la migration primaire. En général, la roche source a
plusieurs dizaines, voire centaines de millions d'années, quand cette
migration se produit. Le kérogène lui-même reste en place, appauvri en
hydrogène.
I.2.3. Piégeage des hydrocarbures
Quant aux hydrocarbures expulsés, plus légers que l'eau, ils s'échappent en
règle générale jusqu'à la surface où ils sont oxydés ou biodégradés (ce
dernier cas donne des sables bitumineux), mais une minime quantité est
piégée : elle se retrouve dans une zone perméable (généralement du sable,
des carbonates ou des dolomites) qu'on appelle la « roche-réservoir », et ne
peut s'échapper à cause d'une couche imperméable (composée d'argile, de
schiste et de gypse), la « roche piège » formant une structure piège.
Il existe plusieurs types de pièges. Les plus grands gisements sont en
général logés dans des pièges anticlinaux. On trouve aussi des pièges sur
faille ou mixtes anticlinal-faille, des pièges formés par la traversée des
couches par un dôme salin, ou encore créés par un récif corallien fossilisé.
I.3. La recherche de gisements d'hydrocarbures
Les États accordent aux compagnies des concessions, pour lesquelles ces
dernières assument le coût de l'exploration, en échange de quoi elles
exploitent (pour une certaine durée) les gisements trouvés. Les mécanismes
financiers sont variés : prêts à long terme, participation au capital,
financement via des emprunts faits auprès de banques nationales, etc.
L'exploration commence par la connaissance géologique de la région,
puis passe par l'étude détaillée des structures géologiques
(principalement par imagerie sismique réflexion, même si la
magnétométrie et la gravitométrie peuvent être utilisées) et la réalisation
de puits. On parle d'exploration « frontière » lorsque la région n'a pas
encore de réserve prouvée ; le risque est alors très élevé mais le prix
d'entrée est faible, et le retour peut être important.
9
L'exploration sismique a pour objectif essentiel l'étude d'un périmètre de
recherche et la préparation des implantations de forages d'exploration de
pétrole ou de gaz naturel. La recherche des pièges structuraux (anticlinal ou
dôme faillé) ou stratigraphiques (biseau de sédimentation, ancien récif,
etc.), comporte une analyse des conditions structurales qui relève
principalement de la géologie et de la sismique, et une étude des conditions
stratigraphiques, sédimentologiques et géochimiques.
La sismique réflexion est utilisée comme méthode de reconnaissance, aussi
bien en mer qu'à terre.
Les résultats de la sismique se traduisent par des coupes et par des cartes en
isochrones (ou temps de transmission des ondes sismiques) qui, par l'étude
des vitesses dans les terrains traversés et par les données des sondages s'il y
en a, aboutissent à des cartes et des coupes structurales en isobathes. Ces
mesures de vitesse apportent par ailleurs des informations sur le faciès des
horizons profonds, ce qui permet d'orienter les hypothèses concernant la
coupe présumée du forage.
La conduite d'une campagne d'exploration est une construction complexe
où chaque nouvelle information permet une approximation plus fine de la
connaissance générale de la géologie profonde du bassin sédimentaire. Ce
n'est que par cette reconstitution patiente du cadre sédimentaire et
architectural que l'on peut espérer une meilleure appréciation des chances
de découverte d'hydrocarbures.
I.3.1. Techniques de prospection sismique
Le système d'acquisition sismique comprend principalement des
dispositifs d'émission, de détection et d'enregistrement numérique. Les
qualités demandées à une source sont au nombre de deux :
• la profondeur de pénétration : l'énergie émise par la source doit être
suffisamment élevée pour pouvoir pénétrer le sous-sol. En effet, le sous-sol
a tendance à absorber l'énergie de la source, et à ne conserver que les basses
fréquences ;
• le pouvoir de résolution: le spectre d'amplitude doit être aussi plat que
possible, c'est à dire que l'amplitude des pics secondaires de la signature
doit être petite par rapport à celle du pic principal.
I.3.1.1. En mer
Trois principaux types de sources sismiques marines sont utilisés :
♦ les sources explosives ;
♦ les sources électriques type étinceleurs ;
♦ les sources de type canon à air, à eau ou à vapeur.
• L'explosif : très utilisé autrefois, il a pratiquement disparu actuellement,
en raison des dégâts qu'il infligeait à la faune sous-marine et des problèmes
de sécurité liés à son stockage.
• Les étinceleurs : l’énergie acoustique est produite par des décharges
10
électriques dans la mer. Les étinceleurs utilisés en sismique sont de forte
énergie (jusqu'à 200 KJ). Cette technique est surtout avantageuse du point
de vue du prix de revient.
• Le vaporchoc : créé par CGG en 1970. On envoie brusquement dans l'eau
un jet de vapeur d'eau à haute pression et à haute température. Après
l'explosion due à l'injection de vapeur, celle-ci finira par imploser.
• Le canon à eau : le principe est de décharger dans l'eau, en un temps très
court, un volume d'eau à travers des évents. L'avantage de cette source est
qu'elle est très reproductible et sans effet de bulle.
• Les canons à air : c'est la source actuellement la plus utilisée en mer. Son
principe consiste à décharger dans l'eau quelques litres d'air comprimé
dans une chambre à haute pression. Cette libération provoque une onde de
pression de forte intensité.
Navire sismique
Capteurs sismiques marins : les hydrophones
I.3.1.2. Sur terre
Il existe deux familles de sources terrestres :
♦ Sources vibratoires : les camions vibrateurs.
♦ Sources explosives : la dynamite.
• Camions vibrateurs : on utilise un camion comportant une plaque
pulsante actionnée par un système de servovérins hydrauliques.
Lorsque le camion parvient au point de vibration, l'opérateur abaisse la
plaque pulsante pour la mettre au contact du sol et appuie la totalité du
poids du camion sur celle-ci. Le signal sismique est alors envoyé dans le sol
par l'action des servovérins, qui exercent sur la plaque pulsante une force
alternative pouvant atteindre plus ou moins 15 tonnes. Le vibrateur
effectue généralement plusieurs vibrations en chaque point. La durée des
vibrations dépend de l'objectif recherché.
11
Le dispositif d'émission est souvent constitué de plusieurs camions vibrant
en phase, alignés suivant la direction du profil à étudier et régulièrement
espacés de manière à atténuer les ondes de surface et à renforcer les ondes
de volume émises verticalement. L'ensemble des vibrateurs se déplace
progressivement le long du profil, d'une distance constante de manière à
obtenir une couverture maximale du lieu étudié.
Le dispositif de détection est constitué par une chaîne de capteurs
"géophones" disposée suivant l'alignement des camions et solidaire de ces
derniers.
Camions vibrateurs
Capteurs sismiques terrestres
I.4. Forage
Suite à l'interprétation des données sismiques acquises dans le permis
d'exploration, la compagnie pétrolière se propose de forer des puits
d'exploration, à des profondeurs pouvant dépasser 5000 m pour évaluer le
potentiel en hydrocarbures de l'objectif. Si les résultats s'avèrent
encourageants, on passe au développement du champ par des forages de
production.
La mise en œuvre du forage pétrolier dépend du fait qu'on est sur terre ou
en mer.
I.4.1. En mer
Lorsque les forages de reconnaissance confirment la présence d'un
gisement et que les études économiques s'avèrent positives, la construction
de la plate-forme pétrolière peut débuter. L'assemblage de milliers de
tonnes d'acier se fait sur la terre ferme. Une fois terminés, le pied puis la
12
plate-forme sont transportés sur des barges géantes tirées par des bateaux
jusqu'au site. Il faut deux à trois ans et des milliers d'hommes pour terminer
les travaux.
Transport du pied de la plate-forme
La plateforme de forage est une immense construction métallique qui
surplombe la mer de quelques dizaines de mètres, afin d'éviter les vagues
centenaires, et ses pieds traversent quelques centaines de mètres d'eau
avant de venir s'arrimer sur les fonds marins.
Certains éléments comme les pylônes de soutien sont assemblés à terre puis
amenés sur la zone par bateau. Le reste est assemblé sur place. Ces
kilomètres de poutres, tubes et coursives sont continuellement entretenus
et complétés par de nouveaux modules.
Le derrick est le point culminant de la plateforme. Cette tour métallique
soutient une très longue tige au bout de laquelle se trouve une mèche de
forage, le trépan. Cette tige est rallongée au fur et à mesure que le trépan
broie les différentes couches de roche du sous-sol pour atteindre le
gisement de pétrole. La précision est exceptionnelle puisque les tiges
peuvent descendre jusqu'à des profondeurs de 3 ou 4 kilomètres pour
atteindre des réservoirs de quelques mètres d'épaisseur seulement.
Lorsqu'il est nécessaire de creuser un autre puits, pour remonter ou injecter
des fluides, le derrick est déplacé sur la plate-forme et un nouveau forage
entrepris. Il permet aussi de percer à l'horizontale et d'exploiter ainsi des
surfaces de plusieurs kilomètres carrés depuis la plate-forme sans avoir à se
déplacer à la verticale des gisements.
Une fois que le trépan a atteint le réservoir, un tuyau est mis en place pour
faire remonter les hydrocarbures en surface. À cette grande profondeur, la
température est élevée et la pression très forte. Percer un gisement revient
donc à enlever la soupape d'une cocotte minute chaude. Le liquide jaillit.
Pour contrôler la pression, on injecte dans le trou creusé par le derrick une
« boue » très dense. Cette « boue » sert aussi à remonter les déblais en surface
et à refroidir le trépan. Une série de robinets et de manomètres permet
ensuite d'affiner plus précisément les débits souhaités. Après plusieurs
années d'exploitation, la pression commence à diminuer dans le puits,
13
Anatomie d’une plate-forme de forage
comme celle d'une cocotte qui se vide. Il faut alors percer un nouveau puits
afin d'introduire un autre liquide sous pression, souvent de l'eau, qui va
pousser les hydrocarbures restants vers le haut et permettre de terminer
l'exploitation.
I.4.2. Sur terre
♦ Planning prévisionnel des travaux de forage
Le planning prévisionnel propose un calendrier des principales opérations
des travaux du forage et du test de production :
§ construction du site
§ mobilisation du rig
§ démarrage du forage
§ réalisation du forage
§ test du puits
§ démobilisation
§ caractérisation des résidus
§ nettoyage des lieux
14
Principe du forage
15
♦ Travaux d'aménagement du site
L'aménagement du site nécessite principalement :
§ l'ouverture d'une piste pour permettre l'accès de l'appareil de forage et
des différents équipements au site du forage ;
§ l'installation de panneaux de signalisation pour faciliter l'accès au site ;
§ le nivellement et le compactage du site de forage ;
3
§ la construction d'une réserve d'eau de quelques milliers de m de capacité
munie d’une membrane d'étanchéité en polyester ;
3
§ la construction d'un bourbier de quelques milliers de m de capacité et la
pose d'une membrane d'étanchéité en polyester ;
§ la construction d'une dalle bétonnée pour servir d'assise aux
équipements de forage ;
§ la construction de rigoles autour de la sonde, des pompes et des bacs à
boues pour collecter les eaux de lavage, les éventuelles fuites d'huiles et des
fluides de forage qui seront canalisées vers un puisard de récupération;
§ la construction et l'aménagement d'un camp pour l'installation du
personnel de chantier (dortoirs, restaurant, cuisine, douches, toilettes, etc.);
3
§ la construction en béton de fosses septiques étanches de plusieurs m
pour la collecte des eaux sanitaires.
♦ Equipements du chantier de forage
Les équipements du chantier de forage seront constitués essentiellement :
§ de la sonde de forage ;
§ des équipements auxiliaires de forage ;
§ des bacs de préparation et de stockage ;
§ des réservoirs de stockage de gasoil ;
§ des ateliers d'entretien ;
§ des containers magasin ;
§ des groupes de puissance ;
§ des caravanes du camp (bureaux, cuisines, dortoirs, etc.).
♦ Appareil de forage
Les caractéristiques de l'appareil de forage sont les suivantes :
§ capacité de forage;
§ mat : hauteur de la pyramide; capacité de charge du crochet.
§ treuil;
§ obturateur de puit (BOP : blow out preventer);
§ générateurs électriques;
§ pompes à boue;
§ bacs à boue;
§ bac d'eau douce;
§ capacité de stockage de gasoil;
16
♦ Programme de forage
§ Profil et étapes du forage
Le forage projeté est caractérisé par son type (vertical, dévié, etc.) et sa
profondeur totale. Le programme comporte les opérations de forage de
trous allant des grands diamètres aux petits diamètres sur des intervalles
bien définis. Les opérations de forage sont séparées par des opérations de
descente de tubage, de cimentation ou de diagraphie. En désignant par X le
diamètre du trou et par Y la profondeur forée, un programme commun de
forage peut être comme suit :
- forage du trou X1" jusqu'à Y1 m.
- mise en place d'un tubage de X2".
- forage du trou X3" jusqu'à Y2 m.
- descente et cimentation du casing X4".
- Installation et test de la tête de puits et du BOP.
- forage du trou X5 jusqu'à Y3 m.
- diagraphie du trou X5".
- descente et cimentation du casing X6".
- installation et test de la tête de puits et du BOP.
- forage du trou X7" jusqu'à Y4 m.
- diagraphie du trou X7". En cas d'indices d'hydrocarbures prouvés par les
diagraphies, descente d'un liner X8" et test du puits. Dans le cas contraire, le
puits sera définitivement abandonné.
§ Fluides de forage
Le forage peut être exécuté en utilisant un ou plusieurs fluides de forage.
Pour chaque intervalle du puits, on peut attribuer le fluide de forage
correspondant. On distingue les boues bentonitiques à base d'eau et les
boues à base d'huile.
Exemple d’un programme de tubage et de cimentation d’un puits
17
Equipement de surface pour le test du puits
18
Tous les tubages sont cimentés aussitôt après leur descente à l'aide d'un
laitier de ciment et d’additifs chimiques tels que les antimousses, les
accélérateurs de prise et les produits de contrôle de perte de fluides. Les
proportions de ciment et d’additifs seront établies d'après les résultats des
tests de laboratoire.
§ Essais de puits
Dans le cas où des indices d'hydrocarbures sont détectés au cours du forage
et s'ils sont confirmés à l'aide des diagraphies électriques, un test de
production sera effectué pour évaluer le potentiel pétrolier de la formation.
Le train de test de surface prévu pour cette opération comprend
successivement un collecteur de données, un manifold de duses, un
séparateur et un brûleur (équipements de surface pour le test du puits).
L'huile et les gaz produits seront brûlés à l'aide de brûleurs écologiques.
§ Abandon du puits
Si le puits est temporairement suspendu, des bouchons seront placés afin
d'isoler les formations à hydrocarbures. Le puits sera laissé avec une boue à
base d'eau, contenant un inhibiteur de corrosion et un antioxydant.
Un système de deux barrières sera adopté au niveau du trou afin de
s'assurer que l'intégrité du puits est maintenue pendant toute la période de
suspension ou d'abandon.
Si le puits est sec, il sera définitivement abandonné en plaçant des bouchons
de ciment d'une manière bien déterminée.
Si des problèmes sont rencontrés au cours des cimentations
conventionnelles du casing, des logs d'évaluation du ciment seront
enregistrés pour déterminer le niveau et la qualité du ciment dans
l'annulaire. Dans le cas où une incertitude existe quant à l'isolation de
l'annulaire, le casing sera perforé et du ciment sera pompé dans l'annulaire.
Le plan d'abandon du puits est généralement soumis à l'approbation de la
"Direction Générale de l'Energie" (DGE).
♦ Moyens humains
Un camp établi à proximité du site de forage sera aménagé pour
l'installation de l'équipe de travail. Les locaux sont pourvus d'installations
sanitaires, de réserves d'eau potable suffisantes ainsi que des moyens
appropriés de stockage de vivres, de régulation de température et
d'éclairage.
19
♦ Utilités
§ Eau
Les besoins en eau de forage sont estimés à plus de 100 m3/jour. Cette eau
sera approvisionnée à partir de puits voisins. La compagnie pétrolière sera
encline à obtenir une concession du CRDA (Commissariat Régional de
Développement Agricole, Ministère de l'Agriculture et des Ressources
Hydrauliques) du gouvernorat correspondant pour l'utilisation de ces
puits d'eau durant toute la période de forage.
§ Energie
Les besoins en électricité des unités de forage et des quartiers d'habitation
sont assurés par plusieurs groupes électrogènes autonomes. Ces groupes
peuvent arriver à une consommation journalière de gasoil estimée à des
3
dizaines de m .
I.5. Production des hydrocarbures
I.5.1.Evaluation
Une fois le gisement détecté de façon formelle par le forage, on procède à un
certain nombre de tests permettant d'évaluer le champ découvert, avec
entre autres :
• prélèvement d'échantillons de la roche-réservoir par carottage, afin de
mesurer sa porosité, sa perméabilité, etc.
• prélèvement d'échantillons du fluide au fond du gisement, afin de
mesurer sa composition, sa densité, sa viscosité, etc.
• identification des différentes couches productrices ; il arrive
fréquemment que le gisement se présente en plusieurs couches
superposées potentiellement productrices.
• essai de production : on laisse le puits produire pendant quelques heures,
ce qui permet de mesurer les différentes proportions eau/gaz/pétrole, en
ayant une idée des débits.
Dans le cas d'un gisement de grande taille (certains champs font des
dizaines de kilomètres de diamètre), on peut procéder à plusieurs forages
exploratoires afin de chiffrer les réserves.
Ces informations permettent de dresser un plan de développement du
gisement, qui comprendra le nombre de puits à forer, le type de
récupération envisagé, les débits de fluides, le coût des installations
annexes (oléoducs, sites de traitement, etc) ; on tentera également d'évaluer
les recettes, avec un prix du baril estimatif, un accord de partage avec le
pays propriétaire, etc.
C'est l'équilibre financier entre ces aspects qui détermine la prise de
20
décision. Ce plan est remis à jour au fur et à mesure de la vie du champ, en
fonction de son comportement réel.
I.5.2.Récupération primaire
Un gisement pétrolier est en équilibre à la pression de fond, qui peut
atteindre plusieurs centaines de bars ; au début de la vie du puits, le pétrole
parvient spontanément à la surface, propulsé par plusieurs facteurs qui
peuvent éventuellement se cumuler, mais qui faiblissent rapidement ; cette
période est appelée "récupération primaire" et ne permet d'obtenir, selon les
cas, que 5 à 40 % du pétrole en place. Un puits en cours de récupération
primaire ne nécessite plus aucun équipement de surface, si ce n'est le
fameux "arbre de noël", ensemble de vannes surmontant le puits et
permettant essentiellement de fermer le puits en surface. Les autres modes
de récupération, secondaire et tertiaire, sont appelés "récupération
assistée".
I.5.3. Traitement des fluides
Les fluides qui parviennent en surface comportent fréquemment, en plus
du pétrole :
• de l'eau, qu'il s'agisse d'eau de gisement ou d'eau injectée (voir cidessous).
• du gaz
Ces deux composants doivent être séparés du pétrole par passage dans un
séparateur ; selon la taille du puits et les composants de la phase gazeuse, il
peut être utile d'y adjoindre une installation de traitement de gaz,
permettant une séparation plus fine des différents hydrocarbures présents,
du CO2 et de l'H2S le cas échéant. L'eau peut être perdue ou réinjectée dans le
puits ; le gaz, s'il est en trop petite quantité, est brûlé sur place ("torché").
Cette dernière pratique est de plus en plus critiquée à cause de l'effet de
serre consécutif, et les compagnies pétrolières font des efforts pour la
limiter.
I.5.4. Récupération secondaire
Au-delà de cette période, le puits ne produit plus suffisamment, et on met
en œuvre des techniques permettant de réaugmenter la pression de fond
pour continuer l'exploitation ; ceci exige l'installation d'équipements
complémentaires :
• pompe immergée en fond de puits, c'est l'image classique des pompes
"têtes de cheval".
• injection d'eau : cette technique est de plus en plus courante ; elle
nécessite une compréhension précise de la physionomie du gisement et de
l'eau disponible en grandes quantités ; cette technique est évidemment
fréquemment employée dans l'exploitation en mer.
21
Schéma d'une pompe “tête de cheval”
1. Moteur
2. Contrepoids
3. Arbre de transmission
4. Bras principal
5. Tête
6. Câble
7. Tête de puits
8. Conduite de pétrole
9. Fondation en béton
10.Enveloppe du puits (casing)
11.Câble supportant la pompe
12.Tubulure (tubing)
13.Pompe
14.Valves
15.Couche pétrolifère
• injection du gaz de formation : il est fréquent que le pétrole soit produit
en association avec du gaz, ce dernier en trop petite quantité pour être
vendu ; il est alors brûlé à la torche. Cette pratique est de plus en plus
critiquée, et le gaz peut être réinjecté dans le gisement pour maintenir la
pression et continuer l'exploitation.
• injection de CO2, d'azote : à partir d'une source à proximité, on injecte l'un
de ces gaz dans le gisement, de la même manière que ci-dessus. L'azote est
généralement obtenu par séparation cryogénique ; ce gaz présente
l'avantage d'être pratiquement inerte, donc non corrosif pour l'équipement
d'exploitation. Le CO2 peut être d'origine naturelle ou venir d'une
installation industrielle, ce qui permet de procéder à de l'enfouissement de
CO2 par la même occasion. Il est généralement gratuit, mais corrosif.
I.5.5. Récupération tertiaire
La récupération tertiaire désigne un ensemble de techniques très diverses
qui visent entre autres à diminuer la viscosité du fluide de formation, ou à
améliorer la diffusion à l'intérieur du gisement. La mise en œuvre de l'une
ou l'autre méthode dépend des caractéristiques du gisement, mais
également des ressources disponibles localement. On peut citer :
• injection de CO2 : cette technique emploie du CO2 comme ci-dessus, mais
l'injection se fait dans la phase liquide de la formation ; le CO2, en se
mélangeant avec le liquide, diminue sa viscosité et améliore son écoulement
vers le puits de production ; on peut également employer de l'azote ;
• injection de vapeur : le gaz produit en même temps que le pétrole est
brûlé en surface, et les produits de la combustion sont injectés dans la
formation ;
• injection de surfactants : elle permet de mieux balayer l'ensemble du
gisement, malgré l'existence de chemins préférentiels ("fingering") ;
22
• injection de gaz non miscibles.
Ces méthodes peuvent être utilisées séparément, successivement ou
simultanément.
Signalons également d'autres méthodes qui, employées ponctuellement,
contribuent à améliorer le taux de récupération :
• fracturation hydraulique, acidification ;
• nettoyage du sable s'accumulant peu à peu à proximité du tubing ;
• forage horizontal dans le gisement.
I.5.6.Ressources et réserves
La ressource est définie comme la quantité de pétrole totale présente dans
les gisements ; les réserves désignent la quantité de pétrole récupérable.
Pour un gisement donné, cette dernière valeur peut évoluer, au fur et à
mesure d'une meilleure connaissance du gisement et de l'éventuelle
application de méthodes plus performantes. En revanche, la ressource
totale ne peut varier.
Près de 40 % des réserves sont exploitées de manière primaire par simple
pompage, moins de 60 % sont exploitées en injectant de l'eau ou du gaz, et
seulement 2 % utilisent des méthodes de récupération tertiaire. Les taux de
récupération varient ainsi de moins de 10 % à plus de 70 %. Le taux moyen
mondial de récupération des gisements actuellement en production est
estimé à 35 %.
I.6. Distribution
I.6.1. Transport
Une fois découvert, collecté, traité et stocké dans les terminaux de
chargement, le brut doit être transporté vers les lieux de consommation.
Si le gisement se trouve au fond des continents, il est indispensable
d'acheminer le brut vers un terminal de chargement maritime. D'une
manière générale, les lieux de production sont presque toujours éloignés
des lieux de raffinage et de consommation. Par exemple le Golfe Persique
(lieu de production) est bien loin de l'Amérique, de l'Europe et de l'Asie
(lieux de consommation). Aussi, il va falloir transporter ce pétrole d'une
manière ou d'une autre. Le transport sur une longue distance se fait de deux
manières :
• soit par oléoduc ;
• soit par voie maritime.
Ceci est valable aussi bien pour le pétrole lui-même que pour les produits
pétroliers (naphta, essence, kérosène, gazole). En ce qui concerne le gaz
méthane (ou gaz naturel), il existe des navires-citernes particuliers appelés
23
méthaniers sur lesquels on trouve des compartiments sous pression. Le
méthane gaz est passé par une station de compression où on le comprime et,
par détente, on abaisse sa température et le rend liquide. On pompe ensuite
le méthane liquide à très basse température sur le méthanier pour le
transporter du lieu de production vers les lieux de consommation.
♦ Par oléoduc
La construction d'un réseau d'oléoducs nécessite de grands moyens
financiers, parfois des négociations de longue haleine entre les compagnies
pétrolières et les États si l'oléoduc doit traverser un ou plusieurs États avant
d'aboutir au terminal maritime.
A l'heure actuelle, il existe de nombreux oléoducs et gazoducs dans le
monde entier, et principalement en Russie (premier réseau au monde), aux
États-Unis, au Canada, en Europe et au Moyen-Orient.
Pour ce faire, au départ le fluide est passé par une station de compression
qui comprime et élève la pression à un certain niveau. Il est ensuite envoyé
dans l'oléoduc pour être acheminé vers la destination. Mais, en cours de
route, par friction interne entre la paroi du tuyau et le fluide, la pression
diminue et le pétrole n'avance plus dans l'oléoduc. Cette diminution de
pression s'appelle la perte de charge. Aussi l'oléoduc est toujours équipé de
stations de pompage relais qui sont des stations de compression afin de
maintenir une pression constante dans le tuyau tout au long de l'oléoduc, et
qui sont plus ou moins nombreuses selon la configuration du terrain
traversé (montagne, vallée ou plaine) pour maintenir une pression assez
élevée afin de pouvoir écouler le brut à un débit raisonnable. Le transport
par oléoduc se fait par tranche ou cycle. En effet, il est fortement déconseillé
de mélanger un brut HTS avec un brut BTS, ou bien un brut léger à un brut
lourd car ceux-ci n'ont pas le même prix à l'achat et à la revente. Il en est de
même pour les produits.
La puissance de pompage mise en jeu est donc fonction du profil du terrain
traversé et également de la densité, du point d'écoulement (température à
laquelle un produit liquide s'écoule normalement) et de la viscosité du brut
(ou du produit) transporté.
24
Ces considérations sont également valables pour un gazoduc qui transporte
du gaz depuis le gisement, soit directement vers les lieux de consommation,
soit vers les terminaux maritimes où des équipements spéciaux permettent
de le liquéfier avant son transport sur des « méthaniers ». Mais dans le cas
du gaz, seule la perte de charge doit être considérée.
A ce propos, le plus grand gisement de gaz du monde découvert en Iran par
Total, le gisement de « South Pars », contient uniquement du gaz et des
condensats. Ce gisement s'étend sur des centaines de kilomètres carrés au
Sud de l'Iran et est exploité commercialement à l'heure actuelle.
Pour le gazoduc comme pour l'oléoduc, sauf dans les régions désertiques
où le risque est minimal, il faut également enterrer les tuyaux à une assez
grande profondeur pour permettre, le cas échéant, l'exploitation des terres
agricoles en surface, mais aussi pour éviter la tentation de vol et de
détournement du brut. L'explosion récente d'un oléoduc de produits
pétroliers en Afrique est le témoin de tels faits.
Le transport par oléoduc est également utilisé pour transporter soit des
produits pétroliers du terminal maritime vers les lieux de consommation,
soit pour acheminer les bruts depuis le terminal maritime jusqu'aux
raffineries intérieures.
Pour les oléoducs de produits finis aussi bien que pour ceux transportant
des bruts, il existe des séquences de transport qu'il faut respecter pour éviter
au maximum la pollution (mélange entre les bons et les moins bons
produits, entre les bruts légers et lourds, les moins sulfureux et les plus
sulfureux). Le débit doit être calculé de manière adéquate pour avoir le
minimum de produits pollués (appelés « contaminats ») à retraiter.
Il existe également des réservoirs de « contaminats » aux terminaux des
oléoducs. Ces contaminats, dans certains cas, sont réinjectés à des doses
suffisamment faibles dans le brut (ou dans le produit) afin de ne pas
modifier et altérer les caractéristiques propres au brut (ou au produit).
D'une manière générale, la séquence va du brut (ou du produit) le plus léger
au brut (ou au produit) le plus lourd ou vice versa et nécessite une
coordination rigoureuse entre le gestionnaire de l'oléoduc et ceux de la
production (ou du terminal maritime) et du lieu de réception. La même
règle doit être observée pour les bruts peu sulfureux et très sulfureux.
Par exemple, on envoie d'abord dans l'oléoduc pour produits de l'essence
ordinaire sans plomb, ensuite du super sans plomb, ensuite du « jet fuel »
(kérosène), du gasoil puis du fuel, etc.
L'exploitation d'un oléoduc ne nécessite pas beaucoup de main d'œuvre car
tout le réseau est automatisé.
25
Avec l'écoulement des fluides et la quantité plus ou moins grande de soufre
contenu, les tuyaux, les vannes, les stations de recompression sont
constamment érodés par le débit et corrodés par les produits sulfurés. Il est
donc nécessaire de l'entretenir. Pour éviter les actions de corrosion et
d'érosion des tuyaux, on fait appel à des revêtements isolants et on utilise la
protection cathodique.
En résumé, le transport des bruts (ou des produits) par oléoduc est le moins
onéreux car :
• l'oléoduc fonctionne 24 h /24 h ;
• il ne consomme que l'énergie pour transporter le brut (ou le produit) ;
• la fiabilité est au maximum ;
• les frais opératoires et d'entretien sont pratiquement négligeables.
Le tracé de l'oléoduc dépend de plusieurs facteurs tels que la configuration
du terrain, l'aspect économique et/ou politique du tracé.
On peut aussi utiliser un oléoduc dans les deux sens, à l'aller et au retour.
Dans le cas du pompage au retour, on dit qu'il y a rétro-pompage. L'oléoduc
Grandpuits-Le Havre transporte du brut depuis Le Havre pour alimenter la
Raffinerie de Grandpuits. Celui-ci peut être utilisé en « rétro-pompage ». Il
existe, de par le monde, une quantité assez grande d'oléoducs de toutes les
tailles et de toutes les longueurs : USA, Canada, Venezuela, Europe, Russie,
Chine, etc.
♦ Par voie maritime
Un pétrolier
Un deuxième moyen de transport du brut est le transport maritime.
L'augmentation constante de la consommation dans les pays industrialisés
nécessite le développement en parallèle de la flotte des pétroliers pour le
transport du brut (et des produits) afin de satisfaire la demande de
consommation. Le transport du gaz par méthanier est spécifique à ce
produit et n'entre pas dans le cadre de cet article.
Ce besoin exige un effort particulier de la part des compagnies pétrolières et
des transporteurs indépendants. En effet, la construction d'un pétrolier,
26
surtout de grande taille, coûte 100 à 125 millions de dollars (330.000 tonnes).
Dans un passé récent, avant que le Canal de Suez soit rouvert au passage
des bateaux, on a même construit des pétroliers de 550.000 tonnes afin de
réduire le coût de transport vers l'Europe via le Cap de Bonne Espérance.
Une société pétrolière utilise soit ses propres navires -flotte intégrée ou
flotte organique dans ce cas -, soit affrète des navires appartenant à des tiers.
Si elle est la propriétaire du navire, on dit qu'elle est l'armateur, et si elle loue
ce navire à des tiers, on dit qu'elle est l'affréteur.
L'affréteur obtient de l'armateur que celui-ci transporte sur un de ses
navires une cargaison de brut (ou autres produits) pour un certain voyage.
On dit affrètement pour un voyage isolé ou spot, pour une suite de voyages
consécutifs (affrètement en voyages consécutifs), ou bien encore que
l'armateur met un navire déterminé à la disposition de l'affréteur pendant
un certain temps. Ce dernier mode de location s'appelle affrètement à
temps.
Comme il a été dit, un armateur est en principe le propriétaire du navire ;
seulement, l'armateur n'est pas toujours le vrai propriétaire. En effet, ce
dernier peut très bien louer en coque nue à un armateur qui se charge
d'armer en personnel, d'entretenir, de réparer et d'assurer le navire.
C'est le cas, par exemple, d'un groupe financier qui fait construire un bateau
et le confie à une société d'armement qui l'arme et l'exploite
commercialement ; les fonctions de propriétaire et d'armateur sont alors
nettement dissociées.
Un navire est déterminé par son port en lourd, pratiquement toujours
exprimé en tonne anglaise, le « deadweight » (dwt) où 1 tonne en lourd est
égale à 1,000 tonne métrique. C'est le poids total qu'un navire peut
transporter tout en restant dans les « lignes d'eau » autorisées par les
règlements internationaux de sécurité. Ce n'est qu'une indication
approchée de la capacité utile du navire.
En effet, sans entrer dans trop de détails, pour définir la vraie capacité du
navire, il faut également prendre en considération les notions de jauge brute
et de jauge nette.
Un navire, selon que son propriétaire est correct ou non, est enregistré dans
un pays de complaisance (on dit sous pavillon de complaisance) ou pas.
Dans le premier cas, le coût de cet enregistrement pour le propriétaire est
faible, les règlements du pays sont favorables au propriétaire du navire
mais beaucoup de règles sont outrepassées, le pétrolier peut être mal
entretenu, l'équipage peut avoir peu ou pas du tout d'expérience en matière
de navigation et les droits sociaux de l'équipage sont royalement ignorés.
27
Dans le cas contraire, où le pétrolier est régulièrement enregistré dans un
pays « normal », le coût de l'enregistrement est plus élevé, mais on a la
garantie que le pétrolier est en bon état de navigation, avec un équipage
expérimenté et des contrôles stricts et réguliers.
D'une manière générale, avant d'affréter un pétrolier, l'affréteur examine la
liste des bateaux disponibles sur le marché, leur taille, leur navigabilité, etc.
ainsi que le coût demandé. C'est une bourse dans laquelle l'offre et la
demande sont les principaux critères. Mais souvent, comme les montants
des factures mis en jeu sont énormes (souvent des millions de dollars par
Voyage), certains critères essentiels sont ignorés, ce qui provoque des
accidents et des pollutions énormes dont le passé récent peut témoigner.
La taille des pétroliers peut aller de 3.000 tonnes en lourd (dwt) à
550.000 tonnes. Mais cette taille est limitée pour des questions de tirant
d'eau et de largeur pour la traversée du Canal de Panama (80.000 T environ)
et du Canal de Suez (150.000T environ à pleine charge). Un autre grand
problème de pollution en mer est dû au ballastage et au nettoyage des cuves
après le transport. Très souvent, pour éviter de payer des frais de nettoyage
au port de déchargement, le capitaine du pétrolier préfère quitter le port et
nettoyer ses cuves en pleine mer, ce qui provoque une pollution marine
constante et non négligeable.
Le contrat qui définit les obligations réciproques de l'armateur et de
l'affréteur s'appelle un contrat d'affrètement, matérialisé par une chartepartie. Il existe deux sortes de « charte-partie » :
• le time-charter met le navire à la disposition de l'affréteur qui en assure la
gestion commerciale ; quand le navire est affrété de cette façon, les
conséquences de pertes de temps (c'est un facteur très important dans le
transport car il est très coûteux), notamment aux escales, sont supportées
intégralement par l'affréteur car la location du navire est basée sur un forfait
mensuel. Dans ce cas, l'affréteur paie également les soutes (combustibles) et
les frais de port.
• le voyage-charter est un affrètement au voyage et l'affréteur paie
seulement un fret fixé à la tonne transportée. Ici, si les escales de chargement
et de déchargement prennent plus de temps que prévu dans le contrat
(appelé temps de planche), il paie en plus du fret des indemnités appelées
surestaries.
Le coût du transport maritime (coût de fret) est défini internationalement
par des barèmes qu'on appelle échelle "Worldscale" (ou taux Worldscale). Il
est établi conjointement par les deux plus grandes associations mondiales
de courtiers d'affrètement maritime de Londres et de New York. Dans ce
livre, tous les ports, grands ou petits, du monde entier sont répertoriés avec
toutes les commodités et les inconvénients de chaque port. En plus, les
liaisons, depuis chacun des ports indiqués avec les autres ports du monde,
comportent un coût en US dollars.
28
Ce barème appelé Barême Worldscale définit, pour chaque année et pour
toutes les relations maritimes possibles et imaginables dans le monde
entier, le coût de transport du brut par tonne en lourd, en dollars US, pour
chacune de ces relations (y compris des relations comportant deux ports de
chargement et/ou de déchargement). Les chiffres figurant dans ce barème
sont les prix de revient à la tonne transportée, sur chaque relation, d'un
navire standard de caractéristiques bien définies (75.000 dwt se déplaçant à
la vitesse de 14,5 nœuds...) et d'autres facteurs tels que les taxes portuaires,
les frais de port, et les difficultés d'accès au port...
Ce barème est mis à jour tous les ans pour tenir compte des variations
intervenues (prix des soutes, parités monétaires, modifications des frais
d'escale, etc.) et est reconnu par les transporteurs du monde entier. Ce coût
est révisable tous les ans et une nouvelle édition paraît vers le mois de
février de chaque année. Dans le jargon du métier, on dit de ce coût que c'est
un coût flat.
Ce coût qu'on appelle le coût « flat » est égal à 100 par convention (ou taux
Worldscale 100). Quand le taux « worldscale » d'un pétrolier est à WSC 100
pour une relation donnée (par exemple de Yanbu à Marseille), le coût de
transport du brut est indiqué dans ce Barème Worldscale.
Quand le « worldscale » est inférieur à 100, par exemple « WSC 60 », le coût
de transport est minoré et égal à 60% du coût indiqué dans le barème ; si le
WSC est supérieur à 100, celui-ci est majoré (par exemple WSC 180 = 1,8 fois
le coût « flat » du barème). Lorsque la demande de transport dépasse l'offre
disponible, le taux WS de certaines catégories de navires peut dépasser 2 à 3
fois ou même plus le coût « flat ».
Tous les jours, il existe sur le marché, pour chaque taille de navires et pour
chacune des relations principales, des cotations basées sur ces WSC.
Comme dans d'autres domaines du commerce, selon l'offre et la demande
pour chacune des relations, on observe des « taux WSC » plus ou moins
élevés. Cette cotation du marché des transports maritimes se fait
actuellement par moyens informatiques et les négociations entre armateurs
et affréteurs se font 'online'.
L'organisation des transports de bruts dépend, pour un pétrolier raffineur,
de plusieurs paramètres dont la coordination doit être la meilleure possible.
En effet, ce transport dépend de la disponibilité des pétroliers, de la
demande en produits finis, de la disponibilité des bruts, de celle des
capacités de stockage et de traitement en raffinerie. Le pétrolier a toujours
intérêt à réduire au minimum la distorsion entre ces facteurs afin de réduire
au minimum le coût de chacun de ces facteurs.
En général, le transport du brut est prévu plusieurs mois à l'avance, mais la
désignation d'un bateau spécifique se fait seulement 15 jours ou 1 mois
29
avant le transport proprement dit. En cas d'absence du nom d'un navire
spécifiquement désigné dans le programme de prévision de transport, le
gestionnaire remplace le nom du bateau par le sigle "TBN" (To Be
Nominated) dans le jargon des pétroliers.
Pendant la durée du transport, une cargaison de brut (ou de produit) peut
changer plusieurs fois de propriétaires. En effet, selon que le marché est en
baisse ou surtout en cas de hausse (crise pétrolière, guerre en vue,
terrorisme, conflit ouvert ou non entre les États, ou encore manque
momentané d'une certaine qualité de brut sur le marché), les transactions
vont bon train entre pétroliers ou entre pétroliers et spéculateurs (qui sont
des pétroliers eux-mêmes ou des sociétés indépendantes) pendant tout le
trajet du navire. Il arrive très souvent que sa destination, donc la direction
de sa route, soit modifiée plusieurs fois pendant ce trajet.
Les différentes tailles de bateaux (barges, pétroliers, super pétroliers) :
• 25.000 dwt (barges)
• 50.000 (pétrolier)
• 80.000
• 90.000
• 110.000
• 120.000
• 150.000
• 230.000
• 350.000
• 550.000 dwt (super pétrolier).
Ceux de 550.000 t sont des super pétroliers tandis que les autres sont des
pétroliers ou barges.
Le coût réel de transport se négocie entre transporteur et client. Il existe un
marché sur le transport du pétrole et des produits pétroliers et ce marché est
international. Tous les jours, le journal « Platt's Oil Gramm » publie les prix
de transport pour chaque catégorie de pétroliers et les sociétés pétrolières
s'en servent pour discuter avec les transporteurs. Selon la catégorie de
pétroliers et selon aussi l'équilibre entre l'offre et la demande du moment, le
prix Wordscale réel peut être supérieur ou inférieur au taux « flat » (c'est-àdire au taux de base indiqué dans le barème Wordscale). Il existe également
des courtiers qui profitent de la rareté d'une catégorie de pétroliers pour
acheter et revendre ensuite des « transports » de pétroliers aux clients
pressés ou dans le besoin et tirer des profits substantiels.
Ce qui est vrai pour le transport est encore plus vrai pour les bruts et les
produits finis. Il n'est pas rare de voir une cargaison de brut, entre le
moment où cette cargaison est en cours de chargement au Golf Persique et le
moment où elle arrive à destination, changer de propriétaire cinq à six fois.
La destination elle-même peut être modifiée en cours de route due au
30
changement de propriétaire. Par exemple, par temps de crise (trouble,
guerre, terrorisme), en achetant une cargaison de 230.000 T de pétrole (soit
environ 1.700.000 barils) et en la revendant 10 minutes plus tard avec un
bénéfice de seulement 5 cents US par baril, on peut gagner 85.000 US$. Les
transactions se font en général par téléphone, télex et courriels ou en ligne et
sont confirmées par fax ou par télex.
Enfin, comme il a été dit plus haut, il peut exister une flotte organique dont
les bateaux appartiennent à la compagnie pétrolière et des bateaux sous
contrat loués à plus ou moins long terme par celle-ci. Mais compte tenu des
charges financières énormes, des coûts d'équipage et des risques (pollution
entre autres), les compagnies ont tendance à réduire la flotte organique au
profit des pétroliers sous contrat.
♦ Par d'autres moyens
Road train
D'autres moyens de transport sont également utilisés pour transporter les
bruts et les produits pétroliers intermédiaire ou finis.
C'est le cas du transport fluvial par barges, par voie ferrée ou simplement
par camions sur route. Ces moyens de transport sont utilisés soit pour des
produits spécifiques, soit sur de courtes distances.
Les camions sont également utilisés pour livrer les produits depuis les
raffineries vers les dépôts et les stations service.
Dans certains cas, la production de bruts génère des produits secondaires
tels que le soufre par exemple. Celui-ci est un sous produit de certains
gisements de gaz et de pétrole au Moyen Orient ou ailleurs au Venezuela.
Ce sous produit nécessite un transport et un stockage spécifiques.
I.6.2. Stockage
Parc de stockage
Ici, on ne peut pas parler de transport sans dire un mot sur le stockage. Il
existe des stockages aux terminaux maritimes, mais aussi aux lieux de
31
production des bruts, dans les raffineries et finalement près des lieux de
consommation.
Souvent, le stockage représente également des investissements énormes et
des coûts d'entretien qui ne sont pas négligeables.
Pour les bruts, on construit des bacs pour brut léger ou lourd, brut sulfureux
ou non sulfureux. Les produits sont séparés selon leurs caractéristiques
propres (naphta, essence, super, kérosène, gasoil, fuel, résidus, les
différentes charges etc.). Selon le cas, les toits des bacs peuvent être fixes ou
flottants.
Il existe également, quand la configuration du terrain le permet (existence
de poches imperméables dans le sous-sol, gisement de sel, par exemple),
des stockages souterrains. Ce type de stockage est réservé au brut, au gaz
propane, au gasoil et au fioul domestique.
Un parc de stockage en raffinerie peut avoir des dizaines voire des centaines
de bacs de tailles différentes et de destinations différentes.
Les sociétés de distribution choisissent la (ou les) catégorie (s) dans laquelle
(lesquelles) sont classés leurs dépôts du point de vue douanier et dont les
principales caractéristiques sont les distinctions entre (ceci est pour
mémoire, nous ne donnons pas de détails pour ne pas surcharger
inutilement l'article) les catégories d'entrepôts ci-après :
• l'entrepôt réel spécial ;
• l'entrepôt réel spécial forfaitaire ;
• l'entrepôt fictif spécial ;
• l'entrepôt fictif particulier ;
• l'entrepôt fictif simple.
C'est ainsi que tout est régi de manière stricte, car le pétrole est stratégique et
l'enjeu financier est énorme pour tout le monde qui touche cette industrie et
surtout pour les États qui peuvent percevoir d'énormes produits fiscaux.
I.7. Raffinage du pétrole
Le raffinage du pétrole désigne l'ensemble des traitements et
transformations visant à tirer du pétrole le maximum de produits à haute
valeur commerciale. Selon l'objectif visé, en général, ces procédés sont
réunis dans une raffinerie. La raffinerie est l'endroit où l'on traite le pétrole
pour extraire les fractions commercialisables.
Très souvent, la qualité d'un brut dépend largement de son origine. Selon
son origine, sa couleur, sa viscosité, sa teneur en soufre, son point
d'écoulement et sa teneur en minéraux varient. Aussi, la structure de
chaque raffinerie doit tenir compte de tous ces facteurs.
32
En plus, une raffinerie doit être conçue pour traiter une gamme assez large
de bruts. Bien sûr, il existe des raffineries conçues pour traiter uniquement
un seul brut, mais ce sont des cas particuliers où la ressource estimée en brut
est assez importante.
Le pétrole, une fois arrivé à la raffinerie, est stocké dans des bacs de grande
taille. En général, on stocke le pétrole à basse teneur en soufre (BTS) séparé
de celui à haute teneur en soufre (HTS). Il en est de même dans le traitement.
Selon la demande du marché à l'instant 't', on traite d'abord dans un cycle
avec du pétrole BTS avant de passer dans un cycle HTS afin d'éviter la
pollution des produits BTS par les HTS. Si c'est le cas inverse, les produits
issus du traitement pendant quelques heures, s'il y a lieu, sont dirigés vers
des bacs de produits HTS pour être retraités.
Schéma du principe du raffinage du pétrole
I.7.1. Structure d'une raffinerie
Il existe des raffineries simples ou complexes. Les raffineries simples sont
constituées seulement de quelques unités de traitement tandis que les
raffineries complexes en possèdent bien plus.
En effet, selon l'objectif visé et l'endroit où se trouve la raffinerie, selon aussi
la nature des bruts traités (par exemple brut BTS ou HTS, brut naphténique
ou aromatique), la structure de la raffinerie à construire est différente ; selon
également les besoins potentiels locaux, la raffinerie peut être très simple ou
très complexe. Souvent, en Europe, aux États-Unis et généralement dans
des régions où les besoins en carburants sont élevés, la structure des
raffineries est complexe. Par contre, dans les pays en développement, cette
structure est assez simple.
♦ Raffinerie simple
Les raffineries simples ont souvent une unité de :
§ distillation atmosphérique ;
§ distillation sous vide ;
33
§ hydrotraitement de naphta ;
§ hydrodésulfuration du kérosène et du gasoil ;
§ reformage catalytique.
♦ Raffinerie complexe
Les raffineries complexes peuvent avoir, en plus des unités ci-dessus,
d'autres unités telles que :
§ le craquage catalytique ou FCC (Fluid Catalytic Cracking) ;
§ le viscoréducteur (visbreaking) ;
§ l'isomérisation ;
§ la polymérisation ;
§ le craquage à la vapeur ou Steam Cracking ;
§ le soufflage de bitume ;
§ la cokéfaction (coking).
Ces techniques sont de plus en plus employées du fait de l'évolution du
marché : les pétroles disponibles sur le marché tendent à devenir plus
lourds, tandis la demande se déplace vers le "sommet du baril" : le marché
des fiouls lourds se réduit (en partie parce qu'ils sont souvent remplacés par
le gaz naturel) tandis que la consommation de carburants automobiles ne
cesse de croître.
I.7.2.Pétrochimie
♦ Vapocraquage
Ce procédé de raffinage est plutôt un procédé utilisé en pétrochimie, mais le
raffineur en profite pour récupérer les sous-produits tels que les C3, C4, C5 et
le raffinat pour être utilisés dans la composition des carburants.
En effet, l'objectif de ce procédé est de produire de l'éthylène (C2H4) et du
propylène (C3H6), qui sont des bases dans la fabrication du polyéthylène et
du polypropylène par polymérisation.
La charge utilisée est du naphta venant de la raffinerie ou acheté à
l'extérieur.
Un vapocraqueur est une unité de pétrochimie servant à fabriquer de
l'éthylène et du propylène, deux produits indispensables dans la
fabrication du polyéthylène et du polypropylène, deux matières plastiques
connues.
Comme mentionné précédemment, on cherche toujours dans l'industrie du
pétrole à maximiser la production des matières à haute valeur marchande et
le fait de briser les chaînes longues pour obtenir des chaînes plus courtes est
un objectif utile et profitable.
34
Il faut signaler que l'éthylène et le propylène n'existent que rarement en
grandes quantités dans la nature car la nature n'aime pas les états instables.
En effet, en terme de chimie, on dit que ces produits sont insaturés, c'est-àdire que les liaisons servant à relier les atomes de carbone (ou charbon en
terme simple) entre eux sont doubles, quelques atomes de carbone contenus
ne sont pas reliés à un nombre suffisant d'atomes d'hydrogène.
Comme ces produits sont «insaturés» par nature, et comme la nature a
horreur du vide (l'absence d'atome d'hydrogène laisse un « vide
(atomique) » dans ces produits), ils ont tendance à se saturer en captant soit
d'autres atomes d'hydrogène ou encore des atomes d'oxygène et c'est pour
cette raison qu'il n'est pas fréquent de les trouver dans la nature.
L'opération pétrochimique consiste à prendre une coupe naphta lourd
contenant des hydrocarbures saturés ayant de longues chaînes
hydrocarbonées (attention tout est relatif, précédemment nous avons parlé
de longues chaînes pour les gasoils et les résidus, ceux-ci ont des chaînes de
plusieurs dizaines d'atomes de carbone. Ici, le nombre d'atomes de carbone
n'excède pas une dizaine).
L'unité fonctionne à très haute température et à basse pression. On introduit
cette coupe naphta dans le vapocraqueur qui possède une série de
réacteurs. À l'intérieur de cette unité règne une température très élevée, de
l'ordre de 500°C à 600°C, et en présence de la vapeur d'eau (de l'ordre de
50/50 en poids), laquelle réduit le «temps de résidence» et évite la
formation de coke. Dans ces conditions, les molécules d'hydrocarbures du
naphta se scindent en plusieurs morceaux donnant naissance à des gaz
liquéfiés, de l'éthylène, du propylène, du butadiène, de l'isobutène et
d'autres produits insaturés ainsi qu'une coupe appelée «raffinat» utilisée
comme constituant des carburants.
Selon la qualité du naphta, on obtient des rendements (des productions)
d'éthylène et de propylène plus ou moins élevés. En effet, pour avoir de
bons rendements en éthylène et en propylène, il est recommandé d'avoir
des charges bien «paraffiniques» car la structure de ces deux produits sont
des chaînes paraffiniques. Un pétrole peut être paraffinique (contient
beaucoup de paraffines, chaînes linéaires sans cycle), naphténique (cycles à
liaisons simples) ou aromatique (cycles avec double liaison).
Pour avoir une idée, à la sortie de l'unité, on a un rendement de l'ordre de
25% à 30% d'éthylène, de 15% de propylène, le reste est constitué par du
méthane, de l'essence riche en aromatiques et des C4 envoyés vers l'unité
d'extraction des aromatiques.
Le naphta n'est pas la seule charge alimentant un vapocraqueur. Toute
molécule relativement longue et susceptible d'être scindée en plusieurs
fragments est bonne à être «craquée». C'est ainsi qu'on peut utiliser
35
également des gasoils et des distillats ainsi que certains composés
aromatiques comme charges.
L'éthylène issu du vapocraquage est utilisé dans la fabrication de chlorure
de vinyle (VC), de l'éthylbenzène, de l'oxyde d'éthylène et de l'éthanol. Pour
résumer, voyons un peu le schéma dans l'enchaînement de la naissance des
nouveaux produits à partir de l'éthylène :
Les produits issus de l'éthylène C2H4 sont :
§ du chlorure de vinyle
§ de l'éthylbenzène
§ de l'oxyde d'éthylène
§ de l'éthanol (ou alcool éthylique)
§ du polyéthylène
Avec le chlorure de vinyle, on fabrique :
§ du polychlorure de vinyle qui donne :
§ des plastiques.
L'éthylbenzène donne deux produits : du styrène et du caoutchouc SBR.
Du styrène, on le transforme par polymérisation :
§ en polystyrène, qui lui-même donne :
§ des plastiques.
Du caoutchouc SBR on obtient :
§ du caoutchouc résines.
L'oxyde d'éthylène ((CH2)2O) (très explosif car assoiffé d'oxygène) donne :
§ de l'éthylène glycol qui lui-même, combiné à :
§ l'acide téréphtalique donne :
§ des fibres polyesters.
L'éthanol donne directement :
§ du solvant.
Le polyéthylène donne directement :
§ des films plastiques.
L'oxyde d'éthylène ((CH2)2O) est un produit très instable à cause de
«l'insaturation» de sa structure chimique et explose immédiatement en
présence d'oxygène, c'est-à-dire qu'il cherche à combler le vide atomique de
sa structure en captant les atomes d'oxygène de l'air. En 1957, un réacteur
pilote d'oxyde d'éthylène a explosé à Anvers (Belgique), faisant plusieurs
morts et le souffle de l'explosion a déplacé un spectromètre de masse (de
plus de cent tonnes) de plusieurs dizaines de mètres. L'éthylène glycol sert
également dans la fabrication des antigels.
36
Il en est de même pour le propylène, sauf que le schéma est plus étoffé car
celui-ci contient un atome de carbone de plus. Le propylène issu du
vapocraqueur va donner naissance à un certaine nombre d'autres produits
nouveaux.
Les produits issus du propylène C3H6 sont:
§ l'acrylonitrile ;
§ cumène ;
§ l'isopropanol ;
§ l'oxyde de propylène ;
§ le propylène glycol ;
§ l'alcool oxo ;
§ directement du polypropylène utilisé comme matière plastique.
De l'acrylonitrile on tire :
§ polyacrylonitrile qui donne :
§ des fibres plastiques.
De l'isopropanol on fabrique :
§ des solvants.
A partir de l'oxyde de propylène on fabrique :
§ du polyuréthane qui donne :
§ des plastiques.
Du propylène-glycol on peut fabriquer :
§ du toluène di-isocyanate (TDI) qui lui-même donne :
§ du polyéthers, qui donne à la fin :
§ des détergents.
De l'alcool oxo on tire de l'anhydride phtalique qui lui-même donne :
§ des plastifiants.
Nous n'allons pas décrire ici toutes les chaînes de produits nouveaux issus
des effluents à la sortie du vapocraqueur tels que le butadiène, l'isobutène,
le normal butène et l'isoprène (voir plus loin : Extraction des aromatiques).
Bien sûr, ces quatre derniers génèrent eux-mêmes des dizaines d'autres
produits utilisés dans l'industrie en tant qu'élastomères, plastifiants ou
adhésifs.
Evidemment, toutes les fabrications de ces nouveaux produits nécessitent
la présence de la pétrochimie, des unités pétrochimiques variées, des
réactions avec d'autres composants qu'il est trop complexe d'expliquer de
manière simple.
♦ Polymérisation
D'une manière générale, la polymérisation est un procédé qui permet de
construire, à partir des bases liquide ou gazeuse, des réseaux
tridimensionnels donnant des matières plastiques (plastomères) à usages
37
multiples.
C'est ainsi qu'à partir de l'éthylène ou du propylène, on fabrique du
polyéthylène ou du polypropylène, qui sont ce qu'on appelle des
polymères, matière plastique utilisée sous forme de film. La polymérisation
se fait en présence d’un catalyseur qui initie la réaction.
Dans l'industrie du pétrole, c'est plutôt un procédé de "pétrochimie".
Dans le raffinage, on peut également procéder à une polymérisation des
produits en C4 afin d'obtenir un produit à haut indice d'octane, mais dans ce
cas, on a un polymérisat.
♦ Extraction des aromatiques
La coupe C4 et les essences venant des autres unités (craquage à la vapeur,
FCC, hydrocraquage) et après hydrotraitement, sont riches en produits
aromatiques tels que :
§ le cumène,
§ le benzène,
§ le toluène,
§ l'ortho-xylène,
§ le para-xylène.
Par des procédés d'extraction, à l'aide de solvants comme le
diméthylsulfoxide et le butane par exemple, on récupère ces produits qu'on
traite ensuite, très souvent par oxydation et/ou par hydrogénation, pour
obtenir :
§ du Nylon 6 et du Nylon 6.6 ;
§ des détergents ;
§ des plastifiants ;
§ des insecticides ;
§ des plastiques ;
§ des résines et
§ des fibres polyesters.
Produits issus du cumène C6H5CH(CH3)2
C'est ainsi que le cumène, par oxydation donne :
§ de l'acétone et du phénol, qui lui-même donne :
o du cyclohexanol ;
o des phénoplastes ;
o du nonylphénol.
Le cyclohexanol donne d'une part de l'acide adipique et d'autre part du
cyclohexanone :
§ l'acide adipique donne de l'hexaméthylène diamine qui, combinés,
donnent :
o du Nylon 6.6.
38
Les phénoplastes donnent directement :
§ des matières plastiques.
Le nonylphénol donne avec le polyéther :
§ des détergents.
Produits issus du benzène C6H6
Le benzène peut générer, après diverses réactions :
§ de l'anhydride maléique ;
§ de l'éthylbenzène ;
§ du cyclohexane ;
§ de l'alkylbenzène ;
§ du chlorobenzène ;
§ du diphényl.
On obtient, à partir de l'anhydride maléique, des plastifiants.
L'éthylbenzène donne :
§ du styrène base, qui lui-même, par polymérisation donne :
o du polystyrène qui est :
• du plastique.
Le cyclohexane donne :
§ du cyclohexanol duquel on obtient :
o de l'acide adipique ;
• du Nylon 6 ;
§ du cyclohexanone ;
o du caprolactame ;
• du Nylon 6.
L'alkylbenzène par réaction avec de l'acide sulfurique (H2SO4) génère :
§ des détergents.
Le chlorobenzène produit :
§ des insecticides.
Le diphényl produit :
§ du dowtherm.
Produits issus du toluène C6H5CH3
A partir du toluène on peut obtenir :
§ du phénol par oxydation
§ du toluène di-isocyanate
§ du solvant directement.
Le toluène di-isocyanate combiné avec du propylène glycol donne
§ des polyuréthanes qui sont des plastiques
39
Produits issus de l'ortho-xylène C6H4(CH3)2
§ Remarque : en formule développée, l'ortho-xylène a les deux radicaux
CH3 côte à côte sur deux sommets contigus de l'hexagone.
L'ortho-xylène, par oxydation, fournit :
§ de l'anhydride phtalique qui peut réagir avec des alcools en C8 pour
donner :
o des plastifiants ;
§ le même anhydride phtalique peut se combiner avec les diols pour
donner naissance :
o aux résines.
Produits issus du para-xylène C6H4(CH3)2
§ Remarque : en formule développée, le para-xylène a les deux radicaux
CH3 sur deux sommets opposés de l'hexagone.
Le para-xylène, par oxydation, donne :
§ de l'acide téréphtalique qui, combiné avec de l'oxyde d'éthylène donne
naissance :
o aux fibres polyesters.
♦ Les unités de mélanges
Les produits intermédiaires issus des unités de raffinage sont rarement des
produits commerciaux (sauf les naphtas et quelques autres produits) et ne
peuvent pas être vendus tels quels. Pour être commercialisables, ceux-ci
sont mélangés dans des proportions variables selon les spécifications
techniques des produits finis. Ces spécifications techniques peuvent être
des spécifications nationales ou internationales et obéissent à des
définitions précises basées sur des normes (ASTM, NF et IP).
En raffinerie, pour faire des mélanges, on utilise des appareils doseurs avec
contrôle automatique dont on affiche pour chaque produit entrant dans la
composition finale, les pourcentages fixés à l'avance. Une fois que le
mélange est fait, on procède à une analyse en laboratoire afin de coller au
plus près aux spécifications attendues. Très souvent, afin d'économiser les
constituants et/ou les additifs, ces spécifications sont respectées mais avec
des propriétés légèrement inférieures aux normes.
A la sortie des unités de mélange, on trouve toute une gamme de produits
commercialisables dont les principaux sont les suivants :
• propane ;
• butane ;
• naphta léger ;
• naphta lourd ;
40
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
carburant auto ;
supercarburant ;
kérosène ;
jet A1 ;
gazole moteur ;
gazole de chauffage ;
gasoil marine ;
fioul BTS,
fioul MTS,
fioul HTS,
bitume de différentes duretés.
Il existe aussi du fuel gaz et du fioul combustible utilisés par la raffinerie
elle-même.
§ Les lubrifiants
A côté de ces produits cités, il faut signaler également l'existence d'une
classe de produits très profitables pour le raffineur : la classe des lubrifiants.
Les lubrifiants ont pour rôle essentiel de réduire le frottement entre deux
corps métalliques, mais leur fonction s'étend bien au-delà :
• Réduire les frottements ;
• Combattre l'usure prématurée des organes et des pièces en mouvement
dans les machines ;
• Participer à l'équilibre thermique en absorbant une partie des calories
produites ;
• Contribuer, par leur fluidité, à l'étanchéité aux gaz et aux liquides ;
• Eliminer les impuretés produites par les machines permettant de
prolonger la vie de celles-ci.
Pour obtenir des huiles de base à partir desquelles on fabrique des huiles
finies pour moteurs, on prend le résidu atmosphérique qu'on passe à la
distillation sous vide. Puis on fait subir toute une série de traitements
comme suit :
• distillation sous vide --> résidu sous vide,
• désasphaltage au propane,
• traitement au furfurol (ou autre solvant sélectif) pour extraire les
aromatiques,
• traitement au méthyl-éthyl-cétone (MEK) (ou autre solvant sélectif) pour
extraire les paraffines et les cires,
• traitements finisseurs :
o hydrofinissage,
o clarification des huiles,
O stabilisation des huiles.
A ces huiles de base on ajoute divers additifs pour fabriquer des huiles finies
pour moteurs. Ici l'ajout d'additifs ne sert pas d'argument de publicité ou de
vente, mais répond à des besoins de fonctions précises pendant l'utilisation
41
des huiles. Il faut donc garder à l'esprit qu'ici, exceptionnellement, les
additifs répondent à des besoins réels de performance. Ces ajouts sont le
résultat de longues recherches en laboratoire.
Sans entrer dans les détails, il faut savoir qu'il y a trois grandes classes de
lubrifiants :
• huiles et graisses pour moteurs à explosion,
• huiles et graisses pour l'industrie,
• huiles et graisses marine.
C'est grâce aux lubrifiants qu'une marque peut se distinguer d'une autre
marque et attirer de nouveaux clients. Ainsi, c'est par cette voie qu'une
marque peut bâtir sa réputation et garder des clients fidèles malgré la
concurrence.
§ Spécifications techniques des produits
Les produits, une fois mélangés à partir des bases (ou blendstocks), sont
commercialisables. Mais ceux-ci doivent avoir des spécifications
techniques (physiques et chimiques) correspondant aux normes édictées
par la Loi, ou encore par la profession elle-même. Pour certains produits,
afin de garder une bonne image de marque de ces produits, la compagnie
pétrolière elle-même peut fabriquer des produits dépassant quelques peu
les normes édictées, en ajoutant différents additifs supplémentaires.
Il est donc normal que chaque produit commercialisable ait des
caractéristiques physiques et chimiques qui lui sont propres. Mais dans la
fabrication des produits, le raffineur se trouve dans l'impossibilité de
respecter, à la lettre, ces caractéristiques. Aussi, au lieu de fixer des valeurs
pour celles-ci, on crée des limites minimales et maximales pour chacune de
ces caractéristiques.
Comme l'industrie du pétrole est, pour tous les pays sans aucune exception,
une manne financière énorme, ici comme ailleurs, on crée plusieurs étapes
dans les spécifications afin de pouvoir mettre des taxes et impôts de toutes
sortes.
Concernant la procédure de contrôle des caractéristiques, les laboratoires
doivent suivre des normes bien précises, élaborées par des agréments
nationaux (ou internationaux).
Nous allons donner ci-après, pour exemple, quelques caractéristiques
principales :
• Densité15/4 (specific gravity60°F/60°F) : c'est le rapport de la masse volumique
(le rapport masse sur volume) du produit à 15°C par rapport à celle de l'eau
mesurée à 4°C. En effet, à 4°C, la masse volumique de l'eau pure est égale à
1, c'est-à-dire que 1 litre d'eau à cette température pèse 1 kg tout rond.
Limites MINIMALE et MAXIMALE. C'est une caractéristique importante
et elle est déterminée pour tous les produits vendables.
42
•
Teneur en soufre (sulfur content) (exprimée en % massique) ; comme il a
été dit à plusieurs reprises, le soufre et ses composés sont très corrosifs et
corrodent les métaux dans les circuits d'alimentation des carburants. Il est
donc prohibé partout. Aussi, c'est une caractéristique importante à
déterminer. En toute logique, pour chaque produit, on met une limite
MAXIMALE de soufre.
•
Indice d'octane NOR (octane number (RON)) ; cette caractéristique
détermine la qualité d'un carburant automobile. Ici, la limite est une limite
MINIMALE.
•
Distillation (distillation) : c'est une caractéristique à déterminer afin de
connaître le comportement d'un produit sous l'aspect "carburation".
Pour cela, on distille le produit à la pression normale et en recueillant les
volumes distillés à chaque température spécifique (avant 70°C, avant 140°C
et avant 195°C), on détermine la qualité du produit :
o le point 10% distillés avant 70 °C caractérise la facilité du démarrage à
froid.
o le point 50% distillés avant 140 °C caractérise la souplesse dans les
reprises, car ce point indique une bonne rapidité dans l'évaporation de
l'essence.
o le point 95% distillés avant 195°C veut dire que le carburant ne contient
pas trop de produits lourds néfastes au moteur (risque de formation de
coke) et donne au moteur une plus grande longévité.
•
Viscosité (viscosity) : c'est la résistance qu'opposent les molécules d'un
liquide quelconque à une force tendant à les déplacer. La viscosité d'un
corps diminue quand la température augmente ; par conséquent, la
viscosité doit toujours être donnée avec une température. Sans celle-ci, sa
valeur n'a aucune signification. Dans la pratique, on détermine la viscosité
cinématique en cSt à 20°C (fioul domestique), à 40°C (gasoils), à 50°C et à
100°C (fiouls lourds). Il existe deux viscosités :
o la viscosité dynamique absolue, exprimée en poise ;
o la viscosité cinématique qui s'exprime en stocke, mais le plus souvent en
CentiStoke (cSt). La limite peut être MINIMALE ou MAXIMALE ou les
deux. Les valeurs peuvent être données dans différentes unités pratiques :
§ centiStokes (cSt) ;
§ degrés Engler (°E) ;
§ secondes Redwood ;
§ Saybolt Furol ;
§ Saybolt Universal ;
§ mm²/s.
•
Indice de cétane (cetane index) : cet indice est comparable à l'indice
d'octane pour les essences, mais ici on mesure l'aptitude à l'inflammation
rapide du produit (gasoils). Il se mesure avec un moteur analogue au
43
moteur CFR. La mesure se fait par comparaison avec un mélange de
référence de cétane (celui-ci s'enflamme très bien) et d'alpha-méthylnaphtalène qui ne s'enflamme pas spontanément. Pour cette
caractéristique, la limite est MINIMALE.
•
Point éclair (flash point) : c'est la température à laquelle les vapeurs
libérées par le produit explosent lors de l'application d'une flamme. La
limite est MINIMALE.
•
Point de congélation (freezing point) : c'est une caractéristique
importante pour le Jet Fuel. C'est la température en °C mesurée au moment
où les premiers cristaux apparaissent. La limite est MAXIMALE.
•
Point d'écoulement (pour point) : il est déterminé par la plus basse
température à laquelle, dans des "conditions normalisées", un liquide
conserve une fluidité suffisante. La limite est MINIMALE.
•
Point de trouble (cloud point) : c'est la température à laquelle le produit
donne un aspect trouble quand on le refroidit dans des conditions
normalisées. La limite est MAXIMALE.
•
Température limite de filtrabilité (TLF) : c’est la température à laquelle,
par diminution de la température du produit, celui-ci ne parvient plus à
traverser un filtre dont les caractéristiques sont définies par des normes
fixées à l'avance, en étant aspiré par une dépression contrôlée. La limite est
MAXIMALE.
Ces caractéristiques sont importantes, mais il en existe d'autres telles que la
corrosion sur une lame de cuivre pour les carburants, la teneur en
mercaptans (ou RSH) pour le Jet Fuel, le PONA (% en volume de Paraffines,
Oléfines, Naphtènes et Aromatiques) pour le naphta lourd, la pénétrabilité,
le point d'écoulement, la température de ramollissement (bille-anneau)
pour les bitumes, la teneur en sédiments, en cendres, en métaux lourds...
Seul le laboratoire d'analyse de la raffinerie est responsable des analyses et
de ses résultats.
II. Le secteur des hydrocarbures en Tunisie
II.1. Entreprises et emplois
II.1.1. Entreprises
Actuellement, il y a 44 compagnies pétrolières internationales et
tunisiennes exploitant 42 permis d'exploration. L'investissement dans le
domaine de l'exploration pétrolière s'élève à 100 millions US $ par an.
Des permis sont remis pour 27 blocs terrestres ou marins tunisiens. On les
44
retrouve dans quatre régions principales :
♦ Au Nord, dont La Galite, Cap-Serrat et Bechater.
♦ Au Centre, dont Bahloul et Mezzouna.
♦ Au Sud, dont Tozeur.
♦ À l'Est, dont Kélibia, Bargou, Nabeul, Mahdia Offshore, Kaboudia, Sidi
Mansour et La Skhira.
La Tunisie compte également quatre champs pétrolifères majeurs sur son
territoire :
♦ El Borma, dirigé par Agip-ENI (Italie).
♦ Ashtart exploité par l'Entreprise tunisienne des activités pétrolières
(ETAP), compagnie appartenant à l'État et dépendant du ministère de
l'Industrie et de l'Énergie.
♦ Sidi El Kilani , exploité aussi par l'ETAP.
♦ Al Manzah dirigé par Centurion Energy (Canada).
Les compagnies américaines détiennent 38% des parts du marché tunisien
de la production et de l'exploration d'hydrocarbures, suivies par les
entreprises européennes, canadiennes et arabes.
II.1.2. Emplois
De même, les débouchés dans l'industrie pétrolière se situent
principalement dans les domaines suivants :
♦ L'exploration : levés sismiques tridimensionnels à haute résolution,
câbles verticaux pour levés sismiques marins, câbles sous-marins,
diagraphie de pointe, etc.
♦ Le forage : machine et matériel de forage, techniques de pointe en
construction et en ingénierie de puits, remise à neuf des installations de
forage, tiges de forage améliorées, etc.
♦ La production : tubes de cuvelage, matériel et services de sécurité et
d'entretien, pompes et vannes, matériel de production pétrolière en mer,
etc.
II.2. Production
Il est à noter que les ressources naturelles de la Tunisie sont modestes. Elle
possède actuellement une réserve prouvée en pétrole de 308 millions de
barils. La production moyenne était de 66 000 barils par jour (bpj) en 2003.
Actuellement, elle est estimée à 99 000 bpj. Cette production provient
essentiellement de six concessions : El Borma, Ashtart, Ouedna, Adam,
Didon et Miskar ; le reste provient de 29 petits champs.
Si les nouvelles, quoique petites, découvertes se confirment, cela devrait
changer. Selon des sources du ministère de l'Energie, de l'Industrie et des
Petites et Moyennes entreprises,la production nationale d'hydrocarbures
prendra en effet un rythme de hausse durant les trois prochaines années.
45
Carte des concessions pétrolières en Tunisie
46
Selon ces mêmes sources, rapportées par le quotidien Achourouk, l'entrée
en phase de production de quelques nouveaux sites tels que Hasdrubal,
Maamoura, Baraka, Chargui ou encore Chourouk contribueront à la hausse
de la production nationale des hydrocarbures. Le nombre total des permis
de recherche et de prospection a atteint, vers la fin de 2007, le nombre de
cinquante, dont 37 pour la recherche et 13 pour la prospection, contre 36
e
permis durant le 10 plan. Ces permis, onshore et offshore, s'étendent sur
une surface d'environs 189.000 Km² et sont localisés un peu partout dans le
pays et non plus concentrés dans le Sud tunisien, comme auparavant. 16
permis se situent en effet dans le sud du pays, 12 dans le centre, 11 dans le
golfe de Gabès, 4 dans le golfe d'Hammamet et sept dans la région du Nord,
une nouveauté dans les espaces de prospection. A signaler que 8 nouveaux
permis ont aussi été accordées durant l'année 2007, dont trois dans le sud,
deux dans le centre et deux au Nord du pays.
D'après l'US Geological Survey, les réserves restant à découvrir en Tunisie
sont estimées à 600 millions de tep (dont 350 millions de tonnes de pétrole et
250 millions de tep en gaz). Selon d'autres sources, la Tunisie possède 57
millions de tonnes de pétrole en réserve. Le gaz naturel est une ressource
3
peu exploitée. Seulement 0.33 milliards de m sont produits alors que les
réserves disponibles en Tunisie sont de 74 milliards de m³.
II.3. Exportations et importations
Il n'existe pas vraiment d'obstacles à l'exportation de produits européens
sur le marché tunisien de l'exploitation du pétrole et du gaz naturel. Dans la
plupart des cas, les fournisseurs bénéficient d'une exemption spéciale de
droits de douane.
En 2007, les exportations tunisiennes en produits d'énergie et lubrifiants ont
augmenté de 1120.9 MDT par rapport à 2006, où elles étaient aussi en nette
augmentation. L'année dernière aussi, la Tunisie a exporté pour
3138,5 MDT, dont 2631,8 MDT en pétrole brut. En 2007 toujours, les
importations tunisiennes en produits d'énergie et en lubrifiants n'ont été
que de 3001,6 MDT. C'est ainsi que la balance énergétique tunisienne, pour
l'année 2007, a été excédentaire de 136,9 MDT. Cet excédent commercial en
énergie a été une première, au moins depuis 2004.
Les exportations énergétiques ont crû de plus de 50 % grâce à la flambée des
prix pétroliers et son effet a été positif sur la production pétrolière locale,
inversant temporairement le déficit de la balance énergétique, comme le
constate, à juste titre, le dernier rapport du FMI sur l'économie tunisienne. Il
faut dire que la production nationale de ce produit durant les cinq dernières
années s'est caractérisée par sa baisse et son inconstance, vu la baisse de
production des quelques sites traditionnels tel que celui d'El Bourma (SudEst tunisien).
47
En janvier 2008, les exportations tunisiennes en produits d'énergie et en
lubrifiants ont augmenté de 43,2%. La balance commerciale énergétique de
ce même mois commence cependant par être déficitaire de 70,5 MDT.
II.4. Perspectives
Le gouvernement tunisien prévoit le forage d'environ 75 puits de pétrole et
l'octroi de 44 permis de prospection d'hydrocarbures entre 2007 et 2011,
selon le ministère tunisien de l'Industrie, de l'Energie et des PME.
Quinze puits devraient être forés par an et huit permis de prospection
d'hydrocarbures seront accordés chaque année, a-t-on précisé de même
source. En Tunisie, où trois nouveaux gisements en moyenne sont
découverts chaque année, les réserves pétrolières sont estimées à 425
millions de tonnes, selon les chiffres officiels.
III. Recensement des nuisances
III.1. Rejets solides
III.1.1 Déchets générés au cours d'un programme sismique
Les déchets générés au cours du présent programme sismique sont classés
en trois classes, comme suit :
• Classe 1 : Déchets domestiques ;
• Classe 2 : Déchets inertes ;
• Classe 3 : Déchets dangereux.
III.1.1.i. Déchets domestiques
Les déchets domestiques incluent les papiers, cartouches, cartons,
plastiques, déchets alimentaires, etc.
III.1.1.ii. Déchets inertes
Les déchets inertes incluent le bois, le métal et les déchets plastiques, etc.
III.1.1.iii. Déchets dangereux
Les déchets dangereux couvrent plusieurs types de déchets qui possèdent
des propriétés dangereuses pouvant engendrer des impacts négatifs sur
l'environnement et la santé s'ils ne sont pas manipulés et traités
convenablement. Dans cette catégorie, on distingue les déchets solides et
liquides dangereux et les déchets médicaux.
Les déchets solides dangereux sont composés par les déchets contaminés
par les hydrocarbures ou les produits chimiques (chiffons, filtres, fûts, etc.)
et les piles usagées.
48
Les déchets médicaux seront stockés dans des conteneurs appropriés et
étiquetés. Le médecin de la campagne sismique est responsable de la
manipulation et du stockage de ces déchets qui seront transportés
périodiquement à terre pour incinération.
III.1.2. Les rejets de forage
Un forage génère des déblais remontés à la surface grâce à un liquide
appelé « boue ». Outre l'évacuation des déblais, les boues assurent aussi la
lubrification et le refroidissement du trépan, le contrôle de la pression
hydrostatique, la stabilisation des parois du puits et la prévention des
explosions accidentelles. Les déblais sont ensuite séparés des boues avant
d'être rejetés, les boues circulant en circuit fermé. Cependant, les procédés
de séparation boues/déblais ne sont pas totalement efficaces et les déblais
rejetés restent imbibés d'une fraction du fluide de forage.
III.1.2.1. Les boues de forage
Il existe deux types de boues, selon leur base : les boues à l'huile et les
boues à l'eau. Les boues à l'huile sont plus efficaces, mais beaucoup plus
polluantes, ce qui a valu à certains pays de légiférer sur leur utilisation,
notamment en Mer du Nord. Cependant, qu'elles soient à l'huile ou à l'eau,
les principaux composés sont la barite, des argiles, des lignosulfates et de
la lignite. Les boues à l'eau sont moins toxiques, mais elles contiennent
toujours des biocides, des métaux lourds ainsi que des hydrocarbures et
ont une plus grande capacité de dilution dans l'eau. Bien que les boues
fonctionnent en circuit fermé, les relargages peuvent être importants. Par
exemple, dans le cas du forage exploratoire du banc de Georges en 198182, 4000 tonnes de barite et 1500 tonnes de bentonite ont été rejetées (in
Lincoln, 2002). Des cas de toxicité aiguës peuvent apparaître en cas de
grande concentration, mais seulement dans le voisinage du point de rejet.
Ci-après quelques effets mesurés au niveau de ces rejets :
Quelques effets mesurés des boues de forage (in Patin, 1999)
- changements biochimiques et hématologiques pour les larves de
poissons exposées à de faibles concentrations ;
- sensibilité au niveau des stages précoces du développement des larves
de crevettes, de homards,… ;
- accumulation d'hydrocarbures dans les organes et tissus de poissons et
invertébrés dans les zones de rejet des boues à l'huile ;
- changement des taux de fixation des larves planctoniques d'invertébrés
benthiques, altération des structures des communautés et développement
de conditions anaérobies dans les sédiments pollués par les boues à
l'huile.
49
III.1.2.2. Les déblais de forage
Tout d'abord, les déblais posent un problème de remise en suspension de
particules et de recouvrement des organismes benthiques. Ensuite, même
après séparation et nettoyage sur la plate-forme, il peut subsister des traces
de composés organiques ou inorganiques, surtout dans le cas de boues à
l'huile. Avec les centaines voire les dizaines de centaines de tonnes de
déblais qui sont rejetés à la mer pour un puits, ce sont donc des centaines de
tonnes d'hydrocarbures et des douzaines de tonnes de produits chimiques
qui entrent dans l'environnement marin (in Patin, 1999).
Ces rejets peuvent provoquer des troubles physiques et écotoxicologiques
autour des aires de production.
III.1.2.3. Les matières en suspension
De larges zones de turbidité sont générées autour des plates-formes de
forage. Des observations sur des forages exploratoires (Sakhalin, in Patin
1999) ont montré que le panache persistant de turbidité a perturbé
l'équilibre des processus de production/destruction de la couche photique
de surface.
Des mortalités uniquement dues à la présence de particules en suspension
pour des concentrations de particules fines autour de 500 mg/l ont été
enregistrées. La turbidité provoque notamment des dommages physiques
aux organes de filtration et de respiration.
III.2.Rejets hydriques
II.2.1.Sur terre
Pendant l'étape du forage, les éventuelles fuites de gasoil, les eaux de lavage
souillées, les boues résiduaires et les déblais du réservoir présentent un
risque de contamination des eaux souterraines par infiltration.
Le mécanisme de contamination consiste en la migration des polluants sous
l'influence de la gravité jusqu'à la zone de saturation et une diffusion dans le
sens de l'écoulement de la nappe. Selon le volume et les caractéristiques
physico-chimiques des contaminants, la nature lithologique du sol et
l'hydrodynamique de l'aquifère, ce type de contamination peut avoir une
étendue importante avec tout ce que cela implique comme impacts
sanitaires sur les usagers de cette ressource hydrique.
Une pollution par des hydrocarbures liquides peut résulter d'une éruption
de puits. Ceci arrive si la contre-pression exercée par la colonne de boue est
insuffisante, il peut y avoir venue dans le puits des fluides de la formation
(eau, huile ou gaz), refoulant accidentellement la boue de forage. Cette
situation résulte le plus souvent d'un enchaînement de déficiences
successives. Parmi les causes les plus courantes, on peut citer :
♦ le puits n'est pas totalement rempli de fluides de forage ;
♦ une insuffisance de la densité des fluides de forage.
50
Un autre type d'accident consiste en une fuite d'hydrocarbures. Les causes
principales d'une fuite peuvent être des erreurs opérationnelles ou de
malveillance. Les quantités de fluides émanées ou déversées seront très
faibles et ne dépasseront pas quelques litres, car l'essai peut être
instantanément arrêté.
Pendant l'étape de production, l'extraction des hydrocarbures
s'accompagne de la coproduction d'eau fortement usée. Le débit journalier
3
peut dépasser des centaines de m constitués d'eau de gisement et d'eau
douce d'injection destinées à adoucir l'eau de gisement qui renferme un
taux important de sel et qui pourrait provoquer, en plus de la corrosion des
équipements, le bouchage des circuits d'acheminement du pétrole suite à sa
cristallisation.
En plus du problème de salinité, les eaux de production des hydrocarbures
renferment des taux considérables en métaux lourds polluants (Fe, Mn, Zn,
Pb, Ba, Cd).
La présence de concentrations élevées en métaux lourds impose la mise au
point d'un procédé de traitement de ces eaux avant leur rejet dans le milieu
récepteur.
La pétrochimie produit plusieurs substances polluantes qui peuvent
contaminer fortement le milieu hydrique. Parmi ces déchets, les plus
répandus sont les hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP)
provenant principalement des processus de pyrolyse et en particulier de la
combustion incomplète des matières organiques.
Les propriétés physicochimiques, en particulier la solubilité dans l'eau et la
volatilité, sont très différentes suivant les HAP : à partir du naphtalène,
hydrocarbure à deux cycles aromatiques que l'on peut considérer comme
moyennement soluble, la solubilité décroît rapidement avec le nombre de
cycles aromatiques. Il en va de même pour la volatilité.
Les propriétés toxicologiques sont également très différentes selon les
HAP. 3 HAP sont classés par le Centre international de recherche contre le
cancer comme cancérigènes probables pour l'homme (benzo-(a)pyrène,
benzo(a)anthracène, dibenzo(a,h)anthracène) et 3 sont classés comme
cancérigènes possibles pour l'homme (benzo(b) fluoranthène,benzo(k)
fluoranthène, indéno(c,d) pyrène).
Les autres HAP ne sont pas classifiés (groupe 3) ou n'ont pas été évalués. Le
risque de cancer lié aux HAP est certainement l'un des plus anciennement
connus, depuis la description des cancers de la peau et du scrotum des
ramoneurs.
Les lubrifiants constituent également une autre source de pollution.
51
Dérivés de la pétrochimie, ils présentent des risques pour les écosystèmes
et donc pour les ressources naturelles (eau, cultures...). Outre l'huile de
base, les lubrifiants contiennent un certain nombre d'autres substances
destinées à améliorer les performances lubrifiantes. Ces composés jouent
également un rôle non négligeable au niveau de l'impact environnemental.
Les lubrifiants rejetés dans l'environnement peuvent se retrouver
directement au contact de l'eau lorsqu'il s'agit d'équipements partiellement
immergés (bateaux, écluses, centrales hydrauliques...) ou bien
d'équipements travaillant à proximité des cours d'eau ou du littoral. Or, il
suffit d'un litre de lubrifiant pour polluer mille litres d'eau potable.
III.2.2. En mer
Les opérations de forage, même exploratoires, induisent notamment des
rejets de matériaux et de liquides dans l'environnement, engendrant des
troubles physiques et chimiques. Pendant la production, les rejets sont
importants et de toutes natures, mais les eaux de production en constituent
la plus grande partie. Ces eaux contiennent des hydrocarbures et toutes
sortes de polluants, mais leurs effets sont encore mal connus. Enfin, le
risque de déversements accidentels, occasionnés par des explosions en cas
de trop forte pression dans le puits ou lors des opérations sur la plate-forme,
constitue la plus grande menace de pollution sévère.
Les impacts ont donc une nature complexe et se manifestent sous forme de
troubles physiques, chimiques ou biologiques dans la colonne d'eau.
Pendant les forages d'exploration, d’importants déversements
d'hydrocarbures peuvent survenir. Ces accidents surviennent lorsqu'une
trop grande pression ne peut être contenue au moment où la tête de forage
perce le réservoir. Il s'ensuit une éjection de pétrole incontrôlable. Bien que
rare, les dommages occasionnés sont toutefois sévères.
Le rejet de boue de forage est une source de pollution. En fait, il existe deux
types de boues, selon leur base : les boues à l'huile et les boues à l'eau. Les
boues à l'huile sont plus efficaces, mais beaucoup plus polluantes, ce qui a
valu à certains pays de légiférer sur leur utilisation, notamment en Mer du
Nord. Cependant, qu'elles soient à l'huile ou à l'eau, les principaux
composés sont la barite, des argiles, des lignosulfates et du lignite. Les
boues à l'eau sont moins toxiques, mais elles contiennent toujours des
biocides, des métaux lourds ainsi que des hydrocarbures et ont une plus
grande capacité de dilution dans l'eau. Bien que les boues fonctionnent en
circuit fermé, les relargages peuvent être importants. Des cas de toxicité
aigue peuvent apparaître en cas de grande concentration, mais seulement
dans le voisinage du point de rejet.
Les eaux de production, pouvant être déversées dans la mer, sont les eaux
extraites du réservoir géologique, auxquelles viennent s'ajouter des eaux
52
injectées pour intensifier l'extraction d'hydrocarbures. De par la quantité
rejetée, ces eaux représentent une des principales sources de pollution de
l'exploitation offshore. Cependant, les phénomènes de toxicité qu'elles
induisent sont encore mal connus. Les eaux de production contiennent
habituellement des sels minéraux, du pétrole, des gaz, des hydrocarbures à
faible poids moléculaire, des métaux lourds, des particules en suspension
ainsi que de nombreuses autres substances associées aux technologies de
forage. Elles peuvent même contenir dans certains cas des radionucléides
issus des strates profondes. On estime qu'un puits de forage rejette autour
de 2000 à 7000 m3 d'eaux de production par jour avec 23 à 37 mg.l-1
d'hydrocarbures. La toxicité des eaux de production est relativement faible
car elles se diluent rapidement dans l'eau de mer. Cependant, les grandes
quantités rejetées, les concentrations de pétrole associées, la présence
d'autres produits toxiques et les connaissances insuffisantes sur les effets à
long terme des faibles doses, justifient quelques inquiétudes sur l'intégrité
écologique de tels rejets, spécialement dans les eaux peu profondes côtières
à circulation lente. Des effets délétères ont été cependant identifiés. Le
zooplancton par exemple (copépodes) a montré des accumulations
d'hydrocarbures au niveau embryonnaire, réserves mobilisées au stade
larvaire lors du passage à un mode de nutrition active. Il semble que des
processus similaires sont à craindre chez les poissons.
III.3. Emissions atmosphériques
L'impact environnemental le plus inquiétant des hydrocarbures est
l'émission de dioxyde de carbone résultant de leur utilisation comme
carburant. La combustion des produits pétroliers libère dans l'atmosphère
d'autres polluants, comme le dioxyde de soufre (SO2), mais ceux-là peuvent
être maîtrisés, notamment par la désulfuration des carburants, ou des suies.
On estime cependant que si le pétrole est plus polluant que le gaz naturel, il
le serait nettement moins que le charbon et les sables bitumineux.
Le stockage des hydrocarbures produit des émissions atmosphériques
toxiques de composés organiques volatils (COV).
III.4. Pollution sonore
Les opérations de forage et les activités associées génèrent inévitablement
du bruit. Les principales sources de cette gêne acoustique sont les machines
tournantes, les manœuvres du train de tiges et la manutention des tiges de
forage et des cuvelages. Au cours du test du puits, les générateurs de
puissance et le brûlage d'huile et de gaz représentent les sources principales
de nuisance sonore.
III.4.1. Sur terre
Les vibrations acoustiques produites lors des campagnes sismiques dans
53
les zones urbaines, ont des fréquences allant généralement de 6 à 80 Hz. Le
bruit généré par ces opérations peut atteindre des grandeurs de l'ordre de
70 à 90 dB. Ces opérations peuvent induire des dégâts aux bâtiments et aux
infrastructures à de courtes distances pour les faibles fréquences de
vibration. Les hautes fréquences provoquent des dégâts aux
infrastructures enfouies (canalisations, gazoducs, oléoducs, etc…).
D'autre part, le bruit intense généré a des impacts négatifs sur le plan social
et sanitaire de l'Homme :
♦ Il diminue la capacité de concentration, de mémoire, de lecture, de
résolution de problème, et est un facteur de diminution de la qualité du
travail. Le bruit perturbe la communication entre les individus et, à un
niveau supérieur à 80 dB, il peut rendre agressif.
♦ Il est susceptible de constituer une menace pour la santé des personnes
les plus exposées. Il peut être à l'origine de déficits auditifs pouvant
entraîner des modifications du comportement social (incapacité à entendre
dans des circonstances normales), avoir des effets cardiovasculaires et
psychophysiologiques.
Le bruit a une importante influence sur le comportement des animaux. En
effet, les réactions de peur des animaux domestiques exposés à un bruit
élevé (90 dB) sont bien connues. Les mêmes réactions de stress ont été
observées chez des animaux d'élevage comme la poule dès 75 dB.
Peu d'études ont été réalisées sur l'effet de la pollution sonore sur les
amphibiens. Une étude récente a néanmoins montré que le bruit engendré
par les véhicules motorisés, tel que le vibrateur sismique, affecte la
perception du chant des grenouilles et diminue ainsi le succès reproducteur
de nombreuses espèces. De nombreuses études ont émis l'hypothèse que la
pollution sonore est probablement le principal facteur qui contribue au
déclin des populations d'oiseaux.
III.4.2. En mer
Les activités polluantes qui pourraient affecter la qualité de l'eau de mer
sont limitées aux rejets des déchets solides et des eaux sanitaires qui
peuvent augmenter temporairement et localement la teneur en matière en
suspension dans la colonne d'eau. En ce qui concerne la présente campagne
sismique, tous les déchets solides et rejets liquides seront transférés vers la
côte pour traitement ou élimination. En conséquence, la zone de
prospection sismique ne sera dans aucun cas affectée.
Le nombre d'impulsions sismiques exécuté durant l'exploration d'une
2
surface de 100 km n'est pas inférieur à 5-8 millions. Dans des pays comme la
Grande Bretagne, la Norvège ou le Canada, les explorations géophysiques
du plateau continental sont considérées comme un facteur sérieux pouvant
causer des effets délétères sur les organismes commerciaux (spécialement
durant les périodes de croissance et de reproduction). Les mécanismes et
54
manifestations des effets biologiques des ondes de haute énergie issues des
signaux sismiques sur les organismes vivant peuvent différer. Ils vont des
troubles de l'orientation et des systèmes de recherche de nourriture à des
dommages physiques des organes et des tissus, des troubles de l'activité
motrice, jusqu'à la mort. Les stades précoces de croissance des poissons
(larves, oeufs, juvéniles) sont spécialement vulnérables. Selon les études,
des dommages sévères (hémorragies, paralysie, perte de la vision,…) ont
lieu dans un rayon de 2-4 m autour de la source, et un rayon de sécurité se
situe autour de 5-7 m pour le zooplancton et l'ichtyoplancton.
Le son produit sous l'eau peut atteindre une intensité de 230 db et peut se
propager sur plus d'une centaine de kilomètres. L'activité sismique peut
donc affecter les modèles migratoires des organismes marins. Les bruits
importants sont susceptibles d'interférer avec les stocks de poissons,
particulièrement si la source est située dans une zone de reproduction. Les
tirs sismiques peuvent affecter la distribution des poissons sur un rayon de
18 milles. Il a été observé une réduction des captures de 70% dans l'aire de tir
et de 50% sur l'ensemble de la zone étudiée. Ces effets perduraient toujours
cinq jours après l'arrêt des tirs. L'activité de pêche est vraisemblablement la
plus touchée par cette étape. De plus, les pêcheurs doivent normalement
s'éloigner des zones de prospection pour ne pas interférer avec les ondes
sismiques à chaque fois que cela est nécessaire. Enfin, les effets seront
particulièrement importants pour les mammifères marins qui se
nourrissent et se dirigent grâce au son. De nombreuses études montrent des
changements de comportement chez les mammifères jusqu'à de grandes
distances.
III.5. Huiles usagées
Elles proviennent de l'entretien périodique des installations et des
équipements nécessitant une lubrification. En Tunisie, la majorité de ses
huiles sont livrées à la Société Tunisienne de Lubrifiants "SOTULUB" pour
er
régénération conformément au Décret n° 2002-693 du 1 Avril 2002 fixant
les conditions et les modalités de reprise des huiles lubrifiantes et des filtres
usagés en vue de garantir leur gestion rationnelle et d'éviter leur rejet dans
l'environnement. La quantité maximale pouvant être récupérée durant la
période d'acquisition sismique est estimée à 5000 litres.
IV. Description des procédés de traitement
IV.1. Mesures d'atténuation pour les forages en terre
Afin de supprimer ou réduire les conséquences dommageables d'un projet
de forage sur l'environnement, les compagnies pétrolières ont mis au point
certaines mesures d'atténuation dont certaines sont même devenues des
pratiques courantes dans l'industrie pétrolière et ont été intégrées, dès le
début, dans la conception du projet. Pour les forages sur terre, les mesures
d'atténuation concernent particulièrement les eaux souterraines, la qualité
de l'air et le sol.
55
IV.1.1. Eaux souterraines
Pour prévenir la pollution des eaux souterraines, les mesures d'atténuation
suivantes doivent être pris en considération :
-
construction d'un bourbier étanche largement dimensionné pour
contenir les éventuelles venues et éviter tout risque de débordement ;
- imperméabilisation des bourbiers destinés à la disposition des boues à
base d'eau et des déblais de forage ;
- utilisation des fluides de forage à base d'eau dépourvus de produits
toxiques lors de la traversée de la nappe d'eau souterraine ;
- tubage du puits pour protéger la nappe contre tout risque de
contamination.
IV.1.2. Qualité de l'air
Pour préserver la qualité de l'air, les précautions suivantes doivent être
prises :
- contrôle en continu de la qualité de l'air autour du puits au moyen de
détecteurs spécifiques aux gaz d'hydrocarbures (CH4) placés au niveau des
tamiseurs;
- utilisation d'une torche et d'un brûleur à haute performance assurant une
parfaite combustion de l'huile et du gaz de production.
IV.1.3. Le sol
Pour éviter la dégradation et la pollution des sols au niveau du site, il faut
prendre les dispositions suivantes :
- réserver un endroit isolé pour le stockage du gasoil, à l'abri des feux
ouverts, étincelles ou autres causes d'échauffement ;
- construire des rigoles autour des équipements de forage pour collecter
les fuites éventuelles d'huiles, d'hydrocarbures et des fluides de forage et les
canaliser vers un puisard de récupération ;
- confier les terres contaminées par des éventuels déversements
d'hydrocarbures à une société spécialisée autorisée pour traitement sur site
et disposition ;
- stocker les produits chimiques dans des containers ou sur palettes
couvertes de housses en plastique contre les intempéries.
IV.2. Mesures d'atténuation pour les forages en mer
Les mesures d'atténuation seront présentées relativement aux impacts
auxquels elles sont destinées et dans l'ordre de l'apparition de ces impacts.
Elles seront donc groupées en différentes catégories selon la phase
concernée du projet et successivement exposées comme suit :
Ø mesures d'atténuation de la phase de construction du pipeline ;
Ø mesures d'atténuation de la phase d'exploitation ;
Ø mesures d'atténuation de la phase d'abandon et de désaffection.
IV.2.a. Mesure d'atténuation pour la phase de construction
Pour chacune des phases du projet, nous présentons ci-après les principales
mesures préconisées pour supprimer, réduire ou compenser les impacts
environnementaux et socio-économiques pouvant surgir durant la période
de construction ou se perpétuer au-delà.
56
IV.2.a.1. Section offshore
IV.2.a.1. i. Mesures d'atténuation des impacts liés aux eaux de drainage
Les navires affrétés pour le transport des matériaux et l'installation des
pipelines doivent être équipés d'un système de drainage permettant la
séparation des hydrocarbures et des huiles des effluents. Ainsi, les
déversements à forte teneur en hydrocarbures seront immédiatement
collectés puis traités avant de décharger hors bord les effluents traités en
respectant les conditions suivantes :
Ø les niveaux de concentration des huiles dans les eaux de drainage traitées
doivent être inférieurs à 15 ppm ;
Ø tout rejet doit être conforme à la norme NT 106.02 relative aux rejets
hydriques dans le domaine public maritime ;
Ø le lieu de déversement des résidus contenant des substances nocives doit
être situé au moins à 12 milles nautiques de la terre la plus proche et dans
des eaux d'une profondeur inférieure à moins 25 mètres et ce en accord avec
les exigences de la Convention Internationale MARPOL 73/78.
Les bacs de stockage des hydrocarbures et des produits chimiques seront à
double parois et confinés dans des bassins de rétention capables de contenir
la totalité de leur charge.
IV.2.a.1. ii. Mesures d'atténuation des impacts des eaux de ballast
La gestion des eaux de ballast sera effectuée conformément aux procédures
et aux exigences fixées par la convention internationale MARPOL 73/78.
Ceci permettra d'éviter au maximum l'introduction d'espèces exogènes et la
pollution du milieu marin par des eaux de ballast pouvant contenir des
hydrocarbures.
IV.2.a.1.iii. Mesures d'atténuation des impacts des rejets des eaux usées
sanitaires
Les eaux usées et sanitaires seront déchargées conformément à :
Ø la norme tunisienne NT 106.02 pour les rejets dans le domaine public
maritime ;
Ø les exigences de la convention internationale MARPOL 73/78.
IV.2.a.1.iv. Mesures d'atténuation des impacts des rejets des déchets
domestiques et alimentaires
Conformément à la convention MARPOL 73/78, les déchets domestiques et
les débris alimentaires seront collectés et rejetés en priorité dans des
installations de réception portuaires ; notamment en ce qui concerne les
navires de services qui ne s'immobilisent pas longtemps au niveau du site.
Les navires s'immobilisant pendant de longues périodes peuvent décharger
les débris alimentaires uniquement après broyage et en profondeur à
travers des canalisations d’un diamètre inférieur à 25 mm. En règle générale
et conformément aux exigences réglementaires, aucun rejet de résidus
contenant des substances nocives n'est autorisé à moins de 12 milles
57
nautiques de la terre la plus proche et dans des eaux ayant une profondeur
inférieure à moins 25 mètres.
IV.2.a.1.v. Mesures d'atténuation des déchets solides industriels banals ou
dangereux
La gestion de déchets issus des différentes phases et activités du projet fera
l'objet d'un plan de gestion de déchets (PGD). Ce dernier définit le mode et
les moyens à mettre en œuvre pour la collecte, le stockage, le transport et la
gestion de ces déchets ainsi que les mesures de minimisation de leur
volume. Néanmoins, la principale mesure d'atténuation demeure la
réduction à l'origine des quantités de déchets pouvant être générées. De
surcroît, il convient d'accorder la priorité à la collecte sélective des déchets
et les stocker séparément par types recyclables et non recyclables en vue de
procéder ultérieurement soit à leur transfert aux sociétés de recyclage
agrées, soit à leur acheminement vers une décharge publique contrôlée.
IV.2.a.2. Construction de la section onshore du pipeline
Les principales mesures préventives et curatives visant à éliminer, réduire
ou, le cas échéant, compenser les impacts environnementaux et socioéconomiques de la phase de construction de la section terrestre du pipeline
portent sur :
Ø la réduction des émissions atmosphériques des polluants gazeux et des
poussières ;
Ø la réduction des niveaux sonores ;
Ø la protection du sol et des ressources en eaux souterraines ;
Ø la préservation de la stabilité du sol, la prévention de l'érosion et la
protection des réseaux naturels de drainage ;
Ø la protection des côtes et du milieu littoral ;
Ø la protection de la faune et la flore ;
Ø la protection et la restauration des infrastructures existantes ;
Ø la protection des zones agricoles ;
Ø le respect des ressources et des traditions socioculturelles ;
Ø la gestion des déchets solides.
Dans ce qui suit, nous exposons en premier lieu les principales mesures
recommandées pour atteindre les objectifs susmentionnés et ensuite, nous
présentons certaines mesures d'atténuation spécifiques qui portent sur :
Ø les mesures spécifiques à la construction de la section terrestre du
pipeline ;
Ø les mesures d'atténuation des impacts des baraquements des chantiers ;
Ø les mesures d'intervention urgentes pour la lutte contre les pollutions
accidentelles ;
Ø la désaffection des chantiers et les mesures d'atténuation postconstruction.
58
IV.2.a.2.i. Réduction des bruits et des émissions atmosphériques des
polluants gazeux et des poussières
En ce qui concerne les travaux de mise en place de la section terrestre du
pipeline et compte tenu du caractère rural et agricole de la zone, les
différents intervenants seront appelés à :
Ø limiter leurs activités aux seules heures de la journée ;
Ø utiliser les engins et les machines les plus silencieuses afin de se
conformer aux standards internationaux et en particulier aux directives de
l'Union Européenne relatives aux niveaux de puissance acoustique
admissibles suivants :
- 108 à 114 dB(A) pour les marteaux-piqueurs et brise-béton manuels ;
- 106 à 108 dB(A) pour les pelles hydrauliques et à câble, les bouteurs, les
chargeuses et chargeuses-pelleteuses.
Les principales mesures d'atténuation des impacts des travaux terrestres
sur le milieu atmosphérique consistent en la :
Ø réduction des émissions de poussières provenant des matériaux stockés,
grâce à l'utilisation de bâches et d'écrans ainsi que l'arrosage des matériaux
secs et pulvérulents afin d'éviter l'envol des poussières ;
Ø suppression des émissions de poussières provenant du transport des
matériaux de construction par l'équipement des camions de bâches de
protection et la mise en œuvre de procédures particulières pour le
chargement et le déchargement des matériaux pulvérulents ;
Ø maintenance et entretien réguliers du matériel roulant, des engins et des
machines utilisées ;
Ø planification des opérations d'approvisionnement des matériaux de
construction et d'évacuation des déchets et le choix des équipements et des
outils adéquats en prenant en considération les caractéristiques climatiques
semi-arides de la zone d'étude.
IV.2.a.2.ii. Protection des ressources en eau
L'approvisionnement en eau sera calculé et dimensionné pour éviter tout
effet préjudiciable aux ressources locales et tout conflit pour les demandes
en eau douce.
Le rejet des effluents sera localisé pour prévenir la contamination de ces
ressources en eau à l'aval.
IV.2.a.2.ii. Protection et restauration du sol
Le tracé retenu sera autant que possible dans le même alignement que les
routes et les pistes existantes. Ceci permettra d'épargner la réquisition du
minimum d'espace pour l'installation du pipe et son emprise (ROW) et,
surtout, de réduire les impacts de la phase de construction. Cependant,
quelques terrains agricoles seront concernés par l'activité de mise en place
du pipeline. Ces terrains sont constitués essentiellement d'oliveraies et
d'arbres fruitiers. De plus, quelques parcelles de cultures maraîchères
seront traversées par le pipeline.
59
Néanmoins, la campagne devra mettre en œuvre les mesures d'atténuation
qui s'imposent pour ce type de travaux :
Ø réaliser des relevés topographiques détaillés et, si besoin, des
photographies aériennes du tracé prévu avant le commencement des
travaux ;
Ø restreindre la circulation des camions de transport, des engins des
travaux et de tous les véhicules aux routes et pistes existantes ;
Ø limiter la largeur de l'emprise au minimum requis par les règles d'usage
en la matière et les exigences de sécurité, et réduire l'utilisation des
ressources (eau, produits de carrières, sol, etc.) ;
Ø endiguer le drainage des eaux pluviales le long de l'emprise ;
Ø choisir la période adéquate pour les travaux;
Ø indemniser les agriculteurs pour tout dommage causé.
Les périmètres pouvant être contaminés accidentellement seront excavés
immédiatement. Les remblais et la terre contaminés seront transportés hors
site par des sociétés agréées pour décontamination et disposition. Les
remblais et toute terre dont la contamination a été suspectée ou découverte
avant ou au cours seront soumis à la même procédure. Toute terre non
conforme à la réglementation tunisienne ne peut être réutilisée comme
remblai.
IV.2.a.2.iv. Protection de la côte et de la nappe phréatique
Pour éviter les nuisances pouvant être causées à l'habitat, à la nourriture et à
la nidification des oiseaux d'eau et à la nappe phréatique près de la côte par
une éventuelle intrusion des eaux marines, les actions suivantes seront
entreprises :
Ø la mise en place de la section terrestre du pipeline se limitera à l'emprise
actuelle des routes et pistes existantes;
Ø le nombre d'intervenant pour cette section sera réduit au minimum;
Ø le pompage d'eau sera restreint au minimum ;
Ø la durée des travaux sera aussi limitée au minimum possible.
IV.2.a.2.v. Protection et restauration des infrastructures
Dans le cas des infrastructures, la route et le gazoduc de la STEG vont être
traversés sous la terre en utilisant la technique d'enfonçage. Cette technique
constitue la meilleure mesure d'atténuation pour éviter toute amputation
ou perturbation du trafic routier ainsi que tout dommage au gazoduc. Pour
la route et le gazoduc, des précautions nécessaires et des mesures
d'atténuation doivent être prises par le bureau d'étude lors des opérations
d'enfonçage comme :
• Le choix d'une période adéquate de travail (périodes de faible trafic
routier).
• Informer et se réunir avec les autorités régionales, les agences et les
sociétés étatiques (STEG, ANPE, ANGeD, ONAS, Protection Civile, etc.).
• Utiliser des machines spécifiques et hautement performantes et les plus
adaptées pour la nature du travail (excavation des tranchées, construction
des pipelines, remblayage, etc.).
• Restaurer la zone à son état initial.
60
IV.2.a.2.vi. Protection des zones agricoles
La campagne doit définir la destination finale de la terre après l'achèvement
des travaux : restauration, remise à l'état initial (culture, etc.), terre réservée,
etc. Avant d'entamer les travaux de construction, il faut effectuer une
enquête détaillée et un permittage des zones cultivées pour identifier les
dégâts potentiels et les problèmes de compensation (systèmes d'irrigation,
fossés, détérioration de retenue d'eau, etc.).
IV.2.a.2.vii. Protection de la faune et de la flore
Il faut minimiser les nuisances causées à la faune et à la flore. Pour tous les
employés de la société concernée, chasser et pêcher sera interdit.
IV.2.a.2.viii Gestion des baraquements de chantier
Il faut élaborer un plan précisant les emplacements, la nature et le nombre
de baraquements nécessaires pour le bon déroulement des chantiers. Et
veiller aussi au respect de conditions d'hygiène et de sécurité.
Les campements des ouvriers seront également correctement aménagés et
gérés comme suit :
Ø réduire l'usage du territoire et des accès ; la société proposera un plan de
circulation des ouvriers ;
Ø réduire l'utilisation de ressources en eau et lutter contre le gaspillage de
l'eau ;
Ø éviter le stockage et la manipulation des produits dangereux ;
Ø collecter et gérer les eaux usées sanitaires conformément à la norme NT
106.002 relative aux rejets hydriques dans le milieu récepteur ;
Ø collecter et gérer les déchets solides ménagers et les autres déchets
conformément au plan de gestion de déchets proposé dans le cadre de cette
étude ;
Ø restaurer et réhabiliter les espaces utilisés pour les campements des
ouvriers et élaborer un plan pour l'abandon et la remise en état de ces sites et
l'enlèvement de tous les déchets et équipements installés.
IV.2.a.2.ix. Fermeture des chantiers
La campagne doit prendre les dispositions nécessaires auprès de son
personnel et ses contractants pour assurer la fermeture des chantiers
conformément aux règles de l'art en la matière ; plus particulièrement, elle
s'engage à ce que :
Ø Aucun déchet solide - toutes catégories confondues - ne sera abandonné
in situ ou dans les environs et les servitudes des périmètres des travaux ;
Ø La remise en état des pistes d'accès et zone de stockage utilisées et les
aires de baraquement ;
Ø La restauration des réseaux de drainage des eaux pluviales et s'assurer
que les cours d'eau regagnent le plus possible leur écoulement naturel et
leur configuration d'origine.
Ø la localisation du pipeline sera assignée sur un document géographique
qui sera transmis aux autorités concernées pour actualisation.
61
IV.2.b. Mesures d'atténuation pour la phase opérationnelle
Dès la fin des travaux, la campagne communiquera aux autorités
compétentes le tracé exact du pipeline. La phase d'exploitation ne requiert
pas d’interventions importantes hormis les mesures habituelles de
maintenance et de sécurité ainsi que l'inspection régulière des équipements
mis en place.
L'inspection régulière du pipeline permettra de s'assurer que celui-ci est
protégé durant toute la durée de la phase d'exploitation. De même, ceci
permettra de détecter à temps toute fuite d'hydrocarbures ou de produits
anticorrosion et, par là, de maîtriser les risques de pollution marine. Par
ailleurs, l'inspection régulière portera sur tout le tracé du pipeline et
incluera des observations de l'état et de la nature des habitats et des espèces
qui se régénèrent ou prolifèrent le long du tracé du pipeline. Ceci permettra
de détecter d'éventuels phénomènes de réchauffement local du fond marin.
Le cas échéant, la société procédera à renforcer l'isolation du pipe pour
diminuer le transfert de chaleur.
En ce qui concerne la section terrestre, le pipe et les équipements connexes
installés seront signalés par des panneaux d'avertissement et feront l'objet
d'inspections régulières et de contrôles sous la supervision du responsable
de la compagnie.
Les résidus paraffineux et les résidus d'hydrocarbures récupérés au niveau
de la gare à racleur feront l'objet d'une gestion adéquate conformément à la
loi 96-41 du 10 juin 1996, tout en accordant la priorité aux filières de
recyclage et de valorisation.
IV.2.c. Mesures d'atténuation pour la phase de fermeture et d'abandon
A la fin de la durée de vie du champ, la désaffection du pipeline aura lieu en
conformité avec la législation existante et les meilleures technologies et
pratiques disponibles.
Un plan détaillé d'abandon sera préparé et soumis aux autorités
compétentes dans un délai d'au moins 12 mois avant le commencement des
travaux d'abandon.
Le plan devra être conforme avec la législation tunisienne en vigueur et les
réglementations de l'Organisation Maritime Internationale (OMI).
Pour les deux sections offshore et onshore, le pipeline sera nettoyé, bouché
et abandonné sur place.
V. Les risques potentiels
V.1 Risques d'incendie
Les pièces stockées sont explosives et/ou inflammables et le risque d'une
potentielle inflammation pourrait survenir soit sur son emballage d'origine
(carton) soit sur son support.
62
On parle alors d'un feu de classe A (feu de matières solides dont la
combustion se fait normalement avec formation de braises).
Dans ce cas, le feu ne peut se propager que très lentement puisque aussi bien
les emballages que les supports du produit sont difficilement
inflammables.
L'extinction d'un feu de ce type n'est pas difficile lorsqu'il est détecté
précocement.
Le matériel de lutte contre l'incendie disponible dans le site du stockage (2
extincteurs à poudre polyvalente de 9 kg) serait suffisant pour éteindre le
feu.
Le site disposera d'une citerne d'eau de 3 m3 pour éventuels besoins.
V.2. Autres risques
Les autres types de risques pouvant survenir sont uniquement limités à des
accidents de circulation. Dans ce cas, la société doit disposer des
coordonnées et de la liste des centres médicaux et d'évacuation ainsi que
ceux des services de secours (Protection Civile, Garde Nationale, Police,
SAMU, Centres d'Urgence) les plus proches pour demander leur
intervention au cas où surviendrait un accident de circulation.
VI. Mesures à prendre pour éviter les risques
VI.1. Mesures de sécurité du site de stockage
Les mesures de sécurité prises pour éviter tout risque pouvant survenir au
niveau du site de stockage sont résumées par les points suivants :
• L'entrée du site du stockage est fermée par une porte métallique, munie
d'une serrure, qui ne s'ouvre que pour le service du site du stockage.
• Le magasin est toujours convenablement aéré à travers des orifices
d'aréage de façon à ne pas permettre l'introduction de substances capables
d'allumer les explosifs.
• Le site du stockage est établi en dehors des périmètres urbains à une
distance supérieure à 500 mètres de toute habitation, route, voie ferrée,
ligne électrique ou voie de passage fréquenté.
• Interdiction de laisser les herbes sèches et d'emmagasiner des matières
inflammables telles que foin, paille, papier, pétrole, huiles et graisses dans
un rayon de 50 mètres. En cours d'exploitation, les prescriptions suivantes
sont observées :
1. L'exploitant prendra toutes dispositions de détails nécessaires pour
préserver les explosifs de l'humidité.
2. La quantité maximum d'explosifs que les magasins pourront recevoir est
fixée à 100 unités poids maximum.
63
• Les manutentions dans les magasins sont réalisées par un personnel
formé ; celui-ci travaille toujours avec prudence pour que les caisses
d'explosifs ne soient jamais jetées à terre, traînées ou culbutées sur le sol ;
elles sont toujours portées avec précaution et préservées de tout choc.
• En cours de déplacement, le magasin ne contient aucune caisse entamée
ou même ouverte, et des dispositions sont toujours prises pour que les
caisses soient parfaitement arrimées.
• Une consigne fixant les conditions d'entrée dans le magasin, le mode de
distribution, le mode d'éclairage du site, la disposition des
approvisionnements d'explosifs et notamment :
a) L'interdiction de délivrer des explosifs pendant la nuit ;
b) S'il est nécessaire d'éclairer le magasin, l'obligation de n'employer que
des lampes électriques ou des lampes de sûreté avec enveloppes de verre en
cas d'extinction ; ces dernières ne pourront être allumées qu'à partir de
l'extérieur.
Une pancarte en caractères très apparents, libellée en arabe et en français,
est placée sur la face extérieure de la porte et devra rappeler les
prescriptions suivantes :
- Interdiction de fumer ;
- Interdiction de pénétrer dans le dépôt avec les lampes à feu nu ;
- Obligation formelle pour toute personne pénétrant dans le site du
stockage de se débarrasser au préalable des allumettes, briquets et autres
matières analogues.
• La surveillance permanente du véhicule servant de dépôt d'explosif est
assurée de jour et de nuit ;
• L'agent qui délivrera les explosifs aura à justifier à toute réquisition des
agents de l'administration de l'emploi des quantités délivrées. A cet effet, il
tiendra un registre dont les feuillets seront numérotés et paraphés et sur
lequel il inscrira jour par jour et sans aucun blanc :
1. Les quantités introduites et la date de leur réception.
2. Les quantités sorties et la date de leur livraison, l'emploi des explosifs et
le lieu où ils ont été mis en œuvre.
VI.2. Système et technique de gardiennage
Le site de stockage doit être gardé en permanence, nuit et jour, par deux
gardiens exclusivement chargés à cet effet. Ces gardiens possèdent un abri à
proximité du magasin et dont l'emplacement est sécurisé de tout danger et
leur permettant de travailler de manière efficace.
VI.3. Précautions particulières de sécurité prises lors de l'utilisation
d'explosifs
Les précautions de sécurité suivantes sont prises lors de chaque utilisation
d'explosifs :
• Tout le matériel utilisé (exploseurs, dispositifs de mise à feu…) sont en
bon état de fonctionnement ;
64
• Les explosifs et les détonateurs sont toujours transportés dans des
récipients séparés et fermés.
• Les explosifs et les détonateurs non utilisés sont récupérés à la fin du
travail par le boutefeu et en même temps, les quantités consommées sont
contrôlées et leurs emballages d'origine sont conservés.
• Le boutefeu est toujours muni d'un cahier de consommation sur lequel
sont mentionnés :
- le lieu, la date, et l'heure du tir
- la nature des explosifs utilisés
- La quantité utilisée
- La quantité restante qui va être rendue au magasin.
• Les explosifs sont toujours conservés dans des caisses portant des
marques apparentes indiquant l'existence de matières explosives à
l'intérieur.
• Les détonateurs sont toujours placés dans des boîtes fermées prévues à
cet effet.
• La fumée du tabac est strictement interdite lors du transport et de
l'utilisation des matières explosives au champ de tir.
• Les trous sont curés avec soin tout en s'assurant que la charge s'enfonce
facilement.
• Le chargement des trous est retardé le plus que possible avant le tir.
• Le tir des trous chargés est toujours effectué avant la tombée de la nuit.
• Les trous chargés sont continuellement soumis à la surveillance.
• Le forage des trous entre les opérations de chargement et le tir est
strictement interdit.
• Lors de tempête et d'orage, les opérations de chargement et de tir sont
obligatoirement suspendues.
• Dans le cas où le responsable du chargement juge que le trou n'est pas
suffisamment éloigné d'une infrastructure (construction, ligne électrique,
puits...), il peut décider de réduire la charge à 1kg (une seule charge de 1kg
ou deux de 0,600kg).
• Les matériaux de bourrage (sable, gravier et terre) sont mis à proximité
de chaque trou par une équipe spéciale qui suit celle du forage. Après le
chargement, les matériaux prédisposés seront mélangés à l'eau et au ciment
puis descendus dans le trou à l'aide des bourroirs en bois.
65
VI.4. Précautions de sécurité pour le voisinage
Les précautions de sécurité pour le voisinage sont présentées par la fiche de
la figure suivante. Elles consistent surtout à respecter les distances entre les
trous de chargement et les constructions.
VI.4.1 Moyens de lutte contre l'incendie
Pour intervenir efficacement dans le cas d'un feu pouvant survenir dans le
site, on dispose de deux (2) extincteurs à poudre polyvalente (ABC) mobile
de 50 kg et de 2 autres de 9 kg.
Les extincteurs sont en bon état de fonctionnement, entretenus et vérifiés
périodiquement (tous les six mois), conformément à la réglementation en
vigueur.
VII. Plan de gestion environnementale
VII.1. Introduction
La gestion environnementale ne permet pas seulement un contrôle efficace
des émissions dans l'environnement, mais assure aussi une amélioration
continue des performances environnementales.
Le plan de gestion environnementale concerne la gestion des déchets, la
prévention et la lutte contre la pollution accidentelle, le suivi
environnemental et l'audit environnemental.
VII.2. Gestion des déchets
Le plan de gestion des déchets a pour objectif de réduire au niveau
acceptable les risques sur la santé, la sécurité et la sûreté du personnel, et sur
66
l'environnement. Il concerne :
• la réduction du volume des déchets générés ;
• le transfert de tous les déchets solides et rejets liquides vers le port de
relais et leur disposition conformément à la réglementation tunisienne en
vigueur ;
- la mise en place de procédures pour éviter les déversements des produits
chimiques, des hydrocarbures et des lubrifiants ;
- l'information des autorités compétentes de tout déversement ou risque
de déversement présentant un risque potentiel sur l'environnement ainsi
que les moyens de contrôle mis en place.
VII.2.1. Eaux sanitaires
Les eaux sanitaires doivent être périodiquement transférées vers des
stations d'épurations (ONAS).
VII.2.2. Déchets solides
VII.2.2.1. Stratégie d'élimination des déchets
Pour le programme sismique, il y a une stratégie de gestion des déchets,
selon les ressources disponibles, basée sur le principe des 3RVE,
conformément aux réglementations environnementales locales. Ces 3RVE
sont les suivants :
• Réduire : à la source ;
• Réutiliser : les déchets tels qu'ils sont ;
• Recycler : convertir les déchets en une matière utilisable ;
• Valoriser : de la matière ou de l'énergie à partir des déchets ;
• Eliminer : un déchet inévitable et ultime qui nécessite alors une méthode
de décharge choisie en fonction de facteurs définis.
Les traitements combinent, généralement, deux ou plus de ces méthodes,
réduction et recyclage ou valorisation et élimination. Le choix de la
méthode appropriée est basé sur la nature des déchets et leur degré de
propreté, leur impact sur l'environnement, les logistiques et la disponibilité
des méthodes d'élimination acceptables.
7.2.2.1.i. Déchets domestiques
Tous les déchets domestiques seront collectés dans des conteneurs
appropriés et périodiquement transportés et disposés à terre.
67
VII.2.2.1.ii. Déchets inertes
VII.2.2.1.iii. Déchets dangereux
Les déchets solides dangereux sont composés de déchets contaminés par les
hydrocarbures ou les produits chimiques (chiffons, filtres, fûts, etc.) et de
piles usagées. Les déchets liquides comprennent les huiles usagées, les
produits chimiques liquides (acides, alcalins) et les liquides contaminés par
les hydrocarbures. Les liquides et les solides dangereux seront stockés
séparément.
Les déchets médicaux seront stockés dans des conteneurs appropriés et
étiquetés. Le médecin de la campagne sismique est responsable de la
manipulation et du stockage de ces déchets qui seront transportés
périodiquement à terre pour incinération.
68
VII.2.3. Stockage temporaire des déchets
Il n'est pas toujours possible de se débarrasser rapidement des déchets à
cause des contraintes logistiques et des faibles quantités générées. Il est par
conséquent nécessaire de stocker temporairement ces déchets à bord avant
leur expédition à terre.
Le stockage temporaire des déchets solides avant décharge se fera selon les
dispositions suivantes :
• la collecte des déchets doit être assez fréquente pour éviter la
suraccumulation de déchets au niveau des bateaux ;
• lors du transport des déchets dangereux, s'assurer de la séparation des
divers types de déchets de façon à faciliter leur manutention et prévenir
toute contamination ou réaction chimique éventuelle ;
• les conteneurs ouverts doivent être couverts d'un filet pendant le
transport ;
• toute expédition de déchets doit être accompagnée d'un bordereau
d'envoi ;
• le stockage des déchets ne doit pas présenter de risques potentiels pour le
personnel, des obstructions de passages et des risques d'incendie ;
• lorsque les déchets présentent un risque potentiel de contamination du
sol, les stocker dans des zones étanches.
Des conteneurs appropriés et étiquetés seront dédiés aux déchets de
papiers, de plastiques, de filtres et huiles usagés et aux batteries acides.
D'autres espaces seront réservés aux déchets de ferrailles et de bois. Le
coordinateur de la gestion des déchets sera responsable du stockage
convenable des déchets.
VIII. Consignes générales d'exploitation
VIII.1. Personnel
VIII.1.1. Moyens de protection
En ce qui concerne la protection du personnel, le port de moyens de
protection individuelle tels que chaussures de sécurité, tenues de travail,
casques et gants est obligatoire.
VIII.1.2. Formation
Le personnel doit recevoir une formation adéquate pour être capable
d'intervenir en cas de sinistre. Le personnel recevra un recyclage en sécurité
et en prévention d'incendies.
Le gardien aussi doit recevoir une formation appropriée.
VIII.1.3. Entraînement du personnel
Des exercices de lutte contre l'incendie doivent être effectués
périodiquement.
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VIII.1.4. Information
Les consignes de sécurité seront affichées clairement et remises au
personnel.
VIII.2. Protection et surveillance du site du stockage
Le site du stockage est entièrement clôturé. Toutes les entrées et sorties sont
contrôlées et inscrites sur un registre spécial. Il fait l'objet d'une surveillance
continue et à tout moment, au moins une personne qualifiée à cet effet est
présente dans l'établissement, ce qui permet d'agir dès qu'un incident ou
accident est signalé.
Une protection contre la foudre est mise en place. Cette protection est
assurée par un paratonnerre à dispositif piézo-électrique d'amorçage à
grand rayon d'action en cuivre. Le dispositif mis en place est composé
d'une pointe captrice avec aigrette de puissance fixée au sommet d'un mât ;
cette pointe est reliée à la terre par l'intermédiaire d'une descente en
conducteur multibrin cuivre.
VIII.3. Alerte
L'alerte est effectuée par le personnel présent, en contactant par téléphone
la protection civile.
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71
72
X. Coût des mesures de protection de l'environnement
Le coût d'une campagne sismique est estimé à 6 millions de dollars
américains. Les coûts associés à la préservation de l'environnement sont
évalués à 300 000 dinars et couvrent principalement :
- la réalisation de l'étude d'impact sur l'environnement ;
- la compensation des pêcheurs et des propriétaires des pêcheries
traditionnelles ;
- la gestion des déchets ;
- la mobilisation d'un bateau d'accompagnement pour avertir et éloigner
les pêcheurs de la zone d'intervention.
73
ANNEXES
• Réglementation tunisienne
• Conventions internationales
Réglementation tunisienne
Les principaux textes réglementaires régissant l'environnement et l'activité
pétrolière en Tunisie sont les suivants :
Ø Décret n° 85-56 du 2 janvier 1985 relatif à la réglementation des rejets
dans le milieu récepteur (mer, lacs, sebkhas, cours d'eau, nappes
souterraines, etc.). Les eaux usées ne peuvent être déversées dans le milieu
récepteur qu'après avoir subi un traitement conforme aux normes régissant
la matière.
Ø Loi n° 88-91 du 2 août 1988 portant création de l'Agence Nationale de
Protection de l'Environnement (ANPE) telle qu'elle a été modifiée par la loi
n° 92-115 du 30 novembre 1992. Selon les termes de l'article 8 de cette loi, les
opérateurs qui endommagent l'environnement ou dont l'activité cause une
pollution de l'environnement par des rejets solides, liquides, gazeux ou
autres sont tenus à l'élimination, à la réduction et éventuellement à la
récupération des matières rejetées ainsi qu'à la réparation des dommages
qui en résultent. L'Agence Nationale de Protection de l'Environnement
(ANPE) est habilitée à intenter, devant les tribunaux, toute action visant à
obtenir la réparation des atteintes aux intérêts collectifs qu'elle a pour
mission de défendre.
Ø Arrêté du Ministre de l'Economie Nationale du 20 juillet 1989 portant
homologation de la Norme Tunisienne NT 106.002 relative aux rejets
d'effluent dans le milieu hydrique qui fixe en particulier les conditions de
rejet dans le domaine public maritime.
Ø Loi n° 90-56 du 18 juin 1990 portant encouragement à la recherche et à la
production d'hydrocarbures liquides et gazeux.
Ø Décret n° 90-2273 du 25 décembre 1990 définissant le règlement intérieur
des contrôleurs de l'ANPE.
Ø Arrêté du Ministre de l'Economie Nationale du 28 décembre 1994
portant homologation de la Norme Tunisienne NT 106.04, relative aux
valeurs limites et valeurs guides des polluants dans l'air ambiant.
Ø Loi n° 95-72 du 24 juillet 1995 portant création d'une agence de
protection et d'aménagement du littoral (APAL) chargée de la gestion des
espaces littoraux.
Ø Loi n° 95-73 du 24 juillet 1995 telle que modifiée par la Loi n° 2005-33 du
4 avril 2005, définissant le domaine public maritime naturel (rivage de la
mer, lacs, étang et sebkhas en communication naturelle avec la mer, plateau
continental, zone de pêche exclusive, zone économique exclusive, etc.) et le
domaine public maritime artificiel (rades, ports maritimes, forteresses,
etc.).
Ø Loi n° 96-29 du 3 avril 1996, instituant un plan national d'intervention
d'urgence pour la lutte contre les accidents de pollution marine. Il est
précisé, dans l'article 22, que les gestionnaires des ports de commerce, des
ports de plaisance, des terminaux pétroliers et des plates-formes de
prospection et de production pétrolières doivent mettre au point des plans
spécifiques d'intervention en cas de pollution de faible ampleur dans les
enceintes portuaires ou dans les environs des plates-formes.
Ø Loi n° 96-41 du 10 juin 1996, relative aux déchets et au contrôle de leur
gestion et de leur élimination. Les déchets sont classés selon leur origine en
déchets ménagers et déchets industriels et selon leurs caractéristiques en
déchets dangereux, déchets non dangereux et déchets inertes. Le mode de
gestion des déchets dangereux est réglementé. La liste des déchets
dangereux est fixée par le décret n° 2000-2339 du 10 octobre 2000.
Ø Décret n° 97-1836 du 15 septembre 1997 relatif à l'exercice des activités de
recherche scientifique d'exploration, de levé et de forage par des navires
dans les eaux et le plateau continental tunisiens.
Ø Loi n° 99-93 du 17 août 1999, portant promulgation du Code des
Hydrocarbures, tel que modifié et complété par la Loi n° 2002-23 du
14 février 2002 qui définit le régime juridique des activités de Prospection
Préliminaire, de Prospection, de Recherche et d'Exploration des
Hydrocarbures, ainsi que celui des ouvrages et installations permettant
l'exercice de ces activités. Le Titulaire d'un Permis de Prospection ou d'un
Permis de Recherche et/ou d'une Concession d'Exploitation est tenu
d'entreprendre ses Activités de Recherche et/ou d'Exploitation en se
conformant à la législation et la réglementation en vigueur relative aux
domaines techniques, à la sécurité, à la protection de l'environnement, à la
protection des terres agricoles, des forêts et des eaux du domaine public. A
défaut de réglementation applicable, le Titulaire se conformera aux règles,
critères et saines pratiques en usage dans un environnement similaire dans
l'Industrie Pétrolière. Il est tenu de même :
- d'élaborer une étude d'impact sur l'environnement conformément à la
législation et à la réglementation en vigueur, qui devra être agréée,
préalablement à chaque phase de ses travaux de recherche et d'exploitation.
- de prendre toutes les mesures en vue de protéger l'environnement et de
respecter les engagements pris dans l'étude d'impact telle que approuvée
par l'Autorité Compétente.
Ø Décret n° 2000-946 du 2 mai 2000, fixant les coordonnées géographiques
et les numéros des repères des sommets des périmètres élémentaires
constituant les titres des hydrocarbures.
Ø Loi n° 2001-14 du 30 janvier 2001, portant simplification des procédures
administratives relatives aux autorisations délivrées par le Ministère de
l'Environnement et de l'Aménagement du Territoire dans les domaines de
sa compétence.
Ø Décret n° 2002-693 du 1er avril 2002, fixant les conditions et les modalités
de reprise des huiles lubrifiantes et des filtres usagés en vue de garantir leur
gestion rationnelle et d'éviter leur rejet dans l'environnement.
Ø Décret n° 2005-2317 du 22 août 2005, portant création d'une Agence
Nationale de Gestion des Déchets (ANGeD). Selon l'article 4, l'Agence
prépare les cahiers des charges et les dossiers des autorisations relatifs à la
gestion des déchets prévues à la réglementation en vigueur et suit leur
exécution, en outre l'agence est chargée de suivre les registres et les carnets
qui doivent tenir les établissements et les entreprises, qui procèdent à titre
professionnel, à la collecte, au transport, élimination et valorisation des
déchets pour leur compte ou pour celui d'autrui.
Ø Décret 2005-2933 du 1er novembre 2005 fixant les attributions du
Ministère de l'Environnement et du Développement Durable (MEDD), qui
comprennent la nécessité de s'assurer que le Gouvernement Tunisien
respecte les accords environnementaux internationaux.
Ø Décret 2005-1991 du 11 juillet 2005 relatif à l'étude d'impact sur
l'environnement et fixant les catégories d'unités soumises à l'étude d'impact
sur l'environnement et les catégories d'unités soumises aux cahiers des
charges.
Ø Décret n° 2005-3395 du 26 décembre 2005, fixant les conditions et les
modalités de collecte des accumulateurs et piles usagées.
Ø Arrêté du Ministre de l'environnement et du développement durable du
23 mars 2006, portant création d'une unité de traitement des déchets
dangereux et de centres de réception, de stockage et de transfert.
Conventions internationales
La législation environnementale tunisienne s'étend aux conventions
internationales suivantes :
Convention sur la prévention de la pollution des mers résultant de
l'immersion des déchets (London dumping convention), Londres, Moscou,
Mexico et Washington le 29 décembre 1972 (adhésion par la loi n° 76-17 du
21 janvier 1976).
Ø Convention des Nations Unies sur la Loi des Mers, 1982.
Ø Convention Internationale pour la Prévention de Pollution provenant de
Navires, 1973 telle que modifiée par le protocole de 1978. La Tunisie est un
pays signataire de MARPOL 73/78, accord international majeur
gouvernant la prévention de la pollution dans la mer, rédigé par l'OMI
(l'Organisation Maritime Internationale). La plupart des mesures
techniques de MARPOL 73/78 sont comprises dans les annexes :
- Annexe 1 : Réglementation visant à prévenir la pollution par les
hydrocarbures;
- Annexes II et III se réfèrent au transport en gros de substances liquides
nocives et au stockage ainsi qu'au transport de marchandises emballées et
de substances non liquides ;
- Annexe IV: Réglementation visant à prévenir la pollution par les eaux
usées provenant des bateaux;
- Annexe V: Réglementation visant à prévenir la pollution par les ordures
rejetées par les bateaux ;
- Annexe VI : Prévention de la pollution atmosphérique par navires.
Résumé des restrictions d'élimination des ordures
*
Les déchets fragmentés ou moulus doivent pouvoir passer à travers un
tamis dont la maille ne dépasse pas 25 mm.
** Les zones spéciales sont les Mers Méditerranée, Baltique, Rouge et
Noire et le Golfe Persique.
*** Plates-formes en mer et bateaux associés, y compris toutes les platesformes fixes ou flottantes engagées dans l'exploration ou l'exploitation de
ressources minérales du fond marin et tous les navires dans un rayon de 500
mètres de ces plates- formes.
**** Lorsque les déchets sont mélangés à d'autres substances nuisibles
ayant différentes exigences d'élimination ou de décharge, les exigences
d'élimination les plus strictes seront appliquées.
Ø Convention de Barcelone pour la Protection de la Mer Méditerranée.
La Convention de Barcelone pour la Protection de la Mer Méditerranée
contre la pollution a été signée par tous les Etats riverains de la
Méditerranée ; elle est entrée en vigueur en 1978.
D'une manière générale, cette convention oblige les parties contractantes à
prendre toutes les mesures qui s'imposent, conformément à ses
dispositions et à celles de ses protocoles qui sont en vigueur et dont elles
sont parties, afin de prévenir, réduire et lutter contre la pollution en Mer
Méditerranée et à protéger et améliorer l'environnement de cette région. La
Convention s'applique à la pollution et aux déversements à partir des
bateaux et des avions ainsi qu'à l'exploration et à l'exploitation des fonds
marins et de leur sous-sol.