Exposé

République de Côte d’Ivoire  Union-Discipline-Travail

Ministère de l’Enseignement Supérieure et de la Recherche Scientifique

ESI

Ingénieur Génie Chimique Option Pétrole

Ecole Supérieure d’Industrie IGCP Ingénieur Génie Chimique option Pétrole

Réalisé par :

Enseignant :

ADJE Kouamé Antoine De Padoue

KAMAGATE Ibrahim Oumar

AKPOUE Bessin Aaron

KONE K. Mohamed Yassine

BAKAYOKO Adama

OUATTARA Koussélé Kassoum

BAZEMIN Glaba Eric

Dr. AKAKI David Enseignant chercheur au DFR-GCAA

Raffinage et sécurité

12 / 05 / 2010

SOMMAIRE Pages INTRODUCTION ……………………………………………………………………………………1

A. GENERALITES ……………………………………………………………………………......2 I. INDUSTRIES DE RAFFINAGE ………………………………………………………..2 II. PROCEDES DE RAFFINAGE ET PRODUITS DERIVES ……………………..4

B. ASPECTS SECURITAIRES ………………………………………………………………..8 I. SECURITE ENVIRONNEMENTALES ……………………………………………..8 II. PREVENTIONS SECURITAIRES AU SEIN D’UNE INDUSTRIE DE RAFFINERIE ……………………………………………14 III. SANTE ET SECURITE DE LA POPULATION ………………………………..20

CONCLUSION …………………………………………………………………………………….21

REFERENCES BIBIOGRAPHIQUES ……………………………………………………..22

 

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INTRODUCTION Les Directives hygiéniques, sécuritaires et environnementales (Directives HSE) sont des documents de références techniques qui présentent des exemples de bonnes pratiques internationales, de portée générale ou concernant une branche d’activité particulière. Au niveau du raffinage du pétrole, elles concernent les opérations de transformation du pétrole brut en produits finis liquides ou gazeux. Les documents évoquant les questions ordre environnemental, sanitaire et sécuritaire se composent de plusieurs sections. Cependant, nous nous intéresserons à la description et la gestion des impacts propres aux activités considérées.

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A. GENERALITES I. INDUSTRIES DE RAFFINAGE La plus simple structure d’une raffinerie est composée uniquement d’unités de distillation atmosphérique, de reformage catalytique et d’hydrotraitements. Elle possède également des bacs stockages de bruts et de dérivés pétroliers. Quant aux raffineries à structure plus complexes, elles comportent en plus, des outils de conversion (hydrocraquage, viscoréduction…). Des efforts sont réalisés depuis quelques années pour étendre la gamme de production vers des carburants moins polluants. Cela contribuera à induire un impact positif sur la pollution atmosphérique due en particulier à la circulation automobile. Ainsi chaque raffinerie possède un laboratoire de contrôle où sont effectués, sur les différents produits intermédiaires ou finis, un certain nombre de tests classiques à double vocation : La vérification rapide que le réglage des unités de production est correct ; L’assurance que la qualité des produits finis correspond bien aux normes requises. L’appareillage et le mode opératoire de ces essais sont normalisés de sorte que les résultats soient aisément reproductibles et comparables. Leur mise en œuvre, très simplifiée en comparaison des méthodes physiques classiques d’analyse, a l’avantage de n’exiger qu’une spécialisation peu poussée de l’opérateur et permet d’effectuer des contrôles fréquents. En dépit de ces imperfections, les résultats obtenus sont très intéressants car ils permettent de caractériser un produit avec une précision suffisante et, dans certains cas, de relier sans aucune ambigüité ces résultats aux propriétés physiques bien définies. Cette routine de laboratoire a pu bénéficier des progrès récents de l’électronique. Certaines raffineries sont équipées de stations de contrôle robot qui font automatiquement les prélèvements d’échantillon, les analyses, les enregistrements des résultats sur les feuilles de contrôle et corrigent, s’il le faut, le réglage des unités, sans aucune intervention manuelle. Les travaux effectués doivent respecter certaines normes :

Densité : La mesure de la densité fait l’objet de normes françaises et anglo-saxonnes :  Norme française -NF T60-101 pour les produits courants -T6600 pour les produits bitumeux

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 Norme anglo-saxons -D1657 et 1298 pour les produits courants -D1217 et 1480 les produits bitumeux

Tension de vapeur : Elle fait aussi l’objet de ces deux normes. -NF M07-007 -D 323 Ces deux normes concernent les produits légers.

Distillation : -NF M07-002 pour les produits légers jusqu’au kérosène ; -NF M07-009 pour les produits plus lourds gasoil et fuel oïl. Les normes anglo-saxonnes correspondantes sont : -D86, D212, D158

La couleur : -NF M07-003 et D156 couleur saybolt pour les produits jusqu’au gasoil -T60-104 et D155 couleur union pour les huiles.

Viscosité : -NF T60, T100 pour la détermination de la viscosité -D445 pour la viscosité cinématique -D88 pour saybolt test.

Soufre : Pour la détermination de la teneur en composés sulfurés, il y a les normes suivantes : -NF M07-005 et D1266 par la méthode à la lampe -NF T60-109 et D129 méthode à la bombe -NF T60-108 et D1551 méthode au tube de quartz -NF M07-015 et D130 par la lampe de cuivre

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II. PROCEDES DE RAFFINAGE ET PRODUITS DERIVES Le but du raffinage du pétrole est de séparer les différents éléments ou composants du pétrole afin d'obtenir des produits utilisables et qui correspondent aux attentes des consommateurs. Il existe plus de trente procédés unitaires de raffinage du pétrole ou des sousproduits du pétrole. La plupart des pétroles bruts contiennent des chlorures de sodium et de magnésium accompagnés d’un peu de sulfates, de silice et d’oxydes de fer. Et même s’ils n’en contiennent pas à la sortie du gisement, on en retrouve la plupart du temps lors du déchargement à la raffinerie car les réservoirs du navire transporteur son généralement pollués par l’eau de mer et la rouille. Ces sels donnent lieu à la production d’acides chlorhydriques et sulfurique pendant la distillation. Il y a donc intérêt à en éliminer auparavant la plus grande partie. Cela contribuera à diminuer la corrosion dans les unités de distillation. Il faut donc obligatoirement procéder à un prétraitement du pétrole brut.

II.1. Prétraitement II.1.1. Dessalage Cette élimination s’opère d’abord en chauffant le pétrole brut entre 80°C et 130°C et en lui ajoutant 4 à 8 % d’eau douce pour bien dissoudre les sels. Le pétrole brut ainsi traité est soumis à l’action d’un champ électrostatique produit par un courant de 20 000 à 35 000 volts. Sous l’effet de ce champ, les gouttes d’eau s’agglomèrent et décantent au fond du récipient de dessalage.

II.1.2. Désulfuration et décarbonatation Ces deux opérations s’effectuent simultanément par absorption de la plus grande partie de H2S et du CO2 dans une solution aqueuse de diéthanolamine. Cette dernière est ensuite chauffée pour en chasser les acides faibles que l’on traitera ensuite pour en extraire le soufre. Quant au gaz presque complètement désulfuré, on achève de le purifier en le faisant passer à travers une colonne de lavage à soude caustique. Après le prétraitement, l’on procède au traitement du brut.

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II.2 Traitement Le traitement du brut débute par la distillation du pétrole brut. La distillation est une méthode très utilisée pour séparer les constituants d’un mélange liquide de volatilités différentes. Contrairement à l’évaporation, dont le but est de recueillir le composant le moins volatil par élimination de l’autre composant, la distillation est suivie d’une condensation des composés à récupérer. Lorsque la différence de volatilité et donc de point d’ébullition entre les deux composants est grande, une séparation complète peut être effectuée par une seule distillation. Dans un mélange liquide, lorsque les points d’ébullition des composés diffèrent très légèrement, une séparation complète ne peut être atteinte en une seule distillation. Pour se faire, on procède à une distillation fractionnée. La colonne de fractionnement la plus utilisée est la tour de barbotage, dans laquelle les plateaux sont disposés horizontalement et espacés de quelques centimètres. Les vapeurs montent en passant dans les calottes de chaque plateau et barbotent ensuite dans le liquide. Dans les raffineries, on procède à deux types de distillations.

II.2.1. Distillation atmosphérique Le brut est chauffé à 350°C dans une colonne de 60 m de haut. Les composés dont la température d'ébullition est inférieure à 350°C se vaporisent et montent dans la tour. Les vapeurs se condensent lorsqu'elles ont atteint l'altitude qui correspond à leur température de rosée. Les produits se séparent ainsi, se condensant tout au long de la tour, les plus légers (basse température de rosée, environ 30°C) sont récupérés en haut de la tour, les plus lourds restent en bas. La colonne est divisée en différents étages qui correspondent à différentes températures et permettent ainsi de récupérer des produits de moins en moins lourd en allant du bas vers le haut de la colonne. Cette distillation se fait à une pression de 2 bars.

II.2.2. Distillation sous vide Les résidus de la distillation atmosphérique sont soumis à une distillation sous vide, ce qui permet d'abaisser les températures d'ébullition. En fonction des produits souhaités, des procédés de craquage, viscoréduction, filtration, lavage, extraction au solvant, isomérisation, reformage, alkylation et désulfuration peuvent être utilisés et combinés.

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II.2.3. Le craquage C’est un procédé chimique par lequel un mélange d'hydrocarbures saturés est transformé en hydrocarbures plus légers, chaque molécule étant fractionnée en molécules plus petites. Le craquage peut être effectué à haute température et sous pression élevée, ou bien sous l'action combinée de températures élevées et d'un catalyseur. Le premier procédé, le plus ancien, est appelé craquage thermique. Il s'effectue à des températures de l'ordre de 500 °C. Le second procédé est le craquage catalytique. La viscoréduction est un exemple de craquage thermique et permet de réduire la viscosité des résidus lourds issus de la distillation sous vide en "coupant" ces produits. On obtient par exemple des fiouls lourds. Un craquage catalytique transforme du distillat lourd (issu de la première distillation) en petites molécules : gaz, essences et gazole.

II.2.4. Reformage catalytique Le reformage catalytique est un processus d'amélioration des naphtas lourds pour obtenir des essences dont l'indice d'octane est élevé. En effet le reformage permet de convertir le naphta ou les essences provenant de la distillation en des essences de qualité supérieure, à haut indice d'octane. Ce procédé permet aussi d'obtenir des bases pour la pétrochimie.

II.2.5. Autres procédés Il existe d'autres procédés de raffinage, comme l'isomérisation et l'alkylation, qui permettent d'obtenir des essences à indice d'octane élevé, indispensable pour les essences sans plomb. Les produits subissent d'autres traitements permettant d'agir sur leur couleur, leur stabilité, leur odeur (élimination des mercaptans) et leur teneur en hétéroatomes, comme le soufre et l'azote.

II.3. Produits de raffinage La complexité de la composition du pétrole brut nécessite la mise en œuvre de procédés physiques de séparation permettant d’isoler des hydrocarbures purs en vue d’obtenir des mélanges caractérisés par leur température d’ébullition (coupes pétrolières). Au premier plan de ces procédés de séparation se place la distillation qui réalise le fractionnement des hydrocarbures en fonction de leur température d’ébullition. Selon l’unité, la distillation atmosphérique fournit un certain nombre de coupes caractérisés par une température d’ébullition initiale et finale. On distingue ainsi les gaz puis, les essences, le kérosène, le gasoil léger, le gasoil lourd et le résidu atmosphérique.  INP-HB / ESI / DFR-GCAA / IGCP 1  

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La coupe essence + gaz est ensuite envoyé pour traitement ou elle est transformée en fuel-gas, propane et butane, essence légère et essence lourde. Le résidu atmosphérique passe à la distillation sous vide d’où, il sortira un certain nombre de coupes constituant soit les gasoils et les fuels, soit des bases pour la fabrication des huiles, soit une charge de craquage catalytique. La fraction plus lourde sera utilisée pour fabriquer les bitumes. En second, on a le reformage catalytique qui est un procédé permettant à partir d’essences de distillation directe d’obtenir un carburant à haut indice d’octane. Les essences légères de distillation directe ont des indices d’octane de 60 à 70, les essences lourdes ou naphtas des indices encore plus bas compris entre 30 à 40. Les produits obtenus par reformage sont des iso paraffines, des naphtènes, des oléfines et des aromatiques. Enfin, on a un procédé de traitement consistant à transformer les huiles lourdes en essence et en carburant diesel de grande qualité. Les cokeurs sont des unités de traitement sures et fiables dans lesquelles des résidus d’huiles lourdes comme l’essence et du carburant diesel sont transformés en des constituants plus légers. Le coke est formé, retiré du réacteur et utilisé par les consommateurs comme source d’énergie, tout comme le charbon.

Figure 1: Schéma général de la distillation du pétrole brut

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B. ASPECTS SECURITAIRES I. SECURITE ENVIRONNEMENTALES Les problèmes environnementaux susceptibles de résulter du raffinage du pétrole rentrent dans les catégories telles que l’émission atmosphérique, les eaux usées, les déchets et le bruit.

I.1. Emissions atmosphériques I.1.1. Gaz d’échappement Les gaz d’échappement et les gaz brûlés (dioxyde de carbone (CO2), oxydes d’azote (NOX) et monoxyde de carbone (CO)) émis par le raffinage du pétrole résultent de la combustion du gaz, du mazout ou du diesel dans les turbines, les chaudières, les compresseurs et autres moteurs servant à la production d’énergie et de chaleur. Les gaz brûlés sont également produits par les chaudières à récupération associées à certains procédés lors de la régénération catalytique continue ou de la combustion du coke de pétrole. Le soufflage du bitume et la régénération des catalyseurs lors du craquage catalytique fluide et du craquage catalytique de résidus émettent des gaz brûlés dans l’atmosphère. Les unités de production de soufre peuvent émettre de petites quantités d’oxydes de soufre. Il convient d’installer des brûleurs bas-NOx pour réduire les émissions d’oxydes d’azote. Il importe de déterminer l'impact sur la qualité de l'air au moyen d’évaluations de la qualité de l’air initiale et de modèles de dispersion. Cela permettra de déterminer les concentrations possibles dans l'air ambiant au niveau du sol durant la conception et la planification des opérations comme indiqué dans les Directives HSE générales.

I.1.2. Rejet dans l’atmosphère et torchage Le rejet dans l'atmosphère et le torchage des gaz sont d'importantes activités menées à des fins opérationnelles et sécuritaires par les installations de raffinage de pétrole pour éliminer les vapeurs de gaz dans de bonnes conditions de sécurité. Des hydrocarbures de pétrole sont émis dans le cadre des purges de sécurité et au niveau des soupapes de surpression. Ils sont collectés dans le circuit de purge et envoyés à la torche. Les gaz excédentaires ne doivent pas être rejetés dans l'atmosphère mais doivent plutôt être acheminés vers un système efficace de torchage. Un rejet dans l'atmosphère en situation d'urgence peut être acceptable dans certaines conditions. Cela arrive lorsqu'il n'est pas possible de brûler les flux de gaz à la torche et doit se faire sur base d'une analyse précise des risques en tenant compte de la nécessité de protéger l'intégrité du système.  INP-HB / ESI / DFR-GCAA / IGCP 1  

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Si l’on décide de ne pas utiliser un système de torchage, il convient de justifier pleinement cette décision (documents à l'appui) avant d'envisager l’adoption d’un dispositif d'urgence de rejet des gaz. Avant d'adopter le système du torchage, il convient d'évaluer les autres utilisations qui peuvent être faites des gaz et de les intégrer dans toute la mesure du possible dans le modèle de production. Il importe d'estimer les volumes de gaz qui seront brûlés à la torche dans les nouvelles installations lors de la période initiale de mise en service, de façon à pouvoir fixer des objectifs fixes pour ces volumes. Les volumes de gaz torchés doivent être enregistrés et déclarés pour chaque opération de brûlage. Les installations doivent, en adoptant les meilleures pratiques et de nouvelles technologies, faire état d’améliorations continues au niveau du torchage. Diverses mesures doivent être envisagées pour prévenir ou maîtriser la pollution par torchage de gaz. Celles-ci consistent à :  Appliquer des mesures de réduction des gaz sources dans toute la mesure du possible ;  Maximiser l'efficacité de la combustion par torchère en contrôlant et en optimisant les débits de combustible, d'air ou de vapeur afin d'assurer le bon ratio ;  Réduire le plus possible le torchage des gaz de purge et le brûlage des gaz par les veilleuses sans compromettre la sécurité et installer des veilleuses pour conserver l'énergie ;  Réduire le plus possible les risques d'éruption au niveau des veilleuses en assurant une vitesse de libération suffisante et en mettant en place des coupe-vent ;  Utiliser un système fiable d'allumage des veilleuses ;  Installer si nécessaire des systèmes dotés d'instruments de protection en cas de surpression (High Integrity Pressure Protection System-HIPPS) afin de réduire les cas de surpression et éviter ou atténuer les éruptions ;  Installer des ballons de détente pour éviter les émissions de condensat, le cas échéant ;  Réduire le plus possible l'entraînement de liquides dans le courant de gaz torchés en utilisant un système approprié de séparation des liquides ;  Limiter le plus possible la montée des flammes ou leur propagation ;  Employer les torchères de façon à limiter les odeurs et les émissions visibles de fumée (veiller à ne pas produire de fumée noire).  Situer les torchères suffisamment loin des communautés locales et des employés, notamment des unités de logement de ces derniers à des fins de sécurité ;  Exécuter des programmes d'entretien et de remplacement des torchères pour assurer systématiquement une efficacité maximum ;  Mesurer les gaz de torche.  INP-HB / ESI / DFR-GCAA / IGCP 1  

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Pour minimiser les opérations de torchage de gaz à la suite d'une panne ou de problèmes au niveau des installations, il importe de veiller à ce que ces dernières soient extrêmement fiables et de prévoir le stockage de matériels de rechange et des protocoles de ralentissement des opérations.

I.1.3. Emissions fugitives Les émissions fugitives des installations de raffinage de pétrole peuvent provenir d’évents, de tuyaux, vannes, raccords, collerettes ou revêtements non étanches, des canalisations ouvertes, des réservoirs à toit flottant, des joints de pompes ou de compresseurs, des systèmes d’acheminement du pétrole, soupapes d'échappement, des citernes ou des bacs ou conteneurs ouverts. Elles peuvent aussi se produire lors des opérations de chargement et de déchargement d’hydrocarbures. Selon le procédé de raffinage utilisé, les émissions fugitives se composent d’hydrogène, de méthane, de composés organiques volatils (COV), d’hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) et autres composés organiques semi-volatils et de gaz inorganiques, notamment de l’acide fluorhydrique, du sulfure d’hydrogène, de l’ammoniac, du dioxyde de carbone, du monoxyde de carbone, du dioxyde de soufre et du trioxyde de soufre. Les principaux polluants sont les COV émis lors du remplissage et par suite de la respiration des réservoirs à toit conique, les émissions diffuses d’hydrocarbures provenant des joints des réservoirs de stockage à toit flottant, les émissions diffuses provenant des brides ou des vannes et des joints de machines, les COV provenant des réservoirs de mélange, des vannes, des pompes et émis lors des opérations de mélange et les COV émis par les réseaux d’évacuation des eaux usées huileuses et les unités de traitement des eaux usées. Les réservoirs de stockage du bitume peuvent émettre de l’azote contenant éventuellement des hydrocarbures et des composés soufrés sous forme d’aérosols. Les autres sources potentielles d’émissions fugitives sont les évents des unités de récupération de vapeur et les gaz émis par l’oxydation alcaline. Les mesures recommandées pour prévenir et maîtriser les émissions fugitives consistent, notamment, à :  Examiner les processus et l’instrumentation pour identifier les flux et les équipements susceptibles de générer des émissions de COV (canalisations, vannes, joints, réservoirs et autres composants). Assurer en priorité leur surveillance à l’aide d’appareils de détection de vapeurs, puis assurer leur maintenance et le remplacement des pièces si nécessaire ;

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 Choisir les soupapes, brides, accessoires, garnitures et joints d'étanchéité appropriés en fonction de leur capacité à réduire les fuites de gaz et les émissions fugitives ;  Confiner ou renvoyer les vapeurs d’hydrocarbures dans le système, si la pression le permet ;  Envisager, dans certaines unités (production de bitume) l’utilisation d’épurateurs pour les gaz évacués afin d’éliminer les huiles ou autres produits d’oxydation présents dans les vapeurs de tête ;  Incinérer les gaz à haute température (environ 800 °C) pour assurer une destruction complète des composants présents à l’état de trace (H2S, aldéhydes, acides organiques et composés phénoliques) et réduire au minimum les émissions et les nuisances olfactives ;  Récupérer et neutraliser les émissions des usines d’alkylation à l’acide fluorhydrique (HF) en éliminant l’HF à l’aide d’un épurateur, avant d’envoyer les gaz à la torche ;  Équiper d’unités de récupération de vapeur les stations de chargement (ou déchargement) du naphta, de l’essence et du méthanol (ou du éthanol). Des directives supplémentaires pour la prévention et la maîtrise des émissions fugitives des réservoirs de stockage sont fournies dans les Directives HSE pour les terminaux pétroliers de pétrole brut et de produits pétroliers.

I.1.4. Gaz à effet de serre (GES) Le raffinage du pétrole émet de grandes quantités de dioxyde de carbone (CO2), en particulier lors de la combustion (production d’énergie électrique), du torchage et de la production d’hydrogène. Le dioxyde de carbone et les autres gaz (oxydes d’azote et monoxyde de carbone) peuvent être dégagés dans l’atmosphère lors de la régénération sur site des catalyseurs à base de métaux nobles. Les exploitants doivent s’efforcer d’améliorer les rendements énergétiques et concevoir les installations de manière à limiter la consommation d’énergie (en saisissant les possibilités d’accroître l’efficacité des services de réseau, le rendement des réchauffeurs à combustibles, des échangeurs de chaleur, des moteurs et des machines motorisées et d’optimiser les processus). L’objectif doit être de réduire les émissions atmosphériques et d’étudier les solutions techniquement fiables et les plus rentables pour réduire les émissions.

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I.2. Eaux usées industrielles Les effluents les plus importants provenant du raffinage du pétrole sont les eaux acides et les eaux non huileuses (ou non acides) mais hautement alcalines. Les eaux acides sont produites lors du dessalage, de la distillation atmosphérique, de la distillation sous vide, du prétraitement, de l’hydrodésulfuration des distillats légers et moyens, de l’hydrocraquage, du craquage catalytique, de la cokéfaction et de la viscoréduction (craquage thermique). Elles peuvent être contaminées par des hydrocarbures, du sulfure d’hydrogène, de l’ammoniac, des composés organiques soufrés, des acides organiques et du phénol. Les eaux industrielles sont traitées dans une colonne de désulfuration à la vapeur. Celle-ci doit éliminer les hydrocarbures, le sulfure d’hydrogène, l’ammoniac et les autres composés. Les eaux industrielles sont ensuite recyclées dans l’usine ou subissent un traitement final dans l’unité de traitement des eaux usées du site et sont rejetées. Les eaux non huileuses (ou non acides) mais hautement alcalines peuvent provoquer des problèmes au niveau des stations d'épuration des eaux usées. Les purges des chaudières et les usines de déminéralisation produisent des effluents qui, s'ils ne sont pas correctement neutralisés, peuvent extraire des phénols de la phase huileuse pour les entraîner dans la phase aqueuse et causer des émulsions dans la station d’épuration des eaux usées. Des effluents liquides peuvent également découler de rejets accidentels ou de fuites provenant des équipements, des procédés, des machines et des zones et réservoirs de stockage. Les mesures recommandées de gestion des eaux usées industrielles consistent notamment à :  Prévenir et maîtriser les rejets accidentels de liquides en procédant à des contrôles réguliers et en assurant la maintenance des systèmes de stockage et de convoyage, notamment au niveau des presse-étoupe des pompes et vannes et autres endroits où des fuites peuvent se produire ;  Prévoir une capacité régulatrice suffisante des fluides industriels pour maximiser leur recyclage dans la production et éviter leur rejet massif dans le système de drainage des eaux huileuses ;  Concevoir et construire, pour les eaux usées et les matières dangereuses, des bassins de confinement aux parois étanches afin de prévenir toute infiltration d’eau contaminée dans le sol et les eaux souterraines ;  Tenir les eaux industrielles à l’écart des eaux de ruissellement et séparer les bassins de confinement des eaux usées de ceux contenant des matières dangereuses ;

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 Appliquer de bonnes pratiques de tenue des lieux, notamment en poursuivant les activités de transfert des produits sur des surfaces pavées et en nettoyant immédiatement les petits déversements.

I.3. Déchets (catalyseurs usagés) Les catalyseurs sont utilisés dans plusieurs unités de raffinage de pétrole, notamment le prétraitement et le reformage catalytique. Les catalyseurs usés peuvent contenir du molybdène, du nickel, du cobalt, du platine, du palladium, du vanadium, du fer, du cuivre et de la silice et/ou de l’oxyde d’aluminium. Les méthodes de gestion recommandées pour les catalyseurs usés consistent généralement à :  Utiliser des catalyseurs ayant une longue durée de vie et régénérer ces catalyseurs pour augmenter leur cycle de vie ;  Employer des méthodes de gestion sur site appropriées (telles que l’immersion des catalyseurs pyrophoriques usés dans l’eau lors de leur stockage et transport temporaire jusqu’à leur lieu de traitement final afin d’éviter tout risque de réaction exothermique incontrôlée) ;  Retourner les catalyseurs usagés au fabricant pour régénération (ou récupération) ou envoyer ces catalyseurs à des sociétés extérieures en vue de leur manutention, de la récupération et du recyclage des métaux lourds ou précieux.

I.4. Bruit Les principales sources de bruit dans les installations de raffinage de pétrole sont les machines tournantes de grande taille telles que compresseurs, turbines, pompes, moteurs électriques, refroidisseurs d’air et réchauffeurs. Lors des dépressurisations en urgence, les niveaux élevés de bruit sont dus à l’envoi de gaz à haute pression dans les torches ou aux rejets de vapeur dans l’atmosphère. Les pratiques recommandées en matière de gestion du bruit sont présentées dans les Directives HSE générales.

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II. PREVENTIONS SECURITAIRES AU SEIN D’UNE INDUSTRIE DE RAFFINERIE

II.1. Techniques d’évaluation de dangers Il arrive que des travaux sortent de la routine ou, dans le cas d’un nouveau projet, les règles de sécurité peuvent s’avérer insuffisantes ou ne pas être disponibles. Une analyse de risques est alors réalisée en réunissant toutes les personnes impliquées et en tenant compte de tous les aspects (activité, danger, cause du danger, conséquences et gravité) qui seront pondérés, compte tenu de la probabilité d’occurrence du danger. Ceci permettra de déboucher sur des mesures à appliquer par la suite pour prévenir le risque, soit en l’éliminant soit en le réduisant à un niveau résiduel acceptable. Dans le cas d’un incident (qui s’est produit ou aurait pu se produire) il faudra en tirer des leçons. Une enquête est réalisée selon un « arbre des causes» qui permet de déterminer les causes principales de l’évènement. Là encore, l’organe de sécurité réunit tous les acteurs pour tenter de trouver une solution en vue d’éviter, dans le futur, ce genre d’incident.

II.1.1. Le principe du nœud papillon Le nœud papillon est une technique particulière permettant d’aborder la gestion de la sécurité. Au centre de ce diagramme, il y a l’incident (fuites de produits, feu, défaillance de structures, etc.). Sur la gauche du diagramme, sont indiqués les dangers qui guettent l’industrie (Corrosion des installations, trop forte pression dans les unités de production, nonrespect d’une consigne, etc.). La mission de l’industrie est d’éviter qu’un danger et les menaces, qui y sont associées, ne provoquent un incident. Pour cela, il faudra mettre en place des mesures de prévention, appelées «barrières de prévention». Celles-ci peuvent prendre la forme de campagnes et de mesures d’inspection des installations, de différents processus de formation du personnel, etc. Lorsque ces barrières de prévention sont efficaces, les incidents sont évités. Dans l’hypothèse éventuelle qu’un incident survienne, des mesures appelées barrières de protection sont mises en place afin de minimiser les conséquences d’un incident. Il s’agit par exemple de repérer l’incident au plus vite au moyen de détecteurs et d’alarmes, d’arrêter en sécurité les unités de production et de limiter les effets que pourrait avoir une fuite de produit.

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Figure 2 : La technique du nœud papillon

II.1.2. La sécurité des procédés C’est la prévention des dégagements involontaires de produits chimiques ou d'autres matériaux potentiellement dangereux pendant les processus de raffinage qui pourraient avoir un effet sérieux sur les personnes, les installations et l’environnement. La sécurité des procédés doit intervenir à chacune des étapes de la vie d’un équipement ou d’une unité de production. Lors de la conception avec le choix du processus et de la technologie utilisée, lors de la construction des installations avec le choix du matériel et le respect des règles d’assemblage, finalement, lors de la production et de la maintenance avec la définition des modes opératoires corrects. La raffinerie s’assure également le concours de spécialistes d’autres sociétés et peut compter sur leur grande expérience lors de la phase de réflexion pour déterminer et analyser les risques ainsi que lors de la construction des installations. Au niveau technologique, différents échelons de contrôle permanent doivent être introduits. D’abord, les régulateurs de base permettant de garder les unités de production dans les conditions opératoires souhaitées (pressions, températures…). Le cas échéant, des alarmes avertissent les opérateurs en salle de contrôle lorsqu’un paramètre est en dehors de sa plage de fonctionnement normal. De manière indépendante, un système de sécurité intervient automatiquement si cela s’avère nécessaire pour éviter qu’un paramètre dépasse le seuil autorisé.

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Le responsable de la sécurité des procédés va, quant à lui, repérer les situations où pourraient se produire des phénomènes dangereux et s’assurer de l’efficacité des protections mises en place. Si nécessaire, il fait des recommandations pour corriger une situation.

II.2. Sécurité au travail La raffinerie a toujours attaché une importance toute particulière à la sécurité. Les questions d'hygiène et de sécurité au travail propres à chaque installation doivent être identifiées sur base d'une analyse de la sécurité au travail ou d'une évaluation globale des risques. Elle doit pour cela utiliser une méthode établie telle qu'une étude d'identification des risques (HAZID), une étude sur les risques et l'exploitabilité (HAZOP) ou une évaluation quantitative des risques (QRA). De manière générale, la planification des mesures de gestion de la santé et de la sécurité doit suivre une démarche systématique et structurée visant à prévenir et à maîtriser les risques physiques, chimiques, biologiques et radiologiques pour la santé et la sécurité. Les risques les plus significatifs en matière d’hygiène et de sécurité au travail sont associés à l’exploitation d’une installation de raffinage de pétrole et rentrent dans les catégories suivantes :  Sécurité des opérations  Atmosphères pauvres en oxygène  Risques chimiques  Incendies et explosions

II.2.1. Sécurité des opérations Des programmes garants de la sécurité des opérations doivent être suivis en raison des caractéristiques propres à cette branche d'activité. Pour gérer la sécurité des opérations, il importe de prendre des mesures pour :  Évaluer les dangers physiques que les matériaux utilisés et les réactions chimiques peuvent présenter ;  Réaliser des analyses des risques liés aux pratiques de chimie industrielle et d'ingénierie utilisées, y compris en matière de thermodynamique et de cinétique ;  Examiner les procédures d'entretien préventif et l'intégrité mécanique des installations et des équipements industriels ;  Former les travailleurs ;  Formuler des consignes d'exploitation et des procédures d'intervention d'urgence.

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II.2.2. Atmosphères pauvres en oxygène Les rejets et l’accumulation d’azote gazeux dans les zones de travail peuvent déplacer l’oxygène et créer une atmosphère asphyxiante. Les mesures de prévention et de maîtrise des dégagements de gaz asphyxiants recommandées consistent notamment à :  Concevoir et installer les systèmes d’extraction d’azote conformément aux normes industrielles applicables ;  Installer un système d’arrêt d’urgence automatique qui détecte et rapporte tout dégagement incontrôlé d’azote (notamment la présence d’une atmosphère pauvre en oxygène dans les zones de travail). Ce système d’arrêt d’urgence devra également déclencher un système de ventilation forcée et limiter la durée des dégagements.  Mettre en œuvre des procédures d’accès dans les espaces confinés comme stipulé dans les Directives HSE générales en prenant en compte les dangers spécifiques aux installations considérées.

II.2.3. Risques chimiques Les expositions aux produits chimiques sont dues aux dégagements d’acide fluorhydrique, de monoxyde de carbone, de méthanol et de sulfure d’hydrogène. La régénération des amines et la récupération du soufre peuvent entraîner des fuites de sulfure d’hydrogène. Le craquage catalytique de résidus, le craquage catalytique fluide et la fabrication du gaz de synthèse dans les usines de production d’hydrogène peuvent produire des fuites de monoxyde de carbone. Le mélange CO-air est explosif. Il peut alors se produire une réinflammation spontanée et explosive. Le sulfure d’hydrogène pose un risque immédiat d’incendie lorsqu'il entre en contact avec l’air. Lors du fonctionnement normal des unités, les opérateurs risquent d’être exposés à l’inhalation de produits dangereux (sulfure d’hydrogène, monoxyde de carbone, hydrocarbures aromatiques polycycliques). Les risques de contact dermique concernent les éléments allergènes (chrome, nickel, plomb et béryllium). Les risques chimiques doivent être gérés sur base des résultats d’une analyse de la sécurité des tâches et d’une enquête sur l’hygiène industrielle et conformément aux directives en matière d’hygiène et de sécurité au travail figurant dans les Directives HSE générales. Les mesures de protection comprennent la formation du personnel, l’application d’un système de permis de travail, l’utilisation d’équipements de protection individuelle (EPI) et des systèmes de détection des gaz toxiques équipés d’alarmes.

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II.2.3.1. Acide fluorhydrique (HF) Les opérateurs risquent d’être exposés à l’acide fluorhydrique dans les unités d’alkylation. Les mesures de sécurité au travail consistent notamment à :  Réduire le caractère volatil de l’acide fluorhydrique par ajout d’additifs faisant baisser la pression de vapeur ;  Minimiser les rétentions d’acide fluorhydrique ;  Concevoir l’usine de manière à limiter les zones exposées aux risques dus à l’acide fluorhydrique et prévoir des issues de secours pour les opérateurs ;  Identifier clairement les zones exposées à ce risque et signaler les endroits où le port d’équipement de protection individuelle est obligatoire ;  Mettre en œuvre une procédure de décontamination pour les opérateurs, dans un lieu réservé à cet effet ;  Respecter une distance tampon de sécurité entre l’unité d’alkylation à l’acide fluorhydrique, les autres procédés et les limites de la raffinerie ;  Utiliser des épurateurs pour neutraliser et éliminer l’acide fluorhydrique avant d’envoyer les gaz à la torche ;  Utiliser un bassin de neutralisation de l’acide fluorhydrique avant de rejeter les effluents dans les réseaux d’évacuation des eaux usées huileuses ;  Prévoir un réservoir dédié à cet effet pour collecter les alkylats et mesurer régulièrement le pH avant de le mélanger avec l’essence ;  Traiter le butane et le propane à l’aide d’oxyde d’aluminium activé pour éliminer les fluorures organiques, puis éliminer tout acide fluorhydrique restant à l’aide d’une solution alcaline ;  Transporter l’acide fluorhydrique vers l’usine ou hors de l’usine selon les recommandations relatives au transport des matières dangereuse mentionnées dans les Directives HSE générales.

II.2.3.2. Incendies et explosions Les risques d’incendies et d’explosions sont dus au dégagement accidentel de gaz de synthèse (composé de monoxyde de carbone et d’hydrogène), d’oxygène, de méthanol et de gaz de raffineries. Le gaz de raffineries peut déclencher des « feux propulsés » s’il s’enflamme à l’endroit où il est dégagé ou entraîner l’explosion d’un nuage de gaz, des boules de feu ou des incendies instantanés, en fonction de la quantité de matières inflammables présentes et du degré de confinement du nuage.  INP-HB / ESI / DFR-GCAA / IGCP 1  

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Le méthane, l’hydrogène, le monoxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène peuvent s’enflammer spontanément si leurs températures dépassent les points d’auto-inflammation (580°C, 500°C, 609°C et 260°C). Les déversements de liquides inflammables lors du raffinage du pétrole peuvent déclencher des feux en nappe. Les risques d’explosions peuvent également être associés à l’accumulation de vapeurs dans les réservoirs de stockage (acide sulfurique et bitume). Les mesures recommandées pour prévenir et maîtriser les incendies et les explosions dus aux opérations de transformation consistent notamment à :  Concevoir, construire et exploiter les raffineries de pétrole conformément aux normes internationales de prévention et de maîtrise des risques d’incendies et d’explosions. Les distances de sécurité peuvent être déterminées à partir d’analyses de la sûreté des installations et être conformes aux normes de sécurité incendie internationalement reconnues ;  Installer en plus des détecteurs de fumée et de chaleur des systèmes anti-incendie, des moyens de détection précoce des dégagements (par exemple la surveillance de la pression dans les circuits de transport des gaz et des liquides);  Évaluer le potentiel d’accumulation de vapeur dans les réservoirs de stockage et mettre en œuvre des techniques de prévention et de contrôle (placer par exemple les stocks d’acide sulfurique et de bitume sous atmosphère d’azote).  Supprimer les sources potentielles d’inflammation. L’on pourra par exemple concevoir le tracé des canalisations de manière à éviter tout déversement sur des canalisations ou des équipements à haute température ;  Installer des protections passives contre les incendies dans les zones indiquées par les modèles, capables de résister aux températures prévues pendant un temps suffisant pour permettre à l’exploitant de mettre en œuvre la stratégie pertinente de lutte contre l’incendie ;  Limiter les zones pouvant être accidentellement touchées par les déversements.

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III. SANTE ET SECURITE DE LA POPULATION Les risques les plus graves pour la santé et la sécurité des populations locales sont ceux liés à l’exploitation des installations de raffinage de pétrole. En effet, des accidents graves peuvent se produire par suite d’incendies et d’explosions sur le site. Des rejets accidentels de matières premières ou de produits finis peuvent également se produire durant leur transport à l’extérieur des installations.

III.1. Risques majeurs Les risques les plus graves pour la sécurité se posent au niveau de la manutention et du stockage de substances liquides et gazeuses. Ces accidents peuvent causer une forte exposition des employés et des populations locales selon la quantité et le type de substances chimiques volatiles et inflammables accidentellement libérées. Les risques majeurs doivent être évités par la mise en œuvre de programmes de gestion de la sécurité comprenant au minimum les éléments indiqués dans les chapitres correspondants des Directives HSE générales :  Analyses spécifiques des risques à l’échelle de l’intégralité des installations sur les conséquences détaillées des évènements dont la probabilité d’occurrence est supérieure à 10-6/an (HAZOP, HAZID ou QRA) ;  Formation du personnel portant sur les risques opérationnels ;  Procédures de gestion des changements dans le fonctionnement, analyse des dangers industriels, intégrité mécanique, examen préalable à la mise en route, permis de travail à chaud et autres aspects essentiels de la sécurité industrielle mentionnés dans les Directives HSE générales;  Système de gestion du transport comme indiqué dans les Directives HSE générales si le projet envisage le transport de matières premières ou de produits finis ;  Procédures de manutention et stockage des matières dangereuses ;  Planification des mesures d’urgence, qui doivent au minimum inclure un plan de gestion d’urgence élaboré avec les autorités locales et les communautés concernées.

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CONCLUSION Les raffineries de pétrole sont des usines complexes. Leur conception dépend des produits finis qu’elles doivent produire et des propriétés du pétrole brut. Les raffineries peuvent être partiellement ou entièrement intégrées, en fonction des unités qui la composent. Cependant, lors du raffinage du pétrole celles-ci doivent tenir compte des conséquences néfastes qui peuvent en découler. Elles doivent donc mettre en place un dispositif tant environnemental qu’hygiénique et sécuritaire en vue de préserver la population et son environnement. Ainsi doit-elle se référer non seulement aux Directives EHS énumérées cidessus mais aussi aux Directives générales.

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REFERENCES BIBIOGRAPHIQUES  Leçon sommaires sur l’industrie de raffinage du pétrole, X. NORMAD, Société des éditions techniques, 1979  Microsoft ® Encarta ® 2009. © 1993-2008 Microsoft Corporation.  RAFF’Image, Magazine d’information édité par la raffinerie de Cressier, N°8 Dec 2009

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