Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du ...biblio.univ-antananarivo.mg/pdfs/ramanandraibeHonjaM_ESPA_ING_13.pdf · dans le monde. Le volume d’eau présent sur notre

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

D’ANTANANARIVO

DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE

MMMMémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme émoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme émoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme émoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme

d’ingénieur d’ingénieur d’ingénieur d’ingénieur en en en en Technologie PétrolièreTechnologie PétrolièreTechnologie PétrolièreTechnologie Pétrolière

Présenté par : RAMANANDRAIBE Honja Miharisoa

Soutenu le: 15 Octobre 2013

TECHNIQUES DE PREVENTION ET DE LUTTE CONTRE LA POLLUTION DES NAPPES

SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

D’ANTANANARIVO

DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’ingénieur en Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’ingénieur en Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’ingénieur en Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’ingénieur en

Technologie Technologie Technologie Technologie PétrolPétrolPétrolPétrolièrièrièrièreeee

Membres du jury :

Président : Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine

Professeur

Directeur de l’ESPA

Rapporteur :

Encadreur professionnel :

Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin

Maître de conférences à l’ESPA

Monsieur ANDRIAMBELONORO Joël

Responsable HSSE de la société Galana Raffinerie Terminal

Examinateurs : Monsieur RANDRIANJA Roger

Professeur Titulaire

Vice Président de l’Université d’Antananarivo

Monsieur RAJEMIARIMIRAHO Manitriniaina

Maître de conférences

Chef du Département Ingénierie Pétrolière ESPA

TECHNIQUES DE PREVENTION ET DE LUTTE CONTRE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE i

REMERCIEMENTS

Je tiens en premier lieu, à remercier le Seigneur tout puissant pour sa gratitude et ses bénédictions durant mes parcours universitaires et l’élaboration de ce mémoire.

J’adresse mes sincères remerciements à:

- Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo qui m’a autorisée à soutenir mon mémoire de fin d’études et, a fait l’honneur de présider cette soutenance;

- Monsieur RAJEMIARIMIRAHO Manitriniaina, Chef du Département Ingénierie Pétrolière, d’avoir accepté de participer en tant que membre du jury de ce mémoire.

Mes vifs remerciements s’adressent également aux personnes suivantes, sans qui ce travail n’aurait sans doute jamais abouti:

- Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin, Maître de conférences à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo;

- Monsieur ANDRIAMBELONORO Joël, Responsable HSSE de la société Galana Raffinerie Terminal S.A;

Merci pour vos précieux conseils, l’attention, la confiance et le temps que vous m’avez consacrés malgré vos nombreuses et lourdes responsabilités.

Ma profonde reconnaissance va aussi à Monsieur RANDRIANJA Roger, Vice président de l’Université d’Antananarivo, qui a bien voulu accepter d’être parmi les membres du Jury et qui a pris de son temps pour examiner ce mémoire.

Je souhaite exprimer ma gratitude à Monsieur Mamy BOARLAZA, Directeur général de Galana Raffinerie Terminal Toamasina de m’avoir accueillie pour le stage de mémoire de fin d’études au sein du département HSSE.

Je ne saurais oublier tous les enseignants de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo qui m’ont instruite et partagé leurs connaissances tout au long de mes trois années d’études au sein de la filière Ingénierie Pétrolière.

Toutes mes pensées affectueuses vont à mes parents, mon frère, mes sœurs et à tous mes amis.

J’adresse ainsi ma précieuse reconnaissance à tout le personnel de la société Galana Raffinerie Terminal, de l’URGPGE, du LNTPB et, à tous ceux qui ont apporté leur soutien, ouvert leur porte et offert leur amitié.

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE ii

SOMMAIRE

REMERCIEMENTS

ABREVIATIONS

LISTE DES FIGURES

LISTE DES PHOTOS

LISTE DES TABLEAUX

LISTE DES ANNEXES

INTRODUCTION

PARTIE I : GENERALITES

CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES

CHAPITRE II : MILIEU SOUTERRAIN

PARTIE II : SOURCES ET IMPACTS DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES

PAR LES HYDROCARBURES

CHAPITRE I: CARACTERISTIQUES DES POLLUANTS

CHAPITRE II : SOURCES DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES

CHAPITRE III : IMPACTS DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES

PARTIE III : ETUDE DE CAS DE GALANA RAFFINERIE TERMINAL TOAMASINA

CHAPITRE I : PRESENTATION GENERALE DE LA SOCIETE GALANA

CHAPITRE II : GESTION DU SITE

CHAPITRE III : ETUDES EXPERIMENTALES

PARTIE IV : REGLEMENTATIONS, TECHNIQUES DE LUTTE ET PREVENTION, ET

RECOMMANDATIONS SUR LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES

CHAPITRE I : REGLEMENTATIONS CONCERNANT LA PROTECTION DES NAPPES

SOUTERRAINES

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE iii

CHAPITRE II : TECHNIQUES DE PREVENTION DE LA POLLUTION DES NAPPES


CHAPITRE III: TECHNIQUES DE DECONTAMINATION DES NAPPES SOUTERRAINES

POLLUEES PAR LES HYDROCARBURES

CHAPITRE IV : RECOMMANDATIONS

CONCLUSION GENERALE

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE iv

ABREVIATIONS SIGLES

ANDEA Autorité Nationale de l'Eau et de l'Assainissement

API American Petroleum Institute

BTEX Benzène Toluène Ethylbenzène Xylène

CDD Contrat à Durée Déterminée

CDI Contrat à Durée Indéterminée

CNRE Centre National de Recherche sur l’Environnement

CTB Centre de Traitement de Boues

DBO Demande Biochimique en Oxygène

DCO Demande Chimique en Oxygène

DDT Dichlorodiphényltrichloroéthane

DNAPL Dense non aqueous phase liquid

DWT Deadweight Tester

ETR Evapo-Transpiration Réélle

EASU Equipe d’Attaque de la Situation d’Urgence

GDP Galana Distribution Pétrolière

GRT Galana Raffinerie Terminal

HAP Hydrocarbures Aromatiques Polycycliques

HC Hydrocarbures

HCT Hydrocarbures Totaux

HMB Haute Moyenne Basse

HSSE Hygiène Sureté Sécurité Environnement

JIRAMA Jiro sy Rano Malagasy

LNAPL Light non aqueous phase liquid

LNTPB Laboratoire National des Travaux Publics et du Bâtiment

MTBE Méthyl tertio - butyl ester

MS Matière Sèche

NPK Azote Phosphore Potassium

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE v

ONE Office National pour l’Environnement

P Précipitation totale

PEF Précipitation efficace

PCE Perchloréthylène

PCB Polychloro – biphényles

PE Point d’Eclair

PI Point Initial de distillation

POI Plan d’Opération Interne

PTE Plomb tétraéthyle

PTP Plateforme Pétrolière

SGDT

Société Générale de Dépôt de Tamatave

SMR Société Malgache de Raffinage

SOLIMA Solitany Malagasy

TAME Tertio-amyl méthyl ester

TCA Trichloro -éthane

TCE Trichloréthylène

URGPGE Unité de Recherche en Génie des Procédés et Génie de l’Environnement

VMA Valeur Maximale Autorisée

SYMBOLES

A Section de la nappe

A i Surface de la zone d’infiltration

Cg Concentration en phase gazeuse du constituant

Cl Concentration en phase liquide du constituant

°C Degré Celsius

D Profondeur maximale de pénétration du produit dans le milieu non saturé

De Dispersion effective d’un produit

[Do*τ] Diffusion moléculaire

[v*α] Dispersion mécanique

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE vi

F Epaisseur maximale de la galette au toit de la nappe

FD Flux dispersif

h Epaisseur de la zone non saturée

H Constante de Henry

i Gradient hydraulique

K Perméabilité ou conductivité hydraulique

Ko Perméabilité au produit

Koc Coefficient d’adsorption au carbone organique du sol

Kow Polarité ou hydrophobicité

Kw Perméabilité à l’eau

K r Facteur de rétention lié à la viscosité du produit

pKa Constante d’ionisation acide-base

Q Débit d’une nappe souterraine

R Capacité de rétention du sol

Si Coefficient d’emmagasinement

V Vitesse de filtration ou vitesse de Darcy

Vc Volume du produit retenu dans le milieu non saturé

Vg Volume d’eau gravitaire

V i Volume des hydrocarbures infiltrés

Vo Volume des vides

Vt Volume total

W Volume d’eau libérée d’un aquifère

τ Tortuosité

µ Coefficient de viscosité cinématique

�� Masse volumique d’un fluide

� o Viscosité cinématique du produit

� W Viscosité cinématique de l’eau

�� Porosité

��e Porosité efficace

∆H Différence de charge hydraulique

∆[soluté] Variation de concentration d’un soluté

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE vii

L ISTE DES FIGURES

Figure 1: Structure de la chaine carbonée ....................................................................................... 4

Figure 2: Procédé de raffinage ...................................................................................................... 11

Figure 3 : A : Type de réservoirs de pétrole ................................................................................. 13

Figure 4: Consommation d’énergie dans le monde ...................................................................... 15

Figure 5: Cycle hydrologique ....................................................................................................... 24

Figure 6: Système aquifère ........................................................................................................... 27

Figure 7: Coupe géologique montrant une nappe libre ................................................................. 28

Figure 8: Coupe géologique montrant une nappe captive ............................................................ 29

Figure 9: Zonalité de l'eau dans un aquifère à nappe libre (adapté de G. CASTANY) ................ 32

Figure 10: Principaux types de porosité........................................................................................ 34

Figure 11: Répartition de la pression et perte de charge (∆h) sur un écoulement dans une

colonne de sable (d’après Todd 1959) .......................................................................................... 36

Figure 12: Comportement d’un hydrocarbure moins dense que l’eau dans le milieu souterrain . 61

Figure 13: Comportement des solvants halogénés dans le milieu souterrain ............................... 63

Figure 14 : Structure de la société Galana Raffinerie Terminal .................................................. 80

Figure 15: Protection cathodique par courant imposé .................................................................. 85

Figure 16: Traitement par bioventilation ...................................................................................... 90

Figure 17: Principe de pompage – traitement ............................................................................. 118

Figure 18: Schéma de principe de pompage - écrémage ............................................................ 120

Figure 19: Schéma de principe de la bio-lixiviation ................................................................... 123

Figure 20: Principe du sparging .................................................................................................. 126

Figure 21: Procédé UVB ............................................................................................................. 128

Figure 22: Schéma de principe de l’extraction double ............................................................... 130

Figure 23: Principe de stripping .................................................................................................. 135

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE viii

L ISTE DES PHOTOS

Photo 1: Réservoirs de stockage de gaz ........................................................................................ 14

Photo 2: Accidents liés au stockage et au transport d’hydrocarbures ........................................... 70

Photo 3: Carte de localisation de la société Galana Raffinerie Terminal .................................... 76

Photo 4: Zonalité du site de stockage d’hydrocarbures ................................................................ 82

Photo 5: Méthode par fibre optique .............................................................................................. 85

Photo 6 : Plateforme pétrolière de la société Galana .................................................................... 87

Photo 7: Centre de Traitement de boues de la société Galana Raffinerie Terminal .................... 92

Photo 8: Etat des lieux .................................................................................................................. 97

Photo 9: Puits et flacons de prélèvements d’eaux ......................................................................... 99

Photo 10: Equipements de prélèvements des sols ....................................................................... 100

Photo 11: Travaux d’excavation ................................................................................................. 105

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE ix

L ISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Les différents produits pétroliers obtenus après distillation selon leur température

d’ébullition ...................................................................................................................................... 9

Tableau 2: Utilisation des produits pétroliers ............................................................................... 16

Tableau 3: Teneur de la composition chimique du pétrole ........................................................... 16

Tableau 4: Propriétés physiques de quelques produits pétroliers ................................................. 20

Tableau 5: Valeurs de la perméabilité .......................................................................................... 30

Tableau 6: Quantité d’eau contenue dans un aquifère .................................................................. 31

Tableau 7: Porosité efficace des Principaux réservoirs ................................................................ 34

Tableau 8: Principales caractéristiques des polluants ................................................................... 50

Tableau 9: Valeurs du facteur de rétention ................................................................................... 53

Tableau 10: Valeurs de la capacité de rétention ........................................................................... 54

Tableau 11:Valeurs de l’épaisseur maximale de la galette en fonction de la capacité de rétention

....................................................................................................................................................... 59

Tableau 12: Proportion des produits purs et fraction dissoute des fuels et essences .................... 60

Tableau 13 : Récapitulation des cuvettes de rétention .................................................................. 83

Tableau 14: Caractéristiques des oléoducs ................................................................................... 85

Tableau 15: Produits manipulés à la Galana Raffinerie Terminal Tamatave ............................... 86

Tableau 16: Rôles et responsabilités de la cellule de crise ........................................................... 95

Tableau 17: Résultats d'analyse d'eau de rejet API et eau des Pangalanes ................................. 101

Tableau 18: Résultats d'analyse d'eau des puits le long des pipelines ........................................ 102

Tableau 19: Résultats d'analyse d'eau des puits à l’intérieur du dépôt d’hydrocarbures de Galana

Raffinerie Terminal ..................................................................................................................... 103

Tableau 20: Résultat d'analyse en taux d’HCT du sol ................................................................ 103

Tableau 21: Résultats d'analyse granulométrique, porosité et perméabilité des sols ................. 104

Tableau 22: Relation entre les conditions hydrogéologiques des aquifères et les procédés de

décontamination .......................................................................................................................... 138

Tableau 23: Récapitulation des techniques adaptées à la décontamination des nappes

souterraines selon les types des polluants ................................................................................... 139

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE x

L ISTE DES ANNEXES

ANNEXE 1: GLOSSAIRE ET DEFINITIONS ......................................................................... II

ANNEXE 2: CARACTERISTIQUES DES COUPES PETROLIERES COURANTES .... VII

ANNEXE 3: COMPORTEMENTS DES POLLUANTS DANS LE MILIE U

SOUTERRAIN ............................................................................................................................ IX

ANNEXE 4: PLAN DES PUITS DE PRELEVEMENT A L’INTERIE UR DU SITE DE

STOCKAGE ET LE LONG DES PIPELINES DE GRT ...................................................... XII

ANNEXE 5: FICHE TECHNIQUE DU BIOREP 22 ........................................................... XVI

ANNEXE 6: CLASSIFICATION DES CONTAMINANTS ORGANIQUE S LES PLUS

COURANTS EN FONCTION DE LEURS PRINCIPALES PROPRIETE S PHYSIQUES

ET CHIMIQUES ................................................................................................................... XVIII

ANNEXE 7: NORMES ............................................................................................................ XXI

ANNEXE 8: MODES OPERATOIRES DES ANALYSES .............................................. XXIV

ANNEXE 9: PLAN DE MASSE DE GALANA RAFFINERIE TERMIN AL ............... XXVII

TECHNIQUES DE PREVENTION ET DE LUTTE CONTRE LA POLL UTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE 1

INTRODUCTION

Notre univers recèle de nombreux trésors. Chaque pays dans le monde a son potentiel en

ressources naturelles. Chacun possède ses propres stratégies pour les exploiter et les

transformer ensuite en richesse. L’eau, qui est omniprésente et essentielle à la vie sur terre que

ce soit pour les végétaux, les animaux ou autres activités humaines, est l’une de ces ressources.

Sans elle, la vie serait impossible.

L’eau recouvre la majorité de la surface de la Terre mais elle est inégalement répartie

dans le monde. Le volume d’eau présent sur notre planète est composé de 97.2% d’eau salée et

2.8% d’eau douce. Les 2.8% se répartissent ensuite entre les glaciers, les calottes polaires et, les

eaux superficielles et souterraines qui sont indispensables à nos besoins et ne représentent que

0.6 % du total des eaux présentes sur la Terre. Elles sont donc un capital limité, qui ne se

renouvelle pas, mais seulement mis en circulation par le cycle de l’eau.

La majeure partie des réserves d’eau douce qui couvrent les besoins humains se trouve

ainsi dans le sous-sol, et constitue les nappes souterraines.

A l’heure actuelle les ressources en eau superficielles comme les lacs, rivières et fleuves

sont menacées à cause de l’accroissement démographique et la diversification des usages

domestiques, industriels, agricoles,… Elles sont soumises à une consommation croissante et

deviennent insuffisantes.

L’exploitation des nappes souterraines généralement formées par les eaux dites vadoses,

est efficace pour y remédier. Les nappes souterraines semblent donc être une source très

importante d’approvisionnement en eau potable pour la plupart de la population.

Pour le cas de Madagascar, ce sont surtout les gens de la campagne et ceux vivant à la

périphérie de la ville ou le long des côtes qui consomment principalement les eaux de

puits« eaux souterraines ».

Cependant ces dernières sont atteintes de plus en plus par la pollution provenant des

engrais de synthèse, des pesticides utilisés par l’agriculture, des déchets toxiques répandus sur la

surface du sol, des substances minérales et des hydrocarbures qui sont des produits très

dangereux.



La pollution des nappes souterraines présente réellement des risques importants, des

effets néfastes et dangereux pour l’environnement, l’économie et surtout pour la santé des

utilisateurs. Pourtant, on a souvent tendance à ignorer ce fait.

Il existe des organismes spécialisés qui s’occupent de la prévention et lutte contre la

pollution due au déversement des hydrocarbures mais ils sont plutôt orientés vers la pollution

marine. Or, il y a bel et bien des risques de pollution des nappes souterraines par les

hydrocarbures pendant l’exploitation, le transport et le stockage d’hydrocarbures sur la terre

ferme et qu’on devrait prendre en considération.

Vue donc l’importance socio-économique des nappes souterraines ainsi que les impacts

dangereux que peuvent engendrer leur pollution notamment par les hydrocarbures, le

renforcement des techniques de prévention et de lutte s’avère primordial.

Ce présent mémoire intitulé « Techniques de prévention et de lutte contre la pollution des

nappes souterraines par les hydrocarbures » a pour objet de :

• Renforcer les techniques de prévention et de lutte contre la pollution des nappes

souterraines par les hydrocarbures, utilisées à Madagascar.

• Apporter des améliorations aux techniques de lutte de la société Galana et

proposer les équipements adéquats en cas d’incidents sur le site de stockage.

• Suggérer des méthodes favorables, adaptées afin de réduire les dangers et risques

liés à la pollution des nappes souterraines.

Ainsi, ce sujet comporte quatre grandes parties :

• La première partie comprend les généralités sur les hydrocarbures et le milieu souterrain ;

• La deuxième partie conduit sur les sources ainsi que les impacts de la pollution des

nappes souterraines par les hydrocarbures ;

• La troisième se rapporte à l’étude du cas de la société Galana ;

• Et la quatrième et dernière partie se concentre aux réglementations, aux techniques de

lutte et recommandations sur la pollution des nappes souterraines par les hydrocarbures.

Enfin, une conclusion générale résume les principaux résultats obtenus dans ce travail.







CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES

I.1 QUELQUES DEFINITIONS [1] [2]

I.1.1 Hydrocarbures Les hydrocarbures notés HC sont des composés organiques contenant essentiellement des

atomes de Carbone (C) et d’Hydrogène (H).Ils possèdent en conséquence une formule brute de

type : CnHm où n et m sont des entiers naturels. Ils sont classés en plusieurs familles chimiques.

Les composés, dont les atomes de carbone sont reliés uniquement par des liaisons simples et

portent des atomes d’hydrogène, sont dits hydrocarbures saturés. Dans le cas contraire, s’il y a

une double ou triple liaison, les hydrocarbures sont appelés insaturés. Ainsi, les hydrocarbures

dont la chaîne se replie sur elle-même, sont nommés cycliques.

La figure 1 ci-dessous montre la classification des hydrocarbures selon la forme de la chaine

carbonée.

Hydrocarbures saturés Hydrocarbures insaturés Hydrocarbures cycliques

Figure 1: Structure de la chaine carbonée

Les hydrocarbures sont des ressources non renouvelables. Ils peuvent être d’origine naturelle

ou synthétique. La principale source d’hydrocarbures naturels est constituée par des ressources

fossiles telles que les gaz naturel et le pétrole.

I.1.2 Pétrole Le pétrole est essentiellement un mélange variable et complexe d’hydrocarbures, auxquels

s’ajoutent en faible quantité de substances chimiques diverses telles que les composés oxygénés,

azotés ou sulfurés ainsi que les éléments métalliques comme le vanadium ou nickel. Le pétrole

est un liquide d’origine organique. C’est la principale source d’énergie utilisée dans le monde.

C C

C C



Le pétrole se diffère d’un endroit à un autre. La classification de pétrole est fonction de son

origine et de sa composition chimique.

On peut ainsi distinguer les différents types de pétrole selon leur densité, leur viscosité, leur

teneur en soufre et leur teneur en différentes classes d’hydrocarbures :

• les bruts à prédominance paraffiniques

• les bruts à prédominance naphténiques

• les bruts à prédominance aromatiques

I.1.3 Gaz naturels

Le gaz est un composé organique contenant principalement de méthane, donc un mélange

d’hydrocarbures saturés, et issu de la désagrégation d’anciens organismes vivants.

Il existe plusieurs formes de gaz naturels, se distinguant par leur origine, leur composition et le

type de réservoir dans lesquels ils se trouvent :

� gaz conventionnel non associé : qui est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son

processus de formation est similaire à celui du pétrole.

� gaz associé, présent en solution dans le pétrole. Il est séparé lors de l'extraction de ce

dernier.

� gaz biogénique, issu de la fermentation par des bactéries de sédiments organiques.

� gaz de charbon

� gaz de schiste

I.2 FORMATION, EXPLOITATION ET RAFFINAGE DES HYDROCARBU RES

I.2.1 Genèse des hydrocarbures [1] [3]

Les hydrocarbures résultent de la décomposition de la matière organique des sédiments

lacustres ou marins que l’on nomme Kérogène. Ils se forment par dégradation thermique de cette

matière pendant l’enfouissement des sédiments au cours des temps. La transformation se fait

donc sous l’effet de la température et la pression.



Les matières organiques sont essentiellement constituées par des micro-organismes, des espèces

planctoniques telles que les phytoplanctons et les zooplanctons.

La formation des hydrocarbures s’effectue au sein de roche dites roches- mères pouvant être

carbonatées, argileuses ou sableuses.

Comme les hydrocarbures sont relativement légers, et qu’ils sont soumis à une forte pression,

ils s’échappent de la roche mère et migrent vers la surface jusqu’à ce qu’ils se trouvent piégés

par une structure imperméable dite couverture.

Ils s’accumulent ensuite en quantité suffisante pour donner des gisements commerciaux dans la

roche appelée roche réservoir où ils se logent jusqu’à leur extraction. Les roches réservoirs sont

de roches perméables et poreuses.

Les hydrocarbures peuvent se présenter sous diverses formes soit solide, liquide ou gazeuse.

On peut ainsi classer deux types d’hydrocarbures selon leurs conditions d’accumulation dans le

sous-sol et les types de technologie à mettre en œuvre pour les extraire :

- les hydrocarbures conventionnels qui désignent les hydrocarbures naturellement

concentrés dans des roches poreuses et perméables, se trouvant dans des conditions

favorables et dont l’exploitation est relativement facile.

- les hydrocarbures non conventionnels, rassemblent tous les hydrocarbures qui ne

peuvent pas être extraits par des techniques de forage classiques et qui requièrent des

approches d’extraction innovante. Ils sont pour leur plupart des bruts dits dégradés, situés

à faible profondeur. Ils ont subi une altération liée à des infiltrations d’eau et de

bactéries ; un phénomène qui a détruit les molécules les plus légers et enrichi

artificiellement l’huile en asphaltènes et de résines. Les huiles lourdes, les tight oïls, les

schistes et sables bitumineux sont des exemples concrets de ce type d’hydrocarbures.

I.2.2 Exploitation [4]

Le pétrole dit « Or noir » est devenu un produit stratégique utilisé dans un grand nombre de

secteurs différents, ce qui en fait un produit vital et central dans l'économie mondiale. Il a

apporté un grand changement dans la vie quotidienne de l’homme. C’est l’une des ressources qui



a rendu puissant les géants tels que les Etats-Unis, la Russie, l’Arabie Saoudite, la Norvège et

beaucoup d’autres pays.

Vue la consommation excessive en hydrocarbures et l’augmentation des besoins en

énergie de l’humanité constatées depuis des années, la prospection de nouveaux gisements de

pétrole et de gaz et l’exploitation de ceux qui sont déjà trouvés et prouvés se sont vite

développées.

L'exploitation d’hydrocarbures est estimée comme l’un des piliers de l’économie industrielle

contemporaine.

Plusieurs études sont menées pour extraire les hydrocarbures du sous-sol. On peut les diviser

ainsi en deux phases :

- la phase d’exploration comprenant la prospection et le développement

- la phase d’exploitation proprement dite.

I.2.2.1 Phase d’exploration

La recherche d’un gisement d’hydrocarbures peut durer plusieurs années et sollicite

différentes études. Dans la phase d’exploration, c’est la reconnaissance générale qui entame les

études, ayant pour objet de dégager les zones d’intérêt pétrolier tout en sachant que les

hydrocarbures ne se trouvent que dans les bassins sédimentaires.

Cette première phase se concentre sur les études géologiques, géophysiques, et géochimiques et,

sur le forage d’exploration. Ces études permettent de connaître la structure du sous-sol.

Elles sont toutes effectuées dans le but de déterminer les zones susceptibles d’être des zones

d’accumulation d’hydrocarbures et les paramètres caractérisant le gisement d’hydrocarbures.

I.2.2.2 Phase d’exploitation

Dès que la réserve est vérifiée et prouvée comme étant économiquement rentable,

exploitable, on commence à exploiter et, à produire des hydrocarbures que ce soit pétrole ou

gaz. Il existe ainsi plusieurs méthodes d’extraction :

• extraction par pression naturelle

• extraction au moyen de pompes

• extraction par pression de gaz

• extraction par pression ou fracturation hydraulique



• extraction à l’aide de vapeur d’eau et de produits chimiques

Malgré tous les moyens déployés, on ne peut extraire plus de 50% du pétrole stocké dans la

roche. Une grande partie du pétrole reste emprisonnée dans les pores les plus fins de la roche.

Les hydrocarbures sont des sources d’énergie dites fossiles qui peuvent s’épuiser. Pour

répondre aux besoins en hydrocarbures au niveau mondial, la recherche de nouveaux gisements

ainsi que de nouvelles techniques pour faciliter leur exploitation s’avère indispensable et

nécessite d’être approfondie.

I.2.3 Raffinage des hydrocarbures [5] [6]

Le pétrole brut est un mélange hétérogène d’hydrocarbures, contenant une quantité variable

de soufre , de traces d’oxygène, d’azote et de métaux ainsi que des molécules dites résines et

asphaltènes. Il doit subir de nombreuses transformations pour être exploitable dans le cadre d'une

utilisation précise.

Afin d’obtenir une multitude de produits finis utilisés dans notre quotidien, le pétrole brut doit

être fractionné et raffiné. On distingue en général deux grands types de produits finis :

- les produits énergétiques, tels que l’essence, le diesel (gazole) ou le fioul ;

- les produits non-énergétiques, tels que les lubrifiants, le bitume et les naphtas utilisés en

pétrochimie.

Le raffinage du pétrole désigne l'ensemble des traitements et transformations permettant

d’obtenir, à partir du pétrole brut, un maximum de produits à haute valeur commerciale.

Ce procédé industriel est composé de trois grandes unités :

• unités de séparation ou de distillation

• unités de transformation

• unités d’épuration ou d’élimination

I.2.3.1 Unités de séparation

La première opération se passe au niveau de ces unités. Elle concerne principalement la

distillation, qui est un procédé consistant à séparer les différents composants du pétrole brut en

fonction de leur température d'ébullition, se divisant en deux étapes :



1) La distillation atmosphérique :

Le brut subit un premier traitement dans une colonne de distillation atmosphérique. Porté à

environ 380° C, il est séparé en cinq coupes réparties du haut vers le bas de la colonne comme

suit : l’essence totale non stabilisée (mélange d'essence et de gaz), le Kérosène, le Gazole léger,

le Gazole moyen et, le Résidu atmosphérique.

2) La distillation sous vide :

Ce résidu atmosphérique est repris dans une colonne de distillation sous vide pour l'obtention de

produits plus valorisants :

• en tête de colonne : le gazole sous vide

• en milieu de colonne : le distillat sous vide qui servira de charge au craqueur catalytique

• au fond de colonne : le résidu sous vide qui servira de base à la préparation des bitumes

et/ou de charge au viscoréducteur.

Le tableau ci-dessous nous donne les différents produits pétroliers obtenus après distillation en

fonction de leur température d’ébullition.

Tableau 1: Les différents produits pétroliers obtenus après distillation selon leur température

d’ébullition

Produits Longueur de chaîne carbonée Température d’ébullition [°C]

Gaz pétrolier 1 à 4 40 Essence 5 à 11 40 à 205 Kérosène 10 à 14 175 à 325

Diesel 10 à 22 250 à 350 Fioul 20 et plus 370 à 600

Source : Analyse historique des accidents dans les dépôts d’hydrocarbures [2]



I.2.3.2 Unités de transformations

On réalise dans ces unités la modification de la structure moléculaire de certains produits,

telle que :

- le reformage, visant à convertir le naphta ou à produire des essences de qualité supérieure.

- le craquage qui consiste à fractionner les longues molécules d'hydrocarbures en molécules

plus petites. Il peut être effectué par procédé thermique sous hautes pressions, ou catalytique

- l’alkylation et l’isomérisation

I.2.3.3 Unités d'épuration :

On exécute dans ces unités l'élimination des produits indésirables, notamment le soufre et de

ses composés. On y effectue des opérations comme l’hydrotraitement des essences ou

l’hydrodésulfuration et bien d’autres opérations.



Le schéma de raffinage est présenté par la figure ci-après.

Figure 2: Procédé de raffinage

Source : sante.travail.free.fr/smt6/communic/2008-2009/raffinage.pdf/Juin 2013



I.3 STOCKAGE DES HYDROCARBURES [7] [8]

Les techniques de stockage d’hydrocarbures consistent à immobiliser temporairement

certains volumes de pétrole ou de gaz dans des capacités de stockage appelées appareils à

pression ou réservoirs.

Le stockage des ressources énergétiques est non seulement nécessaire pour compenser les

fluctuations d’approvisionnement dues à toutes sortes d’aléas lors de la production, du transport

et du raffinage, ou les variations de la consommation, qui dépendent parfois des conditions

météorologiques ; il est aussi stratégique pour assurer un minimum d'autonomie énergétique du

pays consommateur.

Le stockage doit être assuré aux différentes étapes du cheminement du pétrole, depuis le puits de

production jusqu’aux lieux de consommation. Les dépôts pétroliers importants se trouvent

essentiellement sur les lieux de production du pétrole brut, aux extrémités des oléoducs, dans les

terminaux de chargement et de déchargement du pétrole, à proximité des raffineries. Ces

stockages concernent le pétrole, les gaz naturels, les charges, les coupes intermédiaires et les

produits finis avant expédition.

I.3.1 Stockage de pétrole

Les réservoirs utilisés pour stocker le pétrole, généralement de forme cylindrique, sont de

deux types :

� les réservoirs à toit fixe, utilisés pour conserver les bruts ou les produits raffinés. Ils se

subdivisent en 2 catégories :

- G1S regroupe les réservoirs à basse et sans pression, généralement à toit fixe conique,

pouvant ainsi comporté un écran flottant interne.

- G2S rassemble les réservoirs à moyenne pression, notamment à toit sphérique.

� les réservoirs à toit flottant, employés pour le stockage de produits pétroliers très volatils

comme les essences, les naphtas,... L’objectif principal du toit flottant est de limiter

l’espace de vapeurs entre la surface du produit et la partie inférieure du toit, de sorte que

l’atmosphère dans cet espace soit toujours riche en vapeurs, ce qui exclut la possibilité de

formation d’un mélange vapeurs-air dans la plage d’inflammabilité.

TECHNIQUES DE PREVENTION ETSOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE

Les figures 3 A et 3B montrent les principaux types de bac de stockage d’hydrocarbure

les éléments constitutifs d’un

A

Figure

Source: tpepetrole09.free.fr/TPE/transport_stockage.htm

I.3.2 Stockage de gaz

Il existe plusieurs types d'infrast

la conception d'équipements adaptés à

• état gazeux sous pression

• état liquide réfrigéré (jusqu'à

Mais aussi selon des spécificités comme le volume à stocker, les cycles de vidage et de

remplissage ainsi que les processus de traitement et de manutention envisagés.

Selon les cas, les solutions de stockage passent par l'emploi d'appareils à pression ou de

réservoirs de stockage. On distingue

� les capacités cylindriques horizontales

utilisées pour le stockage des gaz sous pression comme le butane ou le propane par

TECHNIQUES DE PREVENTION ET DE LUTTE CONTRE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE

montrent les principaux types de bac de stockage d’hydrocarbure

d’un réservoir.

Figure 3 : A : Type de réservoirs de pétrole

B : Structure d’un réservoir

tpepetrole09.free.fr/TPE/transport_stockage.htm/Juin 2013

Stockage de gaz

Il existe plusieurs types d'infrastructures pour le stockage du gaz. Celles

la conception d'équipements adaptés à l'état du gaz à conserver :

gazeux sous pression atmosphérique ou plus élevée ;

état liquide réfrigéré (jusqu'à -50 °C) ou cryogénique (jusqu'à -200


s processus de traitement et de manutention envisagés.


réservoirs de stockage. On distingue :

ités cylindriques horizontales appelées aussi « cigare » et les sphères qui sont


DE LUTTE CONTRE LA POLLUTION DES NAPPES

13

montrent les principaux types de bac de stockage d’hydrocarbures et

B

/Juin 2013

du gaz. Celles-ci se traduisent par

°C),


s processus de traitement et de manutention envisagés.


et les sphères qui sont




exemple. Les volumes stockés sont de l'ordre de 3000 m3 pour les cigares et de 500 m3 à

10 000 m3 pour les sphères ;

� les réservoirs cylindriques verticaux à simple ou double paroi avec enceinte extérieure

métallique ou béton qui sont utilisés pour le stockage du gaz à l'état liquide. Selon le cas,

ces réservoirs peuvent être enterrés, semi enterrés, posés ou ancrés au sol, voire montés

sur pilotis. Les volumes stockés sont de l'ordre de 50 000 m3 à 200 000 m3.

Les types de réservoirs de gaz sont présentés dans la photo 1.

Photo 1: Réservoirs de stockage de gaz

Source : www.google.fr/reservoirs+de stockage+d’hydrocarbures&bav/Juin 2013

Les hydrocarbures sont des produits dangereux, c’est pourquoi leur stockage nécessite

des suivis et contrôles rigoureux. Toutes les installations et les équipements utilisés doivent, être

dans les normes et, correspondre aux types d’hydrocarbures conservés.

Ainsi, des risques tels que les incendies, les explosions ou encore les diverses pollutions

peuvent se présenter pendant le stockage et la manipulation des hydrocarbures. Les

gestionnaires des centres de stockage doivent veiller donc au respect de certaines conditions de

sécurité pour y prévenir.

I.4 UTILISATION DES HYDROCARBURES

Depuis la révolution industrielle, les besoins en énergie de l’humanité ont progressé. La

consommation d'énergie primaire n'a cessé d'augmenter. Cette évolution est différente selon les

régions du monde. La plupart de l’énergie utilisée provient essentiellement des matières

premières extraites du sous-sol telles que le pétrole, charbon, ou gaz.



Parmi les sources d’énergie, c’est le pétrole qui tient la première place en terme de quantité

consommée dans le monde .Il occupe plus du 2/3, presque la totalité de la consommation

énergétique mondiale.

La figure 4 ci- dessous illustre la consommation d’énergie dans le monde.

Figure 4: Consommation d’énergie dans le monde

Source : www.google.fr/search?q=consommation+de pétrole+dans+le+monde&tbm/Juin 2013

La figure ci-dessus montre que le pétrole est la ressource la plus dominante. Il est à la

base de la société de consommation. Son coût très bon marché pour une denrée fossile jusqu'à

une date récente, l'a établi dans tous les rouages de l'économie comme un produit incontournable,

pratiquement irremplaçable. Il est non seulement utilisé comme source d'énergie, mais constitue

actuellement la base principale de l’industrie chimique organique, « la pétrochimie ».

Après être traité, le pétrole est distribué aux diverses stations de service ou bien stations

de pompage pour être commercialisé. Il est employé soit comme carburants pour tous les moyens

de transports tels que les véhicules, trains, avions, bateaux, soit pour le chauffage domestique,

soit pour faire tourner les machines à moteur, les centrales électriques, pour alimenter de gros

appareils comme les chaudières. On le retrouve aussi dans la fabrication des matières plastiques.

Les hydrocarbures sont donc utilisés dans différents secteurs, aussi bien industriels, que

domestiques, agricoles ou transports.

Le tableau suivant récapitule les principales utilisations des produits pétroliers obtenus

après raffinage.



Tableau 2: Utilisation des produits pétroliers

Fraction de distillation de pétrole

Composés organiques Utilisation

Gaz naturel C1- C2 Gaz combustible Gaz liquéfié C3 – C4 Pétrochimie

Gaz combustible Ether de pétrole C4 – C5 Solvants

Essences C5 – C11 Essence aviation Essence voitures

Naphta C6 –C10 Solvants – Fluides de nettoyage

Kérosène C10 – C14 Carburants aviation Gasoil C 10– C20 Diésel

Paraffines C21… Carburants marins Fuels lourds

Goudrons C20… Routes (Asphalte, bitumes ) Source : http://www.global-warming.forumsactifs.com/t41-les-produits-de-petrole.php

I.5 CARATERISTIQUES PHYSICO-CHIMIQUES DES HYDROCARBURES

I.5.1 Caractéristiques chimiques [9] [10]

Les hydrocarbures représentent la majeure partie du pétrole, cela signifie que ce dernier est

composé généralement d’atomes d’hydrogène et de carbone. Il contient ainsi des impuretés

telles que le dioxyde de carbone (CO2), le sulfure d’hydrogène(H2S), l’azote(N2), le soufre (S) et

l’oxygène (O2). La composition chimique du pétrole varie suivant leur provenance.

La teneur en pourcentage de la composition chimique du pétrole est résumée dans le tableau

suivant.

Tableau 3: Teneur de la composition chimique du pétrole

Composition chimique Teneur en pourcentage (%) Carbone 84 à 87

Hydrogène 11 à 14 Soufre 0 à 3 Azote 0 à 10

Oxygène 0 à 2 Source: Overview of Petroleum Industry [9]



I.5.1.1 Composés hydrocarbonés

Les atomes de carbone et d’hydrogènes sont les principaux éléments constitutifs des

hydrocarbures.

Les hydrocarbures ont pour formule brute générale CnHm .On distingue deux types :

- les hydrocarbures saturés dont la chaîne carbonée comporte uniquement de liaisons

simples. Ils regroupent les alcanes (CnH 2n+2),et les cycloalcanes (CnH2n)

- les hydrocarbures insaturés dont la chaîne carbonée présente au moins une liaison

double ou triple. Les alcènes, les alcynes, les cycloalcènes, les cycloalcynes et les

composés aromatiques en font partie.

I.5.1.2 Composés non hydrocarbonés

1) Composés azotés

L’azote est un composé indésirable dans le pétrole et le gaz naturel. La quantité d’azote

est minimum dans le pétrole et les gaz dissouts.

2) Composés sulfurés

Les hydrocarbures renferment aussi des composés sulfurés tels que le sulfure

d’hydrogène ou le soufre libre. Ces composés présentent une importance assez grande car ils

interviennent de façon sensible sur la valeur commerciale des hydrocarbures.

3) Composés oxygénés

L’oxygène peut se présenter dans le gaz naturel et le pétrole sous diverses formes:

• le phénol(C6H5OH)

• le dioxyde de carbone (CO2) qui est un gaz incolore, inodore, inflammable, une fois et

demi plus lourd que l’air. Il devient toxique si sa concentration dans l’air est supérieure à

8%.



4) Helium

L’Hélium noté (He) est un gaz léger, incolore, inodore et chimiquement inerte. Il est souvent

associé au pétrole ou aux eaux minérales.

5) Autres substances, telles que les résines ou asphaltènes

I.5.2 Classification des hydrocarbures [10]

Il existe trois grandes familles d’hydrocarbures :

� les hydrocarbures aliphatiques

� les hydrocarbures cycliques

� les hydrocarbures aromatiques

I.5.2.1 Hydrocarbures aliphatiques

Ce sont des produits pétroliers composés de groupe des molécules organiques à chaîne

carbonée linéaire ou ramifiée. Les hydrocarbures aliphatiques englobent tous les hydrocarbures

acycliques saturés et insaturés tels que les alcanes, les alcènes, les alcynes et, ses dérivés.

I.5.2.2 Hydrocarbures cycliques

Ce sont des hydrocarbures constitués de chaîne carbonée fermée. Ils rassemblent les

hydrocarbures saturés cycliques comme les cycloalcanes, éléments majeurs de l’essence

ordinaire et, les hydrocarbures insaturés cycliques tels que les cyclènes, cyclines (cycloalcènes,

cycloalcynes) qui se trouvent dans les essences naturelles parfumées. Ces derniers sont des

composés instables.

I.5.2.3 Hydrocarbures aromatiques

Les hydrocarbures aromatiques sont des produits pétroliers spécifiques composés d’atomes

de carbone et d’hydrogène. Ils regroupent tous les composés possédant un ou plusieurs cycles

benzéniques. Le plus simple est le benzène de formule brute C6H6.

Les hydrocarbures aromatiques sont des liquides, volatils à température ambiante. Ils sont

souvent incolores, peu solubles dans l’eau mais miscibles à la plupart des solvants organiques et

aux huiles minérales, végétales ou animales. Ils sont tous inflammables.



I.5.3 Propriétés physiques de pétrole [6]

I.5.3.1 Densité

La densité est un paramètre important dans le commerce du pétrole. Elle peut varier

considérablement d’un gisement à un autre. La densité s’exprime généralement en degrés API.

°A.P.I=��.�

�� - 131. 5 (I.1.1)

I.5.3.2 Viscosité

La viscosité de pétrole dépend surtout de la quantité de gaz dissout ainsi que de la

température. Elle est minimale à la pression de saturation, pression à laquelle le pétrole contient

le maximum de gaz. La viscosité et la densité sont élevées lorsque le pétrole englobe un grand

nombre d’atomes de carbone.

I.5.3.3 Vapeur

Les hydrocarbures liquides émettent des vapeurs inflammables dans certaines conditions de

température et de pression.

Les hydrocarbures gazeux sont entièrement à l’état de vapeur dans les conditions normales

de température et de pression.

I.5.3.4 Point d’éclair

Le point d’éclair d’un produit pétrolier liquide est la température minimale à laquelle le

produit émet suffisamment de vapeurs pour former, avec l’air ambiant, un mélange gazeux qui

s’enflamme momentanément sous l’effet d’une flamme, mais pas suffisamment pour que la

combustion s'auto-entretienne. Donc, la flamme ne dure pas. Il caractérise la teneur en produits

volatils et permet de connaitre jusqu'à quelle température un produit pourra être chauffé sans

danger.

Le point d’éclair PE dépend du point initial PI de distillation et peut être estimé, pour les produits

lourds à partir du gasoil selon la formule suivante : PE = PI – 100 (°C) (I.1.2)

I.5.3.5 Point d’auto-inflammation

Le point d’auto-inflammation est défini comme la température à laquelle la coupe pétrolière,

en présence d’air et en l’absence de toute ignition provoquée, est susceptible de s’enflammer



spontanément. L’accroissement de la pression peut abaisser la température d’auto-inflammation.

Ce phénomène est intéressant dans le fonctionnement des moteurs diesel.

I.5.3.6 Limite inférieure d’inflammation

C’est la concentration minimale d’un gaz dans l’air pour former un mélange capable de

s’enflammer au contact d’une source d’inflammation spécifiée.

I.5.3.7 Limite supérieure d’inflammation

Elle désigne la concentration maximale d’un gaz dans l’air pour former un mélange pouvant

s’enflammer en présence d’une source spécifiée.

I.5.3.8 Tension de vapeur

La tension de vapeur est la pression exercée lorsqu’un liquide est en équilibre avec sa vapeur.

Elle varie en fonction de la température .Lorsque la température est stable, l’évaporation de

liquide cesse dès que la tension de vapeur est atteinte. Ainsi, plus la tension de vapeur d’un

composé sera forte, plus il sera volatil.

Les propriétés physiques de quelques produits pétroliers sont exposées dans le tableau ci-après.

Tableau 4: Propriétés physiques de quelques produits pétroliers

Produits Point d’éclair [°C]

Densité à 15°C

Température d’auto-

inflammation [°C]

Limite d’inflammation

[%] Supercarburant -38 0.75 300 - 450 1 - 8

Essence -38 0.74 300 1.4 - 7.6 Kérosène 49 - 55 0.8 220 0.7 - 5 Gazole 65 0.84 270 6 - 13.5

Fioul Lourd 70 à 80 0.94 270 - 400 Source : Transport des hydrocarbures [11]

I.6 DANGERS DES HYDROCARBURES [8] [11]

Les hydrocarbures sont des composés présentant des dangers à degré élevé pour l’homme

et, l’environnement.



Les dangers liés à la mise en œuvre de ces derniers peuvent être examinés de quatre points de

vue :

• la toxicité

• l’inflammabilité

• la réactivité

• les atteintes à l’environnement

I.6.1 La toxicité

La toxicité est la mesure de la capacité d’une substance telle que les produits chimiques, les

hydrocarbures ou autres, à provoquer des effets néfastes et mauvais pour la santé ou la survie

chez toute forme de vie, qu'il s'agisse de la vitalité de l'entité ou d'une de ses parties.

Tous types d’hydrocarbures que ce soient aliphatiques, alicycliques ou aromatiques peuvent

provoquer des désordres physiologiques par contact ou inhalation.

Les toxicités aiguës et chroniques chez l’homme, résultant des situations accidentelles sont

prises en compte. Elles concernent essentiellement :

� les atteintes cutanées, oculaires, respiratoires et digestives découlant de la causticité des

produits.

� les atteintes métaboliques, neurologiques, cancérigènes provenant de la toxicité des

produits.

I.6.2 L’inflammabilité

L’inflammabilité se traduit notamment par un incendie ou une explosion. Il s’agit là d’un

danger très général où peuvent être impliqués de nombreux produits pétroliers, chimiques bien

différent des combustibles traditionnels.

I.6.3 La réactivité

C’est une propriété commune, sous diverses formes à beaucoup de produits chimiques et

d’hydrocarbures, elle peut se manifester par une toxicité ou un incendie, mais également le

phénomène très général de la corrosion des structures de toutes sortes.



La mise en contact accidentelle de nombreux produits entre eux s’exprime souvent par la

perte de la propriété utile, par réaction des produits concernés.

I.6.4 Les atteintes à l’environnement

Les rejets accidentels ou volontaires des hydrocarbures dans l’environnement présentent des

dangers très variables en nature et en importance. Les principaux facteurs à prendre en

considération sont :

- les propriétés des produits : liposolubilité, durée de vie

- les quantités et les concentrations qui, elles conditionnent d’avantage le risque

Les atteintes à l’environnement se traduisent principalement par :

� la pollution de l’air, due à la vaporisation des fractions légères des hydrocarbures laissés ou

rejetés à l’air libre. Cette vaporisation est d’autant plus forte que la température ambiante est

élevée.

� la pollution de l’eau qui peut apparaître soit à la suite d’un déversement direct dans un cours

d’eau, soit par ruissellement des eaux en contact avec des hydrocarbures ou par infiltration

directe des hydrocarbures dans le sous sol et atteignant ainsi les nappes souterraines.

� la pollution du sol résultant de l’épandage des hydrocarbures sur la surface du sol. Le degré

de gravité de cette pollution dépend de la nature du sol et de son utilisation.

Bref, on peut dire que toutes les activités humaines dépendent des hydrocarbures. Ce sont

des ressources incontournables, estimées actuellement comme éléments moteurs de l’économie

et du développement d’un pays. Vue leur potentialité, ils sont devenus des sources de richesse

pour la plupart des pays ayant de grands gisements d’hydrocarbures. Cependant, leurs

caractéristiques physico-chimiques complexes les rendent très dangereux et menaçants aussi bien

pour l’homme que l’environnement. De nombreux risques tels que les explosions, incendies ou

encore les pollutions dues au déversement ou vaporisation sont liés à la manutention des

hydrocarbures. Le déversement de ces derniers entraine ainsi leur infiltration dans le sous-sol

pouvant perturber l’ensemble du système souterrain.



CHAPITRE II : MILIEU SOUTERRAIN

Le milieu souterrain est un milieu présentant des caractéristiques qui lui sont propres :

c’est un milieu conservateur, qui ne se renouvelle pas à l’échelle humaine, d’accès limité, peu

connu et surtout qui est vulnérable. Il est formé par différentes formations géologiques disposées

en couches ou strates. Il varie selon la composition de la roche. On distingue deux types de

milieu :

- milieu compact, où la roche est constituée en majeure partie par des minéraux bien

consolidés et ne présentant pas de pores.

- milieu poreux ou fissuré composé essentiellement de grains meubles dits matrice et des

vides.

Ces vides peuvent ainsi contenir de fluides tels que l’eau, pétrole ou encore de l’air et ainsi que

de polluants comme les hydrocarbures qui se sont infiltrés dans le sous-sol et pouvant

contaminer les eaux souterraines.

Les eaux souterraines sont emmagasinées dans les roches nommées aquifères et, proviennent

principalement de l’infiltration des eaux de pluie.

Leur renouvellement s’effectue dans les zones appelées zones de recharge ou zones

d’alimentation d’un bassin hydrogéologique. Elles s’écoulent vers les exutoires comme les cours

d’eau, rivières, ou sources après un certain temps de transit dans les roches réservoirs. Les eaux

souterraines sont ainsi extraites au niveau des zones de vidange au moyen des puits, des forages

ou de sondages.

II.1 ZONE DE RECHARGE OU ALIMENTATION EN EAU DES NAPPES SOUTERRAINES

[12] [13] [14]

Tous les plans d’eaux présents sur terre se rapportent toujours à ce qu’on appelle bassin

versant qui est une aire délimitée par des lignes de partage des eaux, à l'intérieur de laquelle

toutes les eaux tombées alimentent un même exutoire : sources, cours d'eau, lac, mer, océan. On

classe généralement deux types de bassins versants: le bassin versant topographique ou

hydrographique rassemblant les eaux superficielles et le bassin versant hydrogéologique qui est

le domaine des eaux souterraines.



Les quantités et qualités des eaux qui alimentent ces bassins sont contrôlées par la pluviométrie,

assurée par le cycle hydrologique.

Pour le cas des nappes souterraines, leur approvisionnement se fait notamment au niveau de la

zone de recharge. Dans cette région, l’infiltration des eaux de pluie est abondante. Les couches

composant ainsi le sous-sol de la zone d’alimentation doivent être poreuses et perméables. Ces

deux paramètres favorisent l’infiltration dite efficace.

II.1.1 Cycle hydrologique ou cycle de l’eau

L’eau est en constante circulation sur la terre et subit ainsi des changements d’états. L’ensemble

des processus de transformation et de transfert de l’eau forme le cycle hydrologique.

Le cycle hydrologique est un concept qui englobe les phénomènes du mouvement et

renouvellement des eaux sur la terre. Les mécanismes tels que : l’évapo- transpiration, la

condensation, la précipitation, le ruissellement ou infiltration, qui régissent le cycle hydrologique

sont concomitants.

Ces divers mécanismes sont ainsi rendus possibles sous l’action du soleil, organe vital du cycle

hydrologique.

Les principaux processus composant le cycle hydrologique sont illustrés par la figure 4.

Figure 5: Cycle hydrologique

Source: www.ecosociosystemes.fr.



Cette figure nous permet de dire que c’est la précipitation dite efficace, volume d'eau

restant disponible à la surface du sol après soustraction des pertes par évapotranspiration réelle,

qui alimente donc les réservoirs superficiels ou souterrains. Elle est exprimée par la formule

suivante :

PEF = P - ETR (I.2.1)

PEF : précipitation efficace

P : précipitation totale

ETR : évapo-transpiration réelle

La précipitation efficace se divise ainsi en deux fractions :

� le ruissellement qui alimente l'écoulement de surface matérialisé par le réseau

hydrographique.

� l''infiltration qui assume l’humidité du sol et approvisionne les nappes souterraines

II.1.2 Recharge des nappes souterraines

Les nappes souterraines proviennent essentiellement de l’infiltration des eaux de pluies dans le

sol. Elles peuvent également dériver de la percolation des eaux de surface.

II.1.2.1 Infiltration

L'infiltration qualifie le transfert de l'eau à travers la surface du sol, lorsque celui-ci reçoit

une averse ou lorsqu’il est exposé à une submersion. L'eau d'infiltration remplit en premier lieu

les interstices du sol en surface et pénètre par la suite dans le sol sous l'action de la gravité et des

forces de succion. La quantité d'eau parvenant effectivement à la nappe est assurée par

l’infiltration efficace.

Pour mieux comprendre le processus d’infiltration, il est important de définir :

• le régime d'infiltration, nommé aussi taux d'infiltration, qui désigne le flux d'eau

pénétrant dans le sol en surface. Le régime d'infiltration dépend avant tout du régime

d'alimentation (irrigation, pluie), de l'état d'humidité et des propriétés du sol.

• l'infiltration cumulative, est le volume total d'eau infiltrée pendant une période donnée.

• la hauteur d'infiltration qui est la quantité d'eau infiltrée à travers le sol pendant une

durée déterminée.



• la conductivité hydraulique à saturation Ks est un paramètre essentiel de l'infiltration.

Elle représente la valeur limite du taux d'infiltration si le sol est saturé et homogène. Ce

paramètre entre dans de nombreuses équations pour le calcul de l'infiltration.

• la capacité d'infiltration ou capacité d'absorption(ou encore infiltrabilité) représente le

flux d'eau maximal que le sol est capable d'absorber à travers sa surface, lorsqu'il reçoit

une pluie efficace ou s'il est recouvert d'eau. Elle dépend, par le biais de la conductivité

hydraulique, de la texture et de la structure du sol, mais également des conditions aux

limites, c'est à dire, la teneur en eau initiale du profil et la teneur en eau imposée en

surface.

• la percolation désigne l'écoulement plutôt vertical de l'eau dans le sol (milieu poreux non

saturé) en direction de la nappe phréatique, sous la seule influence de la gravité. Ce

processus suit l'infiltration et conditionne directement l'alimentation en eau des nappes

souterraines.

• la pluie nette représente la quantité de pluie qui ruisselle strictement sur la surface du

terrain lors d'une averse.

II.1.2.2 Facteurs d’infiltration

L'infiltration est conditionnée par les principaux facteurs suivants :

• le type de sol (structure, texture, porosité) : Les caractéristiques de la matrice du sol

influencent les forces de capillarité et d'adsorption dont résultent les forces de succion,

qui elles-mêmes, régissent en partie l'infiltration.

• la compaction de la surface du sol due à l'impact des gouttes de pluie ou battance et à

d'autres effets thermiques et anthropiques.

• la couverture du sol : la végétation influence positivement l'infiltration en ralentissant

l'écoulement de l'eau à la surface, lui donnant ainsi plus de temps pour pénétrer dans le

sol. D'autre part, le système radiculaire améliore la perméabilité du sol. Enfin, le feuillage

protège le sol de l'impact de la pluie et diminue par voie de conséquence le phénomène de

battance.

• la topographie et la morphologie : une forte pente favorise les écoulements au dépend

de l’infiltration (faible infiltration).

• le débit d'alimentation



• la teneur en eau initiale du sol : l'humidité du sol est un facteur essentiel du régime

d'infiltration, car les forces de succion sont aussi fonction du taux d'humidité du sol.

Le régime d'infiltration au cours du temps évolue différemment selon que le sol est

initialement sec ou humide.

II.2 CARACTERISTIQUES DE L’AQUIFERE [12] [14] [15]

II.2.1 Définitions

II.2.1.1 Système aquifère

Un système aquifère est une structure hydrogéologique formée par une couche imperméable

à la base appelée « plancher imperméable ou substratum imperméable», une couche de massif

de roche perméable sur laquelle il y a une couche perméable ou non dite « toit ».

Cette structure est représentée par la figure ci-après.

Figure 6: Système aquifère

II.2.1.2 Aquifère

Un aquifère est une roche, suffisamment poreuse et/ou fissurée et perméable, pouvant

contenir, de façon temporaire, ou permanente une nappe d'eau souterraine mobilisable.

II.2.1.3 Nappe souterraine

Les nappes souterraines sont de l’eau contenue dans les pores ou les fissures des roches

saturées par les eaux infiltrées.



II.2.2 Types d’aquifères

On distingue généralement trois types d’aquifère :

• aquifère à nappe libre

• aquifère à nappe captive

• aquifère à nappe semi-captive

II.2.2.1 Aquifère à nappe libre

C’est un aquifère surmonté d’une couche perméable et disposant d'une surface

piézométrique libre et d'une zone non saturée. La nappe contenant dans ce type d’aquifère est

dite nappe libre.

Les nappes libres reçoivent de l'eau d'infiltration par toute leur surface. De ce fait, son niveau

peut monter et parfois atteindre la surface du sol si les précipitations augmentent. L'eau y est

donc en équilibre avec la pression atmosphérique et atteint naturellement son niveau

piézométrique. L'eau peut, jaillir à la surface du sol par une source ou, être atteinte par des puits

ou des forages ou sondages.

L’aquifère à nappe libre est susceptible d’être touché par la pollution à cause de sa structure

perméable et poreuse.

La figure 6 montre la coupe géologique d’un système aquifère à nappe libre.

Figure 7: Coupe géologique montrant une nappe libre

Source : www.techno_science.net



II.2.2.2 Aquifère à nappe captive

C’est un aquifère intercalé entre deux formations quasi imperméables et dont la nappe qui

s’y trouve est appelée nappe captive ou nappe sous pression.

La nappe captive est entièrement saturée d'eau sous pression. L’eau ne peut donc circuler

que dans la zone confinée. A la suite d’une implantation de forage ou de puits à travers le toit

imperméable, l'eau remonte et peut jaillir. Ces puits et forages sont dits artésiens. La couche

imperméable sus-jacente la nappe joue ainsi un rôle de barrière. Elle réduit ainsi les risques de

toute sorte de pollution.

Ce type d’aquifère est illustré par la figure ci-dessous.

Figure 8: Coupe géologique montrant une nappe captive

Source : www.techno_science.net

II.2.2.3 Aquifère à nappe semi-captive

L’aquifère à nappe semi-captive est surmonté d'une couche semi-perméable relativement

mince et/ou surmontant une telle couche à travers laquelle l'eau peut pénétrer dans la formation

aquifère ou en sortir.

Ainsi, chaque type d’aquifère comporte une zone appelée zone saturée. Elle peut être de types :

poreux, fissurés ou karstiques selon la roche qui la compose.

II.2.3 Propriétés de l’aquifère

Autre que la porosité, les facteurs suivants caractérisent un aquifère :

1) la perméabilité : qui est l'aptitude d'un réservoir à se laisser traverser par l'eau sous l'effet

d'un gradient hydraulique.



Elle est mesurée notamment par le coefficient de perméabilité K défini par la loi de Darcy

comme le volume d'eau gravitaire traversant une unité de section perpendiculaire à l'écoulement

en une seconde sous l'effet d'une unité de gradient hydraulique. Ce coefficient est exprimé en

m/s.

Le coefficient de perméabilité dépend à la fois des caractéristiques du réservoir

(granulométrie, porosité efficace) et des caractéristiques du fluide (viscosité, donc température,

et masse volumique). Il est grossièrement proportionnel au carré du diamètre des grains pour une

nappe libre. Un matériau est considéré comme imperméable au delà de 10-9 m/s.

Le tableau 5 nous donne les valeurs de la perméabilité de quelques réservoirs.

Tableau 5: Valeurs de la perméabilité

Roches réservoirs Perméabilité [m.s-1] Degré de perméabilité Graviers moyens à gros 10-1 – 10-3 très élevé Petits graviers, sable 10-3 – 10-5 Assez élevé sable très fin, sable limoneux, lœss 10-5 – 10-7 Faible Silt compact, argile silteuse… 10-7 – 10-9 Très faible

Argile franche… 10-9 – 10-12 Pratiquement imperméable Source : www.u-picardie.fr /beauchamp/cours.qge[14]

2) La transmissivité caractérise la productivité d'un captage. C'est le produit du coefficient

de perméabilité K par l'épaisseur de la zone saturée h.

3) La diffusivité : est le rapport de la transmissivité sur le coefficient d'emmagasinement;

elle caractérise la vitesse de réaction d'un aquifère face à une perturbation.

II.3 STOCKAGE DE L’EAU [12] [14] [16]

Les eaux de précipitation qui se sont infiltrées dans le sous sol et atteignant la nappe

souterraine, sont principalement stockées dans l’aquifère.

Les eaux occupent essentiellement les interstices ou les fissures des roches, ou encore les

vides de dissolution dans le cas d’une roche karstique. La quantité d’eau que peut contenir un

aquifère est fonction de sa composition.

Le tableau suivant renseigne sur la quantité d'eau que peut contenir un mètre cube d'aquifère

saturé en fonction de sa composition interne.



Tableau 6: Quantité d’eau contenue dans un aquifère

Composition Volume d’eau en litres Sable et gravier 200 – 400 Sable très fin 300 – 350

Grès 50 – 200 Craie 100 – 400

Calcaire massif fissuré 10 – 100 Argile 400 – 500 Schiste 10 – 100

Granite fissuré 1 – 50

Source : fr.wikipedia.org/wiki/aquifère

II.3.1 Les différentes eaux stockées dans l’aquifère

Les eaux souterraines englobent toutes les eaux contenues dans le sol et le sous sol.

On distingue généralement deux sortes d’eaux :

• eau gravitaire

• eau de rétention

II.3.1.1 Eau gravitaire

L’eau gravitaire appelée aussi eau gravifique est la fraction de l'eau souterraine soumise à la

seule force de gravité. C'est elle qui circule dans un aquifère et alimente les exutoires. On peut

l'extraire d'un échantillon de roche par égouttage. Son volume dépend de la granulométrie de

l'échantillon: il y a 3 fois plus d'eau gravitaire dans un gravier que dans un sable fin.

L’eau gravifique est la seule eau contenue dans l’aquifère pouvant s’écouler et être exploitée

et consommée.

II.3.1.2 Eau de rétention

L'eau de rétention est la fraction de l'eau maintenue dans les vides et la surface des grains par

des forces supérieures à celle de la gravité. Elle n'est pas mobilisable. Les forces d'attraction

moléculaires, consécutives de la polarité de la molécule d'eau, peuvent atteindre 200 000 fois

celle de la gravité. On distingue l'eau adsorbée et l'eau pelliculaire.

1. Eau adsorbée : forme un mince film autour des grains, d'une épaisseur de l'ordre du

dixième de micron. Sa quantité augmente en fonction inverse de la granulométrie:

� sables grossiers: 2-5%



� sables fins: 10-15%

� argiles: 40-50%

2. Eau pelliculaire : est une couche d'environ 1 micron d'épaisseur qui tapisse les cavités

délimitées par les grains. Elle est moins fortement liée.

La probabilité de contamination de ces eaux par des polluants tels que les hydrocarbures est très

élevée.

II.3.2 Zonalité de l’eau dans l’aquifère

II.3.2.1 Nappes libres

Un aquifère à nappe libre se compose ainsi :

- d’une zone non saturée contenant de l'air, de l'eau de rétention et de l'eau gravitaire en

transit; la base de cette zone est imprégnée d'eau provenant de la remontée capillaire à

partir de la zone saturée.

- d’une zone saturée remplie de l'eau de rétention et de l'eau gravitaire; la partie supérieure

est imprégnée d'eau remontant par capillarité. Le piézomètre indique la position du

sommet de l'eau gravitaire alors que le sommet de la nappe libre se situe au niveau de

l'eau capillaire.

La zonalité de l’eau dans un aquifère à nappe libre est présentée dans la figure 8

(1) eau de rétention ; (2) eau gravitaire ; (3) remontée capillaire ; (4) surface piézométrique ; (5) surface de la nappe

Figure 9: Zonalité de l'eau dans un aquifère à nappe libre (adapté de G. CASTANY)

Source : www.u-picardie.fr /beauchamp/cours.qge [14]



II.3.2.2 Nappes captives

Pour le cas des nappes captives, l’eau est généralement stockée dans la couche poreuse, emprisonnée entre deux formations imperméables fixes. Elle est sous pression.

II.3.3 Facteurs de stockage

La capacité de stockage d’un aquifère dépend notamment :

• de la porosité

• du Coefficient d’emmagasinement

II.3.3.1 Porosité

La porosité, notée Φ, traduit l’importance de l’espace poreux où se déroulent les transferts.

Elle peut être aussi définie comme la capacité de fluide à être emmagasinée ou stockée dans

les réservoirs ou aussi à être libérée de ce système.

Φ=��

�� (I.2.2)

Φ : porosité

Vo : volume des vides Vt : volume total

II.3.3.2 Porosité efficace

La porosité efficace est le rapport du volume d'eau gravitaire au volume total de la roche

saturée en eau.

Φ�= ��

(%) (I.2.3)

Φe : porosité efficace

Vg : volume d’eau gravitaire

Vt : volume total

La porosité efficace des principales roches réservoirs d’eau souterraine sont récapitulées

dans le tableau 6.



Tableau 7: Porosité efficace des Principaux réservoirs

Types de roches Porosité efficace(%) Graviers et sables 15 - 25 Sables fins 10 - 15 Limons 2 Vase argileuse 0.1 Calcaires fissurés 2 – 10 Craie 2 – 5 Granite fissuré 0.1 – 2 Basalte fissuré 8 – 10 Schistes 0.1 – 2

Source : www.u-picardie.fr /beauchamp/cours.qge[14]

La porosité efficace dépend des caractéristiques texturales de l'aquifère qui sont: le

diamètre des grains, l'arrangement des grains et leur état de surface. Elle diminue avec le

diamètre des grains et lorsque la granulométrie n'est pas homogène: ce qui signifie que les plus

petits grains se logent entre les gros grains et diminuent ainsi les espaces vides. La porosité varie

donc suivant le type de roche où l’eau est emmagasinée.

La figure suivante montre les principaux types de porosité

Sable et gravier Roche ignée Calcaire

Intergranulaire Fissure Vide de dissolution

Figure 10: Principaux types de porosité

Source : www.google.fr

II.3.3.3 Coefficient d’emmagasinement

Le coefficient d’emmagasinement noté Si est défini comme le rapport du volume d'eau

libérée (ou emmagasinée) par unité de surface sur la différence de charge hydraulique d'un

aquifère.



� Pour une nappe libre, le coefficient d'emmagasinement est égal à la porosité efficace (eau

gravitaire); il est compris entre 0.2 et 0.01

� Pour une nappe captive, ce coefficient est beaucoup plus petit, de 0.001 à 0.0001

Si=�

�∗� (I.2.4)

W : Volume d’eau libérée

S : Unité de surface (section)

∆H: différence de Charge hydraulique

II.4 ECOULEMENTS SOUTERRAINS [12] [14] [17] [18] [19]

Le terme " ’écoulement " se rapporte toujours à la circulation gravitaire de l’eau .Pour qu’il y

ait écoulement au niveau du sous sol, le milieu devrait être poreux ou bien fissuré et perméable.

La gravité est la force externe principale qui contrôle l’écoulement de l’eau souterraine dans

les interstices ou fractures des roches.

II.4.1 Types d’écoulements souterrains

L es eaux accumulées dans l’aquifère peuvent circuler de façon turbulente ou laminaire.

L’écoulement des eaux souterraines dans un milieu poreux est simulable à l’écoulement dans des

micro-tubes. Celui des eaux souterraines dans les milieux fissurés est semblable à l’écoulement

dans des fentes à largeur constante et de longueur infinie.

On peut classer trois types d’écoulements souterrains :

- écoulement horizontal ou drainance horizontale

- écoulement oblique

- écoulement ou drainance verticale

II.4.2 Loi de DARCY

On applique généralement la loi de Darcy dans l’étude d’écoulement dans les milieux

poreux. En 1856 Darcy a conduit une étude expérimentale sur le mouvement de l’eau dans un

milieu poreux. Il a ainsi su déterminé empiriquement que pour un écoulement laminaire dans un

tel milieu et sous un faible gradient, la vitesse de filtration ou vitesse de Darcy est proportionnel

au gradient hydraulique ∆H/∆Z.



V=!∗∆#

∆$ (I.2.5)

K : est la perméabilité ou conductivité hydraulique

La répartition de la pression et perte de charge (∆h) sur un écoulement dans une colonne

de sable pour démontrer la loi de Darcy est représentée par la figure 10

Figure 11: Répartition de la pression et perte de charge (∆h) sur un écoulement dans une colonne de sable (d’après Todd 1959)

Source : Aspects hydrodynamiques des écoulements souterrains [19]

Le gradient hydraulique i est défini comme le rapport entre la différence de niveau ∆H

des piézomètres et la distance L.

∆H = H1 – H2 (I.2.6)

% � �– '

( (I.2.7)

II.4.3 Principaux facteurs d’écoulements

A part la perméabilité et la porosité de l’aquifère, les facteurs cités ci-après régissent également

l’écoulement souterrain :

1. Débit d'une nappe

C'est le volume d'eau traversant une section transversale de l'aquifère en une unité de temps.

Son calcul est délicat; il faut connaître l'épaisseur de l'aquifère et l'écartement des courbes

isopiézométriques. Pour les grandes nappes, on subdivise la section générale en sections

élémentaires équipées de couples de piézomètres.

Le débit d'une nappe peut être évalué par la loi de Darcy: Q� ) * + * % (I.2.8)



Q: debit [m3/s]

K: coefficient de perméabilité [m/s]

A: section de la nappe [m2]

i: gradient hydraulique

2. Viscosité

La viscosité peut être considérée comme le frottement interne qui résulte du glissement

d’une couche de fluide sur une autre. Un liquide très visqueux est un liquide qui présente un

frottement interne élevé.

3. Pertes de charge

C’est une perte d’énergie due aux frottements du fluide sur les parois du conduit, ou aux

brusques variations de section ou de direction. Cette perte d’énergie se traduit par une perte de

pression.

II.5 VIDANGE DES NAPPES SOUTERRAINES [14] [20]

Les nappes aquifères sont des ressources d’eau potentielles pouvant subvenir aux besoins

des milliards de personne sur la planète. Elles sont extraites soit directement au niveau des

sources soit à travers des puits ou des forages ou aussi des sondages. Elles alimentent ainsi les

réseaux hydrographiques de surface.

II.5.1 Sources

Une source est un endroit où l’eau souterraine émerge naturellement des roches ou du sol

pour former un écoulement superficiel. La vidange se produit dans une rivière, un lac ou la mer.

Le débit des sources dans les régions humides fluctue généralement avec le taux de

précipitation durant l’année. Les sources sont séparées et classées en fonction du comportement

de leur débit saisonnier (amplitudes et fluctuations), la durée de leur écoulement au cours de

l’année, les conditions hydrauliques, les caractéristiques géologiques et topographiques, la

composition chimique et isotopique, et la température de l’eau.

En fonction de la durée d’écoulement, trois catégories de sources peuvent être

distinguées :

• les sources pérennes avec un écoulement permanent ;



• les sources périodiques avec des taux d’écoulement évoluant périodiquement. Elles

doivent être distinguées des geysers dont les éruptions sont provoquées par l’expansion

périodique de la vapeur ;

• les sources intermittentes avec un écoulement qui s’interrompt à certains moments de

l’année, par exemple, pendant la saison sèche.

Les sources les plus importantes se rencontrent généralement dans les calcaires karstifiés, les

coulées de lave fissurée, les grès poreux et les grands dépôts de sables et de graviers. Le débit

d’une source permet d’estimer l’étendue de la zone de recharge, si les conditions géologiques

sont connues.

II.5.2 Puits, forages, sondages

Les puits, forages et sondages sont tous des trous creusés dans le but d’extraire les eaux

souterraines. Ils se diffèrent essentiellement par les méthodes et technologies utilisées pour les

exécuter. Le choix de technique employée pour l’exploitation des aquifères dépend de quelques

paramètres :

• les caractéristiques géologiques des terrains : roches dures et massives, roches tendres et

friables

• la profondeur à atteindre

• le diamètre souhaité

Les eaux souterraines jouent un rôle très important dans l’équilibre de la vie sur Terre. Elles

constituent une provision d’eau potable inestimable pour l’humanité. Elles sont fragiles et

vulnérables et nécessitent ainsi une protection sévère. Cependant, ces dernières sont de plus en

plus menacées par la pollution particulièrement celle entrainée par l’infiltration des

hydrocarbures dans le milieu souterrain. Elles peuvent bien être contaminées que ce soit au

niveau de la zone d’alimentation ou de la zone de transition ou de la zone de vidange. Les

sources de pollution des eaux souterraines sont diverses et complexes. Ainsi, les impacts que

peuvent engendrer leur pollution sont néfastes et, préoccupants voire même désastreux.

Nous étalerons dans la partie suivante, les caractéristiques des polluants pouvant dégrader

les propriétés et la qualité de l’aquifère ; les sources et impacts de la pollution des nappes

souterraines par les hydrocarbures.



PARTIE II : SOURCES ET IMPACTS DE LA

POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCABURES



PARTIE II : SOURCES ET IMPACTS DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

CHAPITRE I: CARACTERISTIQUES DES POLLUANTS

Plusieurs polluants sont susceptibles de s’infiltrer dans le milieu souterrain et de contaminer

les nappes souterraines. Suite à leur infiltration, des troubles peuvent apparaître au niveau du

système aquifère. Tous les polluants possèdent des propriétés particulières qui leur caractérisent.

Leur comportement et leur transfert dans le sous sol en dépendent. Ils sont pour la plupart nocifs,

présentent des risques importants pour la santé et l’environnement.

I.1 POLLUANTS LES PLUS COURANTS RENCONTRES [21] [22]

Les polluants qui atteignent les aquifères et détériorent les nappes souterraines sont

divers .On peut les classer comme suit : organismes microbiologiques, métaux lourds, substances

minérales, composés organo-halogénés aliphatiques et polluants organiques.

I.1.1 Organismes microbiologiques

De nombreux microorganismes, virus, bactéries et protozoaires, voire des champignons et

des algues sont présents dans l'eau. Les conditions anaérobies généralement rencontrées dans les

eaux souterraines en limitent cependant la diversité. Les bactéries, virus et autres agents

pathogènes détectés dans les eaux souterraines proviennent essentiellement des fosses septiques,

des décharges, des épandages d'eaux usées, de l'élevage, de matières fermentées, du rejet d'eaux

superficielles. La contamination des eaux liée aux organismes microbiologiques peut aussi être

due à des fuites de canalisations et d'égouts ou à l'infiltration d'eaux superficielles polluées.

La grande majorité de ces microorganismes est nocive, pouvant engendrer des infections

humaines redoutables, diffuse dans l'environnement hydrique par l'intermédiaire de souillures

fécales humaines ou animales.

Les pollutions microbiologiques se rencontrent surtout dans les aquifères à perméabilité de

fissure tels que les massifs calcaires et, craies, dans lesquels la fonction épuratrice du sous-sol ne

peut s'exercer et la matière organique est partiellement dégradée. Les émergences de type

karstique avec des circulations souterraines rapides sont par conséquence très vulnérables à cette

pollution. Dans les aquifères à porosité intergranulaire, une contamination bactérienne implique



une source de pollution proche comme puisard, défaut d'étanchéité du captage, le rejet de

station d'épuration, etc.

I.1.2 Métaux lourds

Les métaux lourds tels que le plomb, le cadmium et le mercure sont des micropolluants

présentant un intérêt particulier, car ils ont une incidence sur la santé et l’environnement à cause

de leur rémanence, de leur forte toxicité et de leur accumulation biologique.

D'autres éléments peuvent ainsi présenter des inconvénients au consommateur d'ordre

organoleptique : goût, saveur, coloration. C'est le cas pour le cuivre, le zinc, le fer, le sélénium, le

thallium et, l'aluminium.

Les métaux lourds qui polluent les nappes souterraines découlent en général de cinq sources:

• de l’altération géologique, qui représente la pollution de fond

• de la transformation industrielle de minerais et de métaux

• de l’utilisation de métaux et de composés métalliques, tels que les sels de chrome dans

les tanneries, des composés du cuivre en agriculture et le plomb tétraéthyle employé

comme agent antidétonant dans l’essence

• des métaux lourds qui fuient des ordures ménagères et des décharges de déchets solides

• et des métaux lourds contenus dans les excréments humains et animaux, notamment le

zinc.

Les contaminations des eaux souterraines par les métaux peuvent se produire à l’occasion de

déversement plus ou moins accidentels poursuivi d’une infiltration de liquides contenant ces

produits ou par lixiviation de boue ou de déchets déposés à la surface du sol. Elles sont dues

aussi aux activités industrielles par rejets d’effluents et par lessivage de produits stockés sur le

sol.

I.1.3 Substances minérales

Elles se rapportent principalement aux nitrates qui sont des composés rares et solubles dans

l’eau. L’emploi des nitrates sont nombreux, mais ils sont couramment utilisés dans les engrais



inorganiques .Les nitrates participent à la pollution des aquifères en cas d’épandage suivi de

pénétration à travers le sous sol. Ils peuvent provoquer des effets indésirables sur la santé.

La pollution des nappes par les nitrates est malheureusement un phénomène généralisé. Elle

résulte des activités agricoles à la suite d’une dispersion excessive d’engrais sur la surface du sol.

Elle peut être aussi d’origine domestique ou industrielle, qui est de type ponctuelle.

A part les nitrates, Les chlorures, les sulfates, le fluor et des éléments toxiques tels que le

cyanure et l'arsenic font aussi partie des substances minérales issues de l'activité humaine et

susceptibles de polluer les nappes de façon ponctuelle.

I.1.4 Polluants organiques

I.1.4.1 Détergents

Les détergents sont des composés chimiques complexes, généralement issus du pétrole,

dotés de propriétés tensioactives. Ils contiennent un ou plusieurs agents de surface et des

composés minéraux comme les carbonates, les phosphates, les polyphosphates, les perborates,

souvent associés à des matières organiques améliorantes telles que les carboxyméthyl-cellulose,

alkanolamides, à des enzymes hydrolysants et à des séquestrants dérivant de l'acide

éthylènediamine tétracétique et de l'acide mitriloacétique. Ce sont des substances utilisées pour

les diverses opérations de nettoyage. La biodégradabilité de ces substances est très variable. Les

détergents sont rares dans les eaux souterraines, sauf dans les zones suburbaines, en liaison avec

les puisards recevant les eaux usées et dans certaines nappes alluviales en relation étroite avec un

cours d'eau pollué. Ces détergents sont peu toxiques mais ils facilitent par leur pouvoir mouillant

la dispersion et le transfert d'autres polluants comme les pesticides dans le milieu souterrain.

I.1.4.2 Pesticides

Les pesticides sont des substances chimiques utilisées en agriculture pour lutter contre des

organismes nuisibles aux cultures. Ils regroupent quatre grandes familles :

• les herbicides destinés à tuer les mauvaises herbes qui étouffent les végétaux ;



• les insecticides servant à éliminer les insectes qui se nourrissent ou pondent sur les

cultures ;

• les fongicides qui tuent les champignons microscopiques responsables de la pourriture ;

• les parasiticides qui tuent les vers parasites.

Il existe cependant beaucoup d’autres catégories de pesticides tels que nématicides, bactéricides,

rodenticides, virucides.

Les pesticides renferment des substances appelés « phytosanitaires » qui sont apportés dans

l'environnement par les grandes cultures, par le maraîchage agricole, par le traitement des forêts,

par les traitements en zone urbaine (espaces verts, jardins, trottoirs, rues), par certains rejets

industriels de conditionnement ou de fabrication, par le traitement des routes et des voies

ferroviaires.

Les phytosanitaires comprennent:

• des substances minérales comme le soufre, le sulfate de cuivre, les arséniates de plomb

et de calcium ;

• des composés organochlorés agissant comme insecticides notamment les DDT, lindane,

aldrine, dieldrine, heptachlore

• des composés organophosphorés

• d'autres composés organiques ou organométalliques à groupements fonctionnels variés,

employées comme herbicides, insecticides ou fongicides.

L'air et l'eau sont les vecteurs de migration des produits phytosanitaires. Au cours du transport

par l'eau dans le sol et la zone non saturée se produisent des processus d'adsorption/désorption et

des processus de dégradation, qui peuvent freiner, ou parfois accélérer, la migration.

Les pesticides sont dangereux pour la santé humaine. Ils peuvent être une source de pollution des

aquifères suite à un épandage d’une quantité considérable sur la surface de sol entrainant ensuite

une percolation dans le sous sol. La pollution engendrée par ces derniers est dite diffuse.



I.1.4.3 Composés organo-halogénés aliphatiques

Ces produits sont très largement utilisés comme solvants dans l’industrie chimique et

mécanique. Ce sont des dérivés substitués par le chlore ou/et le brome ou/et le fluor d’alcanes ou

d’alcènes légers. Ils présentent des propriétés physiques et chimiques pouvant expliquer les

risques liés à la contamination des nappes souterraines :

- Ils sont fluides, très peu biodégradables

- Ils sont solubles et volatils

- Ils sont denses, en général plus lourds que l’eau

Ils sont par conséquent susceptibles de migrer facilement en phase à travers la zone non saturée,

et une fois à la partie supérieure de l’aquifère tendent à couler jusqu’au substratum ; ce qui

rendra leur récupération par les techniques classiques très hasardeuses.

Les substances les plus répandues sont les trichloréthylènes, le trichloro-éthane, le

tétrachloroéthylène ou perchloroéthylène, le chloroforme et le bromoforme. Au niveau de la

santé, les composés halogénés constituent un risque inquiétant.

I.1.4.4 Hydrocarbures

Les hydrocarbures font aussi partie des polluants les plus rencontrés, et dangereux. La

gravité de la contamination des eaux souterraines est surtout fonction du type d’hydrocarbures

infiltrés. On en distingue généralement trois catégories :

� les hydrocarbures aliphatiques

� les hydrocarbures cycliques

� les hydrocarbures aromatiques

Ils possèdent chacun des propriétés qui leur sont propres. Cependant, leur caractéristique

commune c’est qu’ils présentent tous des risques désastreux pour l’environnement et l’homme.

La majorité des hydrocarbures sont classées comme des polluants organiques persistants.

1. Hydrocarbures couramment commercialisés

Ils rassemblent tous les hydrocarbures utilisés par le grand public. Ils s’agissent des

carburants des automobiles tels que les essences, les gazoles, et ceux utilisés à destination



domestique comme les pétroles lampants ou les fuels domestiques pour le chauffage. Les risques

de contamination des nappes par ces produits sont nombreux et extrêmement dispersés.

Ces hydrocarbures ne constituent pas un risque toxique élevé par rapport aux autres, sauf en cas

de déversement d’une grande quantité, mais l’eau contaminée par ces produits ne peut en aucun

cas être distribuée et consommée largement par les usagers .Les captages publics devraient être

condamnés après contamination.

Ils sont par contre à l’origine de risques et nuisance d’une autre nature :

� risque d’explosion, lorsqu’une nappe contaminée par les hydrocarbures flottants est

affectée par des travaux souterrains ou qu’elle remonte au niveau des caves, des

fondations, etc.

� risque de désordre d’ouvrages souterrains, la présence d’hydrocarbures dans l’eau peut

modifier la tenue des bétons ou des joints d’étanchéité de parois

� nuisances olfactives.

2. Autres hydrocarbures

Ils englobent :

• le pétrole brut, source de tous les produits finis énergétiques ou non.

• coupes pétrolières composées d’aromatiques légers utilisées dans l’industrie

pétrochimique

• les produits lourds tels que le naphta, les bitumes, les fuels lourds employés comme

combustibles par des centrales électriques ou des chaudières industrielles.

• les carburants d’aviation

• les solvants aromatiques

• les résidus de raffinage de pétrole

Tous les hydrocarbures cités ci-dessus sont fortement toxiques. La contamination des aquifères

suite à l’infiltration de ces produits dans le sous-sol peut persister. Le traitement y apporté

s’avère être délicat. Le transport de ces produits dans le milieu souterrain est ainsi favorisé par

les eaux de ruissellement.



I.2 PROPRIETES IMPORTANTES DES POLLUANTS VIS A VIS DU T RANSFERT [22]

[23] [24]

L’infiltration des contaminants dans le milieu souterrain dépend, non seulement des

caractéristiques de la formation traversée mais également celles des polluants. Un certain nombre

de propriétés intrinsèques de ces derniers régissent leur comportement dans le sous sol et

déterminent la faisabilité des techniques de décontamination applicables.

On peut citer :

I.2.1 La densité

La densité d’un polluant affecte généralement peu sa pénétration dans la tranche de sol située

au-dessus de la nappe. Par contre, elle conditionne le comportement du produit en phase par

rapport à l’eau contenue dans la zone saturée de l’aquifère.

Si le polluant est plus dense que l’eau (DNAPL), il s’accumulera au substratum de l’aquifère. Si

au contraire la densité est inférieure à celle de l’eau (LNAPL), le contaminant sera susceptible de

former une galette de produit flottant en phase à la surface de la nappe.

Pour la densité de vapeur des produits volatils, elle est exprimée par rapport à l’air. Quand elle

est supérieure à 1, la fraction volatile s’accumulera au toit de la nappe. Si elle est inférieure à 1,

cette fraction tendra à se disperser vers l’atmosphère via la zone non saturée.

I.2.2 La viscosité

Elle détermine la perméabilité du matériau poreux au produit pur, et donc régit son

écoulement en phase à travers la zone non saturée ou dans la zone saturée. La viscosité

conditionnera notamment la structure du corps d’imprégnation du polluant dans la zone sus

jacente de la nappe. Elle est étalée pour les produits visqueux ou sub-verticale pour le polluant

fluide.

C’est un paramètre influant généralement la vitesse de déplacement du contaminant : plus la

viscosité est élevée, plus le déplacement sera lent.

I.2.3 La solubilité

La solubilité définit la concentration d’une substance se dissolvant dans l’eau lorsque l’eau et

la substance sont en équilibre. Elle est liée pour l’essentiel au caractère plus ou moins polaire des



polluants, et détermine ainsi l’existence et l’extension de panaches de contamination dissoute.

Elle est influencée par la température, et aussi par la pression, la fraction molaire de chaque

composé dans le mélange de polluants et la teneur en matières organiques dissoutes. Les

composés très solubles sont facilement transportés par l'eau, car ils suivent son écoulement. Ils

sont souvent peu adsorbés sur les sols, et plus facilement biodégradables. Cependant, certaines

espèces solubles, de métaux par exemple, ne sont pas biodégradables.

I.2.4 La volatilité

La volatilité d’un composé organique est déterminée par sa constante de tension de vapeur.

La tension de vapeur est donc un paramètre servant à estimer la tendance d'un produit à se

volatiliser et à passer dans l'atmosphère gazeuse à partir de la phase aqueuse du sol.

Les interactions entre la solubilité en milieu aqueux et la tension de vapeur conditionnent la

volatilisation d'un produit donné à partir de la solution aqueuse. Un polluant très soluble dans

l'eau mais présentant une tension de vapeur élevée se volatilise rapidement. De ce fait, il

atteindra rarement l'aquifère lors de la pollution. Plus un produit sera volatil, moins grande sera

son affinité pour le sol. II sera éliminé dans l'atmosphère avant d'être biodégradé.

Il existe ainsi une relation entre la tension de vapeur et le point d’ébullition d’un composé

organique. Un composé est considéré comme volatil si son point d’ébullition est inférieur à

300°C. Si le point d’ébullition est supérieur à 300°C, le composé est semi-volatil.

En outre, la loi de Henry décrit les équilibres phase liquide-phase gazeuse. Elle est donnée par la

formule suivante : H= Cg / Cl (II.1.1)

H : constante de Henry

Cg : concentration en phase gazeuse du constituant

Cl : concentration en phase liquide du constituant



I.2.5 Adsorption

Ce paramètre représente le potentiel d'un composé à se retenir au sol, résultant des actions

physico-chimiques eau/roche. L'adsorption va de pair avec la surface spécifique des grains ou

des fissures. Elle va se traduire par une diminution de la mobilité et de l'accessibilité du polluant.

La surface spécifique d'un milieu poreux ou fissuré est le rapport de la surface totale des grains

ou des parois des fissures, par rapport à l'unité de masse ou à l'unité de volume de l'échantillon.

Elle s'exprime en cm2/g ou par cm2/cm3. La surface spécifique augmente lorsque le diamètre

des grains ou la densité des fissures diminue.

Le coefficient d’adsorption et la polarité influent sur la capacité d’adsorption.

� Koc ou coefficient d’adsorption au carbone organique des sols :

Il définit la distribution d’un composé entre les phases solide et liquide d’un sol. Il

caractérise la tendance d’un composé à être retenu par la matière organique des sols : plus le Koc

est élevé, plus le composé tend à quitter l’eau pour se fixer sur la matière organique qui est

présente en proportion variables dans tous les sols.

� Kow ou polarité ou hydrophobicité

La polarité est directement reliée au coefficient de partage n-octanol/eau (Kow).Ce Kow est le

rapport de concentration à l’équilibre d’un composé entre une phase eau et une phase n-octanol.

La polarité d’un polluant va influer sur la manière dont il se fixe dans les sols, notamment la

matière organique.

I.2.6 Le pKa

Le pKa ou constante d’ionisation acide-base définit la tendance à l’ionisation des composés

dans les sols de pH compris entre 5 et 8. Plus cette valeur de pKa est élevée, plus faible est le

caractère acide du composé et plus faible également sa tendance à être ionisé.

Les composés acides ayant un pKa inférieur à 3 et 4 seront mobiles dans les sols tandis que les

composés basiques ayant un pKa supérieur à 10 seront retenus.



Cette donnée est également utile pour définir les conditions d’extraction des polluants,

généralement la définition du pH d’extraction.

I.2.7 La biodégradabilité

Elle définit la capacité d’un composé à être décomposé par des microorganismes vivants. La

biodégradation des composés organiques se produit en condition aérobie ou anaérobie. Le

potentiel de biodégradation permet de classer les composés en trois catégories :

� les composés dégradables

� les composés persistants : ne changent pas d'état spontanément

� les composés récalcitrants.

La biodégradabilité d’un effluent peut être appréciée ou qualifiée à travers le rapport

DCO/DBO

• DCO/DBO < 2 : effluent facilement biodégradable

• 2 < DCO/DBO < 4 : effluent moyennement biodégradable

• DCO/DBO > 4 : effluent difficilement biodégradable

La DCO et la DBO sont déterminées après analyse au laboratoire.

La position des substituants joue un rôle important : les positions méta- et ortho- confèrent une

plus grande stabilité aux molécules aromatiques. Il en est de même pour les substitutions des

carbones en alpha par rapport à celle en oméga. En général, plus une molécule est substituée,

plus elle est résistante à la biodégradation. Certaines biodégradations nécessitent l'action

conjointe de microorganismes et non pas d'une souche unique.

Les polluants en question sont les hydrocarbures. Cependant les propriétés énumérées ci-

dessus sont valables pour les polluants organiques, ou minéraux.

Le tableau ci-après récapitule les principales propriétés des agents de contamination.



Tableau 8: Principales caractéristiques des polluants

Famille des polluants Principales propriétés communes Exemples Activités génératrice

HYDROCARBURES

PETROLIERS COURANTS

- Plus légers que l’eau

- Biodégradables

- Globalement peu solubles

mais fraction soluble

possible

- Volatils ou comportant une

fraction volatile

- Viscosité variable

- Adsorption variable

- Essences

- Gazoles

- Fuel-oil domestique

- Carburants d’aviation

- Pétrole brut

- Naphta légers

- Stations services

- Dépôts de stockage

- Installations de transport

(ports, pipeline)

- Raffineries

- Transport (routier ou

ferroviaire)

HYDROCARBURES

LOURDS

- Densité variable

- Peu biodégradables

- Peu solubles

- Peu volatils

- Visqueux

- Adsorption forte en général

- Fuels lourds

- Goudrons de houille

- Bitume

- Naphta lourd

- Créosotes

- Chaudières, centrales

thermiques

- Usines à gaz

- Raffineries

HYDROCARBURES

HALOGENES

ALIPHATIQUES

- Denses

- Peu biodégradables

- Relativement solubles

- Volatils

- Fluides

- Adsorption faible

- Nombreuses formules les

plus courantes telles que :

TCE, TCA, PCE,

Chloroforme te

bromoforme

- Traitement de surface,

mécanique

- Industrie chimique

- Nettoyage à sec



Famille des polluants Principales propriétés communes Exemples Activités génératrice

AUTRES SUBSTANCES

ORGANIQUES :

- Hydrocarbures oxygénés

- Halogénés cycliques

- Fortement solubles

- Biodégradables

- Peu volatils

- Très peu ou pas

biodégradables

- Glycols, alcools,

cétones, phénols, furane,

additifs des carburants

modernes (MTBE,

TAME)

- Nombreux pesticides

- PCB

- Pentachlorophénol

Variables

PRODUITS MINERAUX

Très variables en fonction des sels

incriminés et des propriétés physico-

chimiques des sols

- Sels de Chrome

- Sels d’Arsenic

- Autres métaux lourds

- Nitrates

- Cyanures

- Chlorures, sulfates

- Traitement de surface

- Traitement de bois

- Minéralurgie et

métallurgie

- Explosifs

- Usines à gaz

- Electrolyse du sel, dépôts

et exploitation miniers

Source : Décontamination des nappes. BURGEAP [22]



I.3 TRANSPORT DES POLLUANTS DANS LES NAPPES SOUTERRAINES [22] [24] [25]

Nous avons déjà vu qu’un système aquifère est constitué par deux zones comprenant la zone

non saturée et la zone saturée. Le transfert des polluants s’effectue donc depuis la surface,

traversant ensuite la zone non saturée, enfin dans la zone saturée où se trouve la nappe.

I.3.1 Transfert dans la zone non saturée

Lorsqu’un polluant liquide pénètre dans le sol, il se forme un corps d’imprégnation, c'est-à-

dire une zone contenant du polluant à saturation résiduelle. Si la quantité infiltrée suffit pour

atteindre la nappe, le polluant liquide s’étale sous forme de galette s’il est léger, ou continue à

s’infiltrer s’il est plus dense que l’eau.

Le cheminement des produits dans la zone non saturée peut être complexe sous l’effet des

variations verticales de perméabilité.

L’air environnant le corps d’imprégnation en zone non saturée contient des polluants gazeux

en équilibre avec le liquide.

La modélisation des phénomènes est souvent complexe, et dans la plupart des cas, on utilise

des règles empiriques de prédiction du transfert, en particulier en situation d’urgence à la suite

d’un déversement. En effet, la capacité d’infiltration et de rétention de polluant d’un sol donné

varie fortement en fonction de son humidité. Dans la pratique, on se contente généralement

d’estimer des ordres de grandeur de temps de transfert et de prévoir empiriquement la forme du

corps d’imprégnation de polluant. Les facteurs qui jouent sur le transport sont :

• la granulométrie de la matrice, qui détermine la structure de la porosité, laquelle influe

sur la capacité de rétention ;

• la perméabilité du terrain ;

• la viscosité du produit ;

• la volatilité du produit, qui définira l’intensité des échanges liquide-gaz entre le produit

en phase et l’atmosphère du sous- sol ; ces échanges sont régis par les lois de Raoult et de

Henry, dont les facteurs de variation sont la pression de vapeur et la température.



En pratique, et au moins pour les produits dont l’épandage est le plus courant, on utilise des

formules empiriques simples, issues pour l’essentiel du manuel CONCAWE, publié en 1982, et

notamment :

1. profondeur maximale de pénétration du produit dans le milieu non saturé :

D=�,,,.Vi

/ .0.Kr (II.1.2)

avec :

D : profondeur de pénétration maximale [m]

V i : volume des hydrocarbures infiltrés [m3]

A i : surface de la zone d’infiltration [m2]

R : capacité de rétention du sol [l.m-3], elle varie entre 5 et 40 l de produit par m3 de sol, en

fonction de la granulométrie du matériau, donc également de la perméabilité. Elle est plus faible

en zone humide qu’en milieu sec.

Kr : facteur de rétention lié à la viscosité du produit

Le tableau ci-dessous nous donne les valeurs de K selon le type de polluants

Tableau 9: Valeurs du facteur de rétention

Produits Facteur de rétention Kr

Solvant halogéné 0.3 Essence 0.5

Solution aqueuse 0.7 Gazole, kérosène 1

Fuels 2 Source : Décontamination des nappes. BURGEAP [22]

Si D est supérieure à l’épaisseur totale de la zone non saturée, le produit atteint la nappe ;

dans ce cas, le volume de produit retenu par le milieu saturé peut s’évaluer de la manière

suivante



2. Volume Vc de produit retenu dans le milieu non saturé :

Vc=/ .3.0.!�

�,,, (II.1.3)

avec :

h : épaisseur de la zone non saturée [m]

A i, R, Kr ont été déjà définis précédemment.

Le tableau suivant résume les différentes valeurs de la capacité de rétention selon la

perméabilité du milieu.

Tableau 10: Valeurs de la capacité de rétention

Perméabilité [m.s-1] Capacité de rétention [l.m-3] >10-2 5

10-2 - 10-3 8 10-3 - 10-4 15 10-4 - 10-5 25 10-5 - 10-7 40

Source : La pollution des sols par les hydrocarbures [25]

3. Temps de transfert du produit en phase dans la zone non saturée :

Il peut s’estimer à partir d’une valeur de perméabilité à l’eau issue de l’expérience compte

tenue de la granulométrie du matériau.

La perméabilité pour un fluide autre que l’eau est alors déduite de la relation :

Ko=Kw.4 w /4 o (II.1.4)

avec:

Ko: perméabilité au produit [ms-1]

Kw: perméabilité à l’eau [ms-1]

4 w: viscosité cinématique de l’eau [centiStokes]



4 o: viscosité cinématique du produit [centiStokes]

o viscosité cinématique: est le quotient de la viscosité dynamique par la masse

volumique du fluide. Elle représente la capacité de rétention des particules du fluide et

quantifie sa capacité à s’épancher.

ν =µ

ρ (II .1.5)

ν: est le coefficient de viscosité cinématique, exprimé en cSt ; 1 St = 10-4 m2/s

µ: est le coefficient de viscosité dynamique. Il caractérise l'aptitude du fluide à s'écouler et

s'exprime en pascal. seconde [Pa.s] ou en poiseuille [Pl] ;

ρ: est la masse volumique du fluide, en kg.m-3.

Ainsi, le temps de transfert moyen peut être aussi défini par le rapport entre le volume

d’eau contenue dans la colonne de sol non saturé jusqu’à la nappe et le débit d’infiltration fixé

par la perméabilité.

I.3.2 Transfert dans la zone saturée

Les mécanismes de transport de polluants dans les nappes souterraines sont régis par de

nombreux phénomènes. Les principaux sont liés aux écoulements de l’eau à travers du milieu

poreux souterrain. La convection et la dispersion sont les plus importants auxquelles s’ajoutent la

biodégradation et l’adsorption.

Au niveau du milieu souterrain, les processus gouvernant le « flux entrant » par unité de

volume de terrain aquifère saturé affecté par une contamination issue de la zone non saturée sus-

jacente comprennent la convection et la dispersion hydrodynamique.

Les processus qui règlent le « flux sortant » par unité de volume de ce même terrain incluent

alors, en plus de la convection et de la dispersion hydrodynamique, l’adsorption et les réactions

physico-chimiques et biochimiques, elles-mêmes fonction du milieu et du type de substance

polluante considérés.



En d’autres termes, la variation de concentration d’un soluté transitant au travers un milieu

poreux saturé peut aussi s’exprimer de la manière suivante :

∆ [soluté]= flux entrant – flux sortant ± réactions (II .1.6)

I.3.2.1 La convection

La convection permet de décrire le transport d’un soluté par le mouvement d’un fluide en

déplacement au travers d’un milieu poreux. Le transport convectif est ainsi lié à la vitesse de

déplacement de l’eau souterraine.

Cette vitesse est définie par la relation entre la vitesse de Darcy et la porosité efficace :

� =6!∗

Φ� (II .1.6)

avec:

K:perméabilité de l’aquifère [m.s-1]

i:gradient hydraulique de la nappe [m]

Φ� : porosité efficace [%]

I.3.2.2 La dispersion

La migration d’un front ou d’un panache de pollution étant non linéaire en milieux poreux saturé,

il est nécessaire de prendre en compte le phénomène de dispersion effective(De) des particules

d’eau chargées en soluté ; il est important de noter que ce soluté peut être constitué en fait par

une ou plusieurs substances polluantes dissoutes.

La dispersion effective peut s’écrire de la forme :

De=[Do*τ]+[v* α] (II.1.7)

où le premier terme [Do*τ] représente la diffusion moléculaire,



avec τ : tortuosité du milieu poreux (τ<1).Ce paramètre correspond au rapport entre la distance

qui serait parcourue en ligne droite par une particule d’eau et la distance réellement parcourue

sur l’écoulement des particules d’eau au travers un milieu poreux saturé ;

et le second terme [v*α] désigne la dispersion mécanique ou hydrodynamique,

avec α : coefficient de diffusivité

La dispersion effective De intervient dans l’équation de flux dispersif FD ou équation de Fick, de

la manière suivante :

FD= De*Φ�*[ δc/ δt] (II.1.8)

Cette équation démontre que, plus la période temps augmente, plus le phénomène de

dispersion dans le milieu poreux aura tendance à étaler le front ou le panache de pollution.

D’une part, la dispersion mécanique est un phénomène essentiellement lié à

l’hétérogénéité des vitesses d’écoulement des particules d’eau à travers un milieu poreux saturé.

Ce type de diffusion implique le mélange d’un soluté par le mouvement des particules d’eau à

travers les interconnexions plus ou moins complexes entre les pores, et aussi en fonction de la

forme et la taille de ces derniers.

D’autre part, la dispersion moléculaire est un processus impliquant seulement le soluté ou

bien la substance polluante dissoute. Elle se produit lorsqu’un gradient de concentration

provoque la migration d’un soluté d’une zone de forte concentration vers une zone de plus faible

concentration ou à une concentration initiale nulle, il est important de souligner que la diffusion

moléculaire d’un soluté peut se produire en l’absence de mouvement particulaire d’eau.

I.3.3 Les facteurs de retard

Il s’agit de façon générale de tous les phénomènes qui agissent pour rendre non conservatif le

transfert du produit dans le milieu saturé :

- l’adsorption : les molécules ou les ions de soluté sont attirés vers la surface des particules

de la matrice par des forces d’origine électrique ou chimique,



- la précipitation et la complexation, le soluté réagissant avec l’eau ou avec le substrat pour

former des composés insolubles

- la dégradation, souvent occasionnée par l’action biologique telle qu’oxydation des

composés organiques

- la volatilisation.

I.4 COMPORTEMENT DES POLLUANTS DANS LE MILIEU SOUTERRAI N [22] [26]

I.4.1 Produit moins dense que l’eau

Cela touche surtout les hydrocarbures courants. Après l’infiltration des polluants, une partie

est retenue dans la zone non saturée. Ainsi, le volume de produit non piégé dans cette zone va

atteindre la nappe, et s’étalera progressivement au toit de cette nappe sous forme de « galette ».

Elle dépend assez peu de la vitesse d’écoulement de l’eau, mais de la capacité de rétention du

milieu et de sa perméabilité au polluant. La surface de cette galette peut être ainsi estimée par la

formule :

7 =�,,,[� 6��]

: (II.1.9)

avec :

Vi : volume de produit infiltré [m3]

Vc : volume de produit retenu dans la zone non saturée [m3]

F : épaisseur maximale de la galette au toit de la nappe [mm]

F varie en fonction de la granulométrie du matériau composant l’aquifère. Elle est comprise entre

5 à 50 mm. Elle est déterminée de façon empirique. Elle est donnée dans le tableau ci-après



Tableau 11:Valeurs de l’épaisseur maximale de la galette en fonction de la capacité de rétention

Capacité de rétention [l.m-3] Epaisseur maximale de la galette [mm] 5 5 8 8 15 12 25 20 40 40

Source : La pollution des sols par les hydrocarbures [25]

A part le produit qui s’écoule de façon gravitaire au toit de la nappe, une autre partie va en

réalité s’accumuler dans la frange capillaire. Ce phénomène a trois conséquences essentielles

pour la conception des opérations de dépollution :

� le produit va s’y trouver piéger et il ne sera pas mobilisable sauf à agir sur les forces

capillaires, par modification de la tension interfaciale, ou par mise en dépression ;

� bloqué dans la frange capillaire, et non récupérable par le biais des opérations classiques

d’écrémage, le produit peut, à long terme, constituer une source constante d’alimentation

du panache de pollution dissoute ;

� du fait du battement de la nappe, le produit va se retrouver imprégné dans la tranche

correspondant à l’amplitude de ce battement.

A l’interface eau-produit, dans le cas des hydrocarbures complexes tels que les carburants, des

phénomènes de dissolution vont se produire : les composés les plus solubles de la coupe

pétrolière se dissoudront progressivement dans l’eau. Ainsi, l’eau s’enrichira en BTEX, et en

additifs oxygénés très solubles, alors que la phase huile s’appauvrira de ces composés.

Les proportions entre aromatiques solubles et aliphatiques peu solubles vont donc s’inverser

entre le produit en phase flottant sur la nappe et la fraction dissoute sous l’interface. Le tableau 9

nous informe sur ces proportions



Tableau 12: Proportion des produits purs et fraction dissoute des fuels et essences

Produit

Cas d’un fuel Cas d’une essence Produit pur

(%) Fraction

dissoute (%) Produit pur

(%) Fraction

dissoute (%) Aliphatiques 90 5 45 4 Aromatiques

- Benzène - Toluène - Xylène

10 95 55 1 12 19

96 9 48 24


Le produit flottant est également susceptible de se disperser dans l’eau sous la forme

d’une fine émulsion.

Par ailleurs, il pourrait se volatiliser, ce qui serait à l’origine de vapeurs explosives

dangereuses qui vont diffuser progressivement dans la zone non saturée.

Enfin, le corps d’imprégnation laissé dans la zone non saturée par le transfert vertical ou

subvertical du produit va aussi être peu à peu remobilisé :

• par volatilisation vers l’atmosphère du sous-sol ;

• par solubilisation progressive sous l’effet de l’eau libre circulant dans la zone non

saturée.

Bref, dans le cas, fréquent, d’une pollution des eaux souterraines par un hydrocarbure en

phase flottant au toit de la nappe :

� l’élimination de la pollution en phase est indispensable pour que cesse l’émission de

vapeurs explosives dans la zone non saturée ;

� la décontamination au niveau de la frange capillaire s’avère cruciale pour arrêter la

dissolution de produit à l’occasion des battements des nappes.

La figure suivante représente le comportement d’un polluant moins dense que l’eau atteignant la

nappe souterraine.



Figure 12: Comportement d’un hydrocarbure moins dense que l’eau dans le milieu souterrain

Source : Décontamination des nappes BURGEAP [22]



I.4.2 Produit plus lourd que l’eau

C’est le cas des solvants halogénés. Comme ces derniers sont lourds par rapport à l’eau, ils

vont traverser le sol verticalement, en constituant des corps d’imprégnation généralement moins

étalés que les produits pétroliers tels que les HAP.

Si le produit atteint la nappe, il est susceptible de couler au fond de l’aquifère, et de

s’accumuler au substratum de ce dernier. Son mouvement est lié à la fois à la forme du

substratum (pente), et aux conditions d’écoulement (direction et vitesse) de la nappe.

Le produit constitue alors une poche de pollution particulièrement difficile à délimiter,

verticalement et horizontalement, la forme du plancher de l’aquifère n’étant pas notamment

facile à cerner avec précision. Compte tenu de la faible biodégradabilité de ces produits et des

importants volumes d’eau polluée qu’ils peuvent générer par dissolution, toute décontamination

semble impossible tant que les produits sont encore en phase.

On peut présumer ainsi l’existence de telles poches de pollution en phase lorsqu’ on observe :

- des augmentations brusques de concentration en polluant dissout dans les eaux polluées ;

- des concentrations supérieures à 1/10 de la solubilité dans l’eau ;

- une résistance à la dépollution par pompage, soit du fait d’un niveau résiduel impossible

à abaisser, soit quand la concentration de polluant croit rapidement dès l’arrêt d’un

pompage

En outre, les solvants halogénés sont des produits volatils. Cette caractéristique complexe

entraînera une large pollution de la zone non saturée par des vapeurs qui seront petit à petit

remobilisables par l’eau interstitielle sous l’effet des pluies.

La figure 13 ci-après nous montre le comportement d’un hydrocarbure plus lourd que l’eau

touchant la nappe.



Figure 13: Comportement des solvants halogénés dans le milieu souterrain




Les autres figures illustrant le comportement des hydrocarbures dans le sous-sol seront

attachées en annexes.

Les nappes souterraines peuvent donc être atteintes par différents types de polluants qui

modifient leur qualité. Ces polluants présentent tous des dangers aussi bien pour l’homme que

pour l’environnement. Leurs propriétés complexes influencent leur mode de transfert et leur

comportement dans le sous-sol. La connaissance de ces caractéristiques pourra faciliter ainsi le

choix des méthodes de dépollution adéquates, la délimitation de la surface polluée et

l’atténuation de la propagation des contaminants.

Dans le chapitre suivant, on se concentrera surtout sur la pollution engendrée par les

hydrocarbures, plus précisément les sources et impacts socio-économiques et environnementaux

et les risques sur la santé de la contamination des nappes souterraines par les hydrocarbures.



CHAPITRE II : SOURCES DE LA POLLUTION DES NAPPES


Depuis quelques années, on a constaté que les eaux superficielles et souterraines sont de

plus en plus exposées à diverses pollutions dues aux activités humaines. Pour le cas des eaux

souterraines, leur contamination peut avoir de multiples sources.

On distingue ainsi deux types de pollutions :

� pollutions dites diffuses provenant des épandages de produits solides ou liquides tels

que les engrais, pesticides ou autres, à la surface du sol sur des superficies importantes.

� pollutions ponctuelles qui résultent de la dispersion des produits dangereux sur une

surface délimitée. Elles sont souvent accidentelles mais peuvent être également

chroniques. Ce type de contamination concerne surtout les hydrocarbures.

Il est à préciser que dans notre cas, on développera seulement la pollution liée aux

hydrocarbures.

Les aquifères sont susceptibles d’être pollués pendant l’exploitation, le transport et le

stockage des hydrocarbures.

II.1 EXPLOITATION DES HYDROCARBURES [3] [27] [28]

Les activités pétrolières et gazières Onshore n’ont jamais cessé de se développer. Certes les

hydrocarbures sont des ressources pratiquement stratégiques et dont leur exploitation rend

l’économie des pays détenteurs de gisements d’hydrocarbures forte, cependant elle constitue une

source évidente de pollution des nappes souterraines.

La contamination des eaux souterraines pendant l’exploitation des hydrocarbures peut être

due aux fluides ou déblais de forage, aux eaux de production ou encore aux accidents survenus

au cours de la production des hydrocarbures.

II.1.1 Fluides et déblais de forage

Dès que les études géologiques et sismiques révèlent une zone prometteuse pour la

découverte de pétrole, le forage commence. Les opérations de forage introduisent du pétrole et

une grande variété d’autres composés complexes et dangereux dans l’environnement à travers les

fluides et déblais de forage. Il existe ainsi plusieurs types de fluides de forage souvent désigné



par le terme « boue de forage » : les fluides à base de pétrole, les fluides à bases d’eau ou encore

des fluides synthétiques. Ils ont pour rôle de maintenir les parois des puits, de refroidir et

lubrifier le train de sonde et l’outil de forage pour éviter tous risques de coincement, et d’assurer

la remonté des déblais de forage appelés « cutting ». La contamination des nappes proviennent

généralement de l’infiltration de ces fluides ou bien des produits chimiques et pétroliers

dangereux contenus dans les déblais de forage depuis la surface, au cas où la boue utilisée ainsi

que les cutting ne sont pas récupérés mais répandus à la surface du sol.

Dans le cas d’instabilité de trou, faute de tubage ou de cimentation ou de dosage de boue

opérante, les fluides de forages peuvent fortement envahir la formation traversée pouvant être

des aquifères et la polluer. Les nappes souterraines sont parfois atteintes lors de l’application

de la méthode dite fracturation hydraulique.

II.1.2 Eaux de production

Les écoulements les plus fréquents viennent des eaux de production. Les volumes varient

considérablement tout au long de la durée de vie d’un gisement. Les eaux de production sont

composées en majorité d’eau de réservoir de pétrole, relativement chaude, contenant du pétrole

dissous et dispersé, de fortes concentrations en sel, de métaux lourds, d’hydrocarbures

aromatiques polycycliques, et parfois des matériaux radioactifs. Elles peuvent contaminer les

aquifères suite à leur pénétration dans le sous-sol, si elles sont rejetées dans la nature sans être

traitées ou ne sont pas collectées de façon adéquate à la surface.

II.1.3 Accidents pendant la production des hydrocarbures

Pendant toutes les opérations de forages et de production, le puits doit être toujours contrôlé

pour éviter des éventuels dangers pouvant affecter les personnels, toutes les installations, et

l’environnement. Des accidents peuvent se présenter pendant l’extraction des hydrocarbures tels

que les éruptions des puits ou « Blow Out ».Une grande quantité d’hydrocarbures est déversée,

suite à un tel phénomène, s’infiltre dans le sous-sol et contamine les eaux souterraines.

Pour le cas de Madagascar, plusieurs compagnies pétrolières telles que Tullow, Exxon

Mobil, Amicoh, Petromad, Madagascar Oïl Sarl, Essar Energy, Madagascar Southern

Petroleum,… sont déjà en phase d’exploration. Dans les années à venir, elles passeront à la

prochaine étape, donc l’exploitation. Ces compagnies effectuent des travaux de recherches dans



plusieurs blocs pétroliers répartis dans les trois(3) grands bassins sédimentaires Onshore

malgache, s’étendant le long de la côte ouest de l’île. Les réservoirs d’eaux souterraines des

régions susceptibles d’avoir un gisement potentiellement exploitable risquent d’être touchés par

la pollution due aux hydrocarbures. Il faut ainsi s’attendre à préserver et à protéger toutes les

ressources d’eaux souterraines présentes dans ces régions.

II.2 TRANSPORT DES HYDROCARBURES [29]

Le transport en question ici, est celui effectué par voies terrestres. Les moyens de transport

des hydrocarbures sont nombreux : les oléoducs, les gazoducs, les camions citernes et, wagons

citernes. Le transport des hydrocarbures consiste à les acheminer depuis le site d’exploitation en

passant par les raffineries et les sites de stockage jusqu’à la zone de consommation, afin

d’alimenter les réseaux de distribution. Il fait partie des sources de contamination des aquifères.

Ainsi, la pollution des nappes peut apparaître pendant le transport des hydrocarbures par

voie routière, par voie ferrée ou par canalisation.

II.2.1 Transport par route

Les produits finis obtenus après raffinage, c'est-à-dire toutes les coupes pétrolières et les

produits dérivés sont dans la plupart des cas transportés par route. Ils sont expédiés depuis le

dépôt de stockage vers les consommateurs .Ce sont les camions citernes qui assurent leur

transfert d’un endroit à un autre. Des risques importants sont liés au transport routier. A la suite

d’accidents tels que reversement latéral des citernes ou explosion, ou incendie ; d’une part, une

quantité considérable d’hydrocarbures est susceptible de s’infiltrer dans le sous-sol et d’atteindre

la nappe. D’autre part, une partie peut s’écouler vers les réseaux hydrographiques environnants

tels que les cours d’eau, les lacs, ou les rivières. Des champs de culture, rizières, atteints par

l’épandage d’hydrocarbures risquent d’être condamnés et ne plus être utilisés pendant des

années après contamination du sol. Ces accidents résultent souvent de la défaillance mécanique

des camions citernes, de la mauvaise fois ou incompétence, ou de l’état physique du chauffeur

(malaise, ivresse, manque de sommeil), ou des conditions météorologiques.



II.2.2 Transport par voie ferrée

On utilise généralement des wagons citernes pour conserver et transporter les différents

produits pétroliers, lors des longs trajets. Les conditions de conservation de ces produits sont

identiques à celles des camions citernes. Ce type de transport est complémentaire au transport

routier. Les accidents qui surviennent durant le transport ainsi que les impacts engendrés sont

similaires à ceux du transport par route.

A Madagascar, les chemins de fer constituent un moyen de transport d’hydrocarbures

efficace mais, moins exploités que les routes.

II.2.3 Transport par canalisation

Le transport par canalisation est surtout appliqué pour le transport sur grandes distances.

C’est un mode de transport de matières gazeuses, liquides, et parfois solides, réalisé au moyen de

conduites constituant généralement un réseau système de transport. Il existe ainsi deux types de

canalisations ou pipeline :

- Les oléoducs utilisés pour assurer le transport des hydrocarbures liquides, notamment le

pétrole

- Les gazoducs pour le transport des gaz naturels

Les oléoducs et les gazoducs sont souvent employés pour transporter les bruts provenant

directement du site d’extraction vers les unités de raffinerie, mais aussi des produits finis. Ils

peuvent traverser des milliers de kilomètres, relier même deux pays. Les pipelines sont coûteux

et difficiles à construire, mais une fois installés, convenablement entretenus et exploités, ils

constituent l’un des moyens les plus sûrs et les plus économiques de transporter ces produits. Ils

ont été conçus de manière à supporter les produits, à réduire les risques divers tels que explosion,

incendie, rupture des conduites ou fuites des hydrocarbures. Ces fuites résultent de la perforation

des canalisations due au phénomène de corrosion, de vieillissement des tubes, ou aux actes de

terrorismes, ou de vandalismes. Un volume important d’hydrocarbures répandu en cas de fuite,

sur la surface du sol entraine ainsi la pollution des nappes souterraines.



II.3 STOCKAGE D’HYDROCARBURES [29]

Le pétrole brut, les gaz naturels, les stocks intermédiaires, les produits raffinés, les additifs,

les produits chimiques sont stockés dans des réservoirs à pression atmosphérique ou des

réservoirs aériens ou enterrés sous pression. Ces réservoirs se trouvent à l’extrémité des

conduites de collecte et d’alimentation, le long des conduites principales, sur les sites de

chargement-déchargement maritimes et dans les raffineries, terminaux et dépôts de stockage.

Leurs dimensions, forme, conception, configuration et fonctionnement dépendent de la qualité et

du type du produit stocké, ainsi que des dispositions réglementaires ou des prescriptions de

l’entreprise.

Il est possible que les nappes souterraines se trouvant dans les endroits où on maintient les

hydrocarbures, soient menacées par la pollution.

II.3.1 Les parcs de stockage

Les parcs de stockage sont des groupes de bacs situés souvent dans les sites

d’exploitation des gisements d’hydrocarbures. On y garde les bruts avant leur expédition vers

les raffineries.

II.3.2 Les terminaux

Les terminaux sont des installations de stockage qui reçoivent généralement du brut et

des produits dérivés amenés par pipelines ou par navires et qui les stockent et les redistribuent

aux raffineries, à d’autres terminaux, aux installations de stockage en vrac, aux stations-service

et aux consommateurs au moyen de pipelines, de navires, de wagons-citernes et de camions-

citernes. Les terminaux peuvent être exploités par des compagnies pétrolières, des exploitants de

pipelines, des exploitants indépendants, de grandes entreprises industrielles ou commerciales ou

des distributeurs de produits pétroliers.

II.3.3 Les installations de stockage en vrac ou dépôts de stockage

Les installations de stockage en vrac sont généralement plus petites que les terminaux.

On y détient les produits pétroliers. Elles sont le plus souvent approvisionnées par wagons-



citernes ou camions-citernes depuis les terminaux, mais parfois aussi directement par les

raffineries. Les produits entreposés sont ensuite distribués aux stations-service et aux

consommateurs à l’issu des wagons-citernes ou camions-citernes.

De nombreux risques et accidents peuvent se présenter dans ces différents lieux de

stockages d’hydrocarbures. Il peut y avoir des débordements de réservoirs, des fuites, des

déversements accidentels, des épandages pendant les opérations de chargement, de

déchargement ou de transfert d’hydrocarbures, des explosions ou des incendies. L’ampleur de

ces problèmes est préoccupante. Une grande quantité déversée peut s’infiltrer dans le sol et

contaminer les eaux souterraines.

En ce qui concerne Madagascar, depuis l’arrêt de la raffinerie implantée à Tamatave, le

pays importe directement des produits finis. La société Galana Raffinerie Terminal S.A qui opère

sur le site de stockage d’hydrocarbures à Tamatave, stocke environ 90% des produits pétroliers

importés avant de les distribuer aux consommateurs et à d’autres sites de stockage. Les produits

pétroliers sont déchargés du tanker grâce aux pipelines qui relient le port au Terminal.

L’approvisionnement en hydrocarbures des autres dépôts dans l’ensemble de l’île est ensuite

assuré par la Logistique Pétrolière S.A, qui se fait soit par camions citernes, par wagons

citernes et caboteurs. Les photos suivantes montrent les divers accidents pouvant survenir au

cours de la manipulation des hydrocarbures.

Photo 2: Accidents liés au stockage et au transport d’hydrocarbures

Source : www.google.fr/ Août 2013



CHAPITRE III : IMPACTS DE LA POLLUTION DES NAPPES


III.1 IMPACTS SUR L’ENVIRONNEMENT [30]

III.1.1 Effets directs

La pollution des eaux souterraines perturbe les écosystèmes souterrains. Elle concerne

généralement la faune aquatique souterraine. Cette faune est composée majoritairement

d’invertébrés tels que les crustacés et mollusques, mais aussi de quelques vertébrés (amphibiens,

poissons) et de micro-organismes. Ce sont des espèces fragiles et sont complètement

dépendantes des faibles apports en oxygène et en nourriture en provenance de la surface. Ils

présentent ainsi des particularités morphologiques et physiologiques adaptées à la vie

souterraine : dépigmentation, formes allongées et filiformes avec de longs appendices,

disparition des yeux compensés par des longues antennes et des récepteurs chimiques,

ralentissement du développement et grande longévité. Ils sont sensibles à la qualité des eaux et

aux variations de leur température. La contamination des aquifères suite à une infiltration d’une

grande quantité d’hydrocarbures détériorera la qualité des eaux souterraines, déstabilisera la vie

dans le milieu souterrain, entrainera ainsi la disparition de ces espèces.

III.1.2 Effets indirects

La spécificité des eaux souterraines réside dans leur capacité à :

• maintenir les zones humides

• servir de tampon dans les périodes de sécheresse

• assurer le débit de base des réseaux hydrographiques de surface tels que les rivières, les

cours d’eau, les lacs et fleuves, en alimentant ces réseaux tout au long de l'année.

Cela implique que la qualité des eaux souterraines a un impact sur celle des eaux de surface,

ainsi que sur les écosystèmes aquatiques et terrestres associés.



III.2 IMPACTS SOCIO-ECONOMIQUES [31]

III.2.1 Impacts sur les activités humaines

Les eaux souterraines constituent la majorité des réserves d’eau potable sur notre planète.

L’eau est vitale pour l’ensemble des êtres vivants. La contamination des nappes souterraines peut

compromettre l’exploitation de la ressource pour de longues périodes de temps. La persistance

élevée et la faible mobilité des polluants dans l’aquifère imposeront surtout une restriction

prolongée de l’usage de points d’eau. La pollution des eaux souterraines réduira donc la quantité

d’eau pouvant être consommée par la population et, engendrera même une pénurie d’eau.

Plusieurs activités humaines peuvent être aussi affectées par la pollution des eaux souterraines

telles que l’industrie, l’élevage ou l’agriculture. L’eau polluée ne doit pas être utilisée pour la

culture. Les plantes cultivées conservent les substances toxiques y contenues, dont la

consommation ultérieure provoquera des effets néfastes sur la santé.

En outre, en cas de déversement dans les champs de culture ou rizière, une condamnation

durable de ces derniers aura lieu, donc une diminution de production.

III.2.2 Impacts économiques

Les conséquences économiques de la pollution des eaux peuvent être assez importantes

étant donné ses effets nocifs sur la santé humaine ou sur l’environnement. Une mauvaise santé

entraîne souvent une baisse de la productivité humaine, et une dégradation de l’environnement

affaiblit la productivité des ressources en eau directement utilisées par la population.

Le poids économique des maladies peut s’exprimer non seulement en frais de traitement, mais

aussi en manque à gagner pour les sociétés. Les carences de l’hygiène publique et les épidémies

qui en résultent peuvent aussi pénaliser lourdement l’économie.

Une fois polluée, l’eau devient impropre à l’approvisionnement de la population. Par conséquent,

on doit acheminer de l’eau propre par des canalisations sur de longues distances, ce qui revient

beaucoup plus cher. De plus, la décontamination des nappes nécessite des équipements adaptés

et sophistiqués, elle s’avère donc être très onéreuse.



En cas de déversement important, des équipes de lutte et d’intervention se rassemblent dans la

zone ciblée, la mobilisation des matériels, de moyens humains et techniques demande la mise en

place d’un financement complexe et considérable.

III.3 RISQUES SUR LA SANTE

La pollution des eaux souterraines peut avoir des impacts directs sur la santé des usagers.

Ces derniers courent d’énormes risques suite à la consommation des eaux contaminées par les

hydrocarbures. La gravité des risques sur la santé dépend de la concentration d’hydrocarbures

dans l’eau et de leur toxicité. Ces risques peuvent se présenter comme suivent :

• des irritations cutanées et oculaires (conjonctivite) dues au contact avec l’eau polluée

• des affections gastro-intestinales accompagnées de vomissement, maux de tête, troubles

du système nerveux, irritations de la gorge , des anémies dues à la toxicité pour les

cellules sanguines et la moelle osseuse, troubles cardiaques résultant de l’ingestion des

particules d’eau polluées.

• des malformations congénitales, perturbation de grossesse donc du développement du

fœtus chez les femmes enceintes, dues à l’ingestion de l’eau contaminée.

Les hydrocarbures sont l’un des contaminants les plus dangereux. Leurs caractéristiques et

celles des couches traversées influencent les comportements de ces hydrocarbures dans le sous-

sol. Ils peuvent y pénétrer et polluer les nappes souterraines. Les sources de pollution de ces

dernières par les hydrocarbures sont diverses. La contamination peut avoir lieu pendant

l’exploitation, le transport ou le stockage d’hydrocarbures. Les impacts vis-à-vis de

l’environnement et de l’économie et de la santé sont majeurs. Les hydrocarbures dégradent la

qualité des eaux souterraines ainsi que le fonctionnement des écosystèmes souterrains.

Ainsi, nous allons essayer de voir dans la troisième partie, l’étude du cas du site de

stockage d’hydrocarbure de la société Galana Raffinerie Terminal S.A., situé à Tamatave.



PARTIE III : ETUDE DE CAS DE GALANA

RAFFINERIE TERMINAL TOAMASINA



PARTIE III : ETUDE DE CAS DE GALANA RAFFINERIE TERMINAL TOAMASINA

CHAPITRE I : PRESENTATION GENERALE DE LA SOCIETE GA LANA

Le groupe GALANA à Madagascar rassemble la GDP, la GRT et la PTP. C’est un opérateur

pétrolier indépendant de l’Océan Indien, créé en 1991. Il s’occupe principalement de la

réception, du stockage, de la distribution et de la commercialisation des produits pétroliers à

travers le pays.

Galana Raffinerie Terminal est une société Anonyme, d’un chiffre d’affaires de 6 milliards

d’Ariary dont 10% appartenant à l’État Malagasy et le 90% à Galana United. Elle compte parmi

l’un des plus grands terminaux de l’Océan Indien.

I.1 LOCALISATION

La société Galana Raffinerie Terminal Toamasina se situe sur la côte Est de Madagascar,

dans la Province de Tamatave, environ à 5 km du port. Elle s’étend sur une superficie de 45 ha se

répartissant en :

• Dépôt d’hydrocarbures de Manangareza

• centre de traitement de boues et fosse à boue

• ex-dépôts gaz désignés sous le nom de dépôt Italia et sphère

Le site de stockage d’hydrocarbures est délimité :

• au Nord par le canal des Pangalanes;

• au Sud par la route des hydrocarbures et le village dépôt Analankininina;

• à l’Est par le port fluvial;

• à l’Ouest par le terrain ex-SOMAPALM, et au Sud Ouest par le dépôt Italia.

Sa situation géographique offre plusieurs avantages, dont la faculté d’approvisionnement en

produits finis grâce à la réception des produits pétroliers à la Plateforme pétrolière via pipeline ;

et la possibilité d’expédition de ces produits par tous les moyens de transport tels que les wagons

citernes, les camions citernes, ou les caboteurs.

La photo ci-après nous informe sur la situation géographique de la Galana Raffinerie Terminal.



Photo 3: Carte de localisation de la société Galana Raffinerie Terminal



I.2 HISTORIQUE

La société Galana Raffinerie Terminal S.A détient le plus grand dépôt de stockage

d’hydrocarbures dans le pays. Elle offre des prestations de réception, de stockage et de

chargement de produits pétroliers à sa clientèle.

En 1954, Madagascar disposait déjà un dépôt d’hydrocarbures appelé SGDT (Société Général de

Dépôt de Tamatave) situé à Manangareza et qui assurait le stockage de toute la consommation

du pays en matière de produits finis importés et distribués dans tout Madagascar par les voies et

les moyens disponibles en ces temps.

En 1966, la Raffinerie a été mise en service et gérée par la Société Malgache de

Raffinage (SMR) dont les actionnaires étaient : ELF, les sociétés privées de la distribution ainsi

que l’État Malagasy.

En 1976, le gouvernement de l’époque a décidé de nationaliser le secteur pétrolier et de

créer la Solitany Malagasy (SOLIMA) qui intégrait toutes les activités pétrolières dont celle de la

SMR.

Créé en 1991, le groupe pétrolier indépendant GALANA s’est rapidement développé

dans le négoce international de produits pétroliers dans le Moyen-Orient, Océan Indien, Afrique

de l’Est et Australe. GALANA était un des principaux fournisseurs de la SOLIMA.

Dans le but de lancer une stratégie d’intégration industrielle, le groupe GALANA a acquis deux

lots lors du processus de privatisation en 2000:

• un des 4 lots pour la distribution et ainsi est née la Société Anonyme Galana Distribution

Pétrolière;

• lot « raffinerie » qui est à l’origine de la Société Anonyme Galana Raffinerie Terminal

(GRT).

Avec la décision d’adoption de nouvelles spécifications dont l’essence sans plomb et la

réduction du teneur en soufre, l’activité de raffinage a été arrêtée en 2006. Désormais GRT se

consacre aux activités de Terminal de stockage donc de réception, de stockage et d’expédition

de produits pétroliers raffinés (Essences Sans Plomb, Kérosène, Gasoil, Fuel-oil et plus tard le

Naphta), avec le meilleur service pour satisfaire ses clients.



I.3 PRINCIPALES MISSIONS DE LA GRT

I.3.1 Activités

La société Galana Raffinerie Terminal assure un maillon clé de la chaîne d’approvisionnement

du marché national, desservant les distributeurs. Ses activités consistent à:

- Réceptionner les produits pétroliers importés par les distributeurs sur la Plateforme

Pétrolière pouvant recevoir des navires allant jusqu’à 78 000DWT;

- Transférer ces produits vers le terminal de stockage à travers un réseau de 5 km de

pipelines;

- Stocker le produit des clients dans ses bacs de stockage selon l’allocation contractuelle;

- Assurer le maintien de la qualité des produits durant son passage au Terminal;

- Charger ces produits selon les besoins des clients par caboteurs, camion citernes, wagons

citernes ou pipeline.

I.3.2 Objectifs

Comme beaucoup d’autre entreprise, GRT a ses propres principes et objectifs .Elle a pour but

de :

- Garantir la disponibilité et la qualité de ses services et délivrer les produits pétroliers dans

les délais convenus en respectant les exigences de leurs clients et les exigences légales et

règlementaires applicables.

- Développer le savoir de leurs collègues par des formations adaptées, réduire l’impact de

leurs activités sur la santé, et offrir un environnement de travail favorable à leur

épanouissement.

- Améliorer leur performance en termes de sécurité dans leur activité et opérations pour

éviter les accidents.

- Réduire de l’impact environnemental de leur activité à travers la gestion de leurs déchets,

le respect des règlementations sur les rejets d’hydrocarbures et la mise en œuvre de moyens pour

l’élimination d’éventuels épandages et communiquer leur performance aux parties prenantes

- Garantir la performance économique par la maîtrise de leur processus.



I.3.3 Capacité productive

GRT possède des capacités uniques dans la région des îles de l’Océan Indien et d’Afrique de

l’Est :

- Environ 900 000 m3/an de produits transitent par le Terminal;

- Chargement /déchargement avec un débit 1200 m3/heure via pipelines;

- Stockage d’une capacité totale opérationnelle de 213 000 m3;

- Réseau de pipelines de réception et expédition de 5 km;

- Capacités de chargement jusqu’à 80 camions-citernes et 24 wagons par jour;

- Un centre de traitement de boues par bioventilation: 2900T/an;

- Plus d’une centaine de collaborateurs.

I.4 STRUCTURE DE LA GRT

I.4.1 Nombre de personnel

Actuellement, Galana Raffinerie Terminal compte 110 employés dans tous les secteurs

dont :

- 03 expatriés;

- 21 cadres CDI;

- 78 non cadres CDI;

- 08 non cadres CDD.

I.4.2 Directions au sein GRT

Sous la Direction Générale, il existe quatre Directions qui sont:

- La Direction Administrative et Financière;

- La Direction Exploitation;

- La Direction Ressources Humaines chargée des Relations Publiques;

- La Direction Technique;

- A part ces quatre directions, le Département Informatique, le Département Audit et

Contrôle de Gestion ainsi que la Cellule HSSE sont liés directement à la Direction

Générale



I.4.3 Organigramme de GRT La structure au niveau de GRT est représentée dans l’organigramme suivant. Comme notre étude se concentre surtout sur

l’environnement, on détaillera le département y rattaché.

Figure 14 : Structure de la société Galana Raffinerie Terminal

Administrateur de données HSSE

Direction Générale

Direction Exploitation Direction Administrative et Financière

Direction Ressources Humaines

Dépt Audit et contrôle de

Gestion

CHSSE Dépt IT

Direction Technique

Dépt Prévention et Intervention HSSE

Responsable Gestion de l’Environnement

Agent Technique HSSE

Coordinateur Permis

de travail

Chef d’équipe de Prévention et d’Intervention HSSE

Agent Prévention et Intervention HSSE

Agent assigné traitement de rejets



CHAPITRE II : GESTION DU SITE

II.1 MODE DE STOCKAGE

La direction exploitation de GRT s’occupe principalement de toutes les opérations de stockage

et de manipulation des produits pétroliers.

Il est à préciser que les produits pétroliers stockés n’appartiennent pas à GRT. Ils sont importés,

et commercialisés par les distributeurs suivants :

� GALANA DISTRIBUTION PETROLIERE

� JOVENNA MADAGASCAR

� VIVO ENERGY MADAGASCAR

� TOTAL MADAGASCAR

La GRT assure la réception, le stockage et l’expédition de ces produits à travers le pays.

II.1.1 Installations

Les produits stockés à la GRT présentent des dangers et risques, leur stockage nécessite une

préoccupation particulière. Les installations et équipements utilisés doivent correspondre aux

types de produits conservés. Les conditions de stockage dépendent des caractéristiques des

produits manipulés.

II.1.1.1 Les différentes zones

Le site de stockage de la société Galana Raffinerie Terminal se subdivise en trois zones à

l’intérieur et en quatre zones différentes à l’extérieur.

a. A l’intérieur

Il existe trois zones :

- zone A comportant six bacs dont 4 opérationnels, d’une capacité de 23 000 m3chacun, où

sont stockés les Gasoil et le naphta.

- zone intermédiaire : On y trouve 5 bacs de stockage de Fioul et de SLOP et deux bassins

API utilisés alternativement pour la récupération, le traitement des rejets par décantation

(des égouttures des postes de chargement et des stations de pompage, des purges des

réservoirs, des eaux de ruissellement polluées par les hydrocarbures).



- zone B : conçue notamment pour les exploitations. Il y a 22 bacs de 6000 à 25000 m3 et

d’une hauteur de 10 à 18 m. Tous les produits manipulés à la GRT sont entreposés dans

cette zone, excepté le naphta. Un autre bassin API est mis en place dans la zone B dont

la capacité est inférieure à celle de la zone intermédiaire.

Les photos ci-dessous montrent ces différentes zones.

ZONE A ZONE INTERMEDIAIRE ZONE B

Photo 4: Zonalité du site de stockage d’hydrocarbures

b. A l’extérieur

GRT possède des dépôts de gaz mais qui ne sont plus fonctionnels à l’heure actuelle. Le

couloir tampon (zone d’exclusion de 5m à l’axe des pipelines reliant le port au Terminal), le

terrain ex Somapalm, et le centre de traitement des boues appartiennent aussi à GALANA.

II.1.1.2 Les cuvettes de rétention

Chaque zone comprend des cuvettes : trois dans la zone A dont chacune est

compartimentée en deux, quatre dans la zone B et une seule dans la zone intermédiaire. Les

cuvettes de rétention sont délimitées par des digues, murs ou merlons. Elles servent à séparer

physiquement les réservoirs pour éviter la propagation d’un incendie d’un secteur à l’autre et

surtout à contenir les déversements accidentels, fuites ou débordements d’un réservoir, d’une

pompe ou d’une conduite. Elles sont dimensionnées et entretenues de façon à pouvoir retenir

une quantité donnée de produit. La capacité utile d’une cuvette de rétention dépend de la

catégorie d’hydrocarbures stockés et de la capacité des réservoirs implantés. En général, elle est



déterminée de la manière suivante. Elle doit être au moins égale à la plus grande des deux

valeurs ci-après :

- 100 % de la capacité du plus grand réservoir du périmètre;

- 50 % de la capacité globale des réservoirs implantés dans la cuvette.

Le tableau ci-après nous renseigne sur les cuvettes existantes au sein de la GRT.

Tableau 13 : Récapitulation des cuvettes de rétention

Cuvette de

rétention

Réservoir

s

intérieur

s

Surface

brute

(m2)

Emprise

réservoir

s (m2)

Surface

nette

(m2)

+ Grand

réservoir

Hauteurs

des

merlons

(m)

Capacité

nette des

cuvettes

(m3)

B0 T232,

T233

T234,

T237,

T238

4 108

1 037

3 071

T

237/238

1,7

6136

B1 T201,

T202,

T203,

T208,

T209,

T235

6 728

2 237

4 490

T 201

2,3

16 890

B2 T204,

T205,

T207, T2

10, T211,

T212,

T213,

T216

6 728

1 856

4 872

T

212/213

2

12 329

B3 T224,

T228,

T229,

T230,

T236

5 679

1 978

3 701

T 236

3

30 219

A1 T103,

T102

T103/10

2

A2 T101,

T104

T101/10

4

A3 T105,

T106

T105/10

6



II.1.1.3 Les bacs

Les bacs sont constitués par trois principaux éléments :

� le toit qui peut être flottant, fixe ou fixe à écran flottant

� la robe du bac faite de plusieurs viroles de différentes épaisseurs dont la partie inférieure

est plus épaisse que la partie supérieure.

� le fond du bac.

Ils sont aussi munis de divers accessoires :

� les accessoires de sécurité : soupapes de respiration ou évents, soupapes de

surpression, arrête-flamme, mise à la terre, boite à mousse, couronne de

refroidissement, systèmes de détection et de signalisation de trop-plein …

� les accessoires d’exploitation : vannes de pieds de bacs, vanne de drainage, vanne

de drainage de toit spécialement pour les bacs à toit flottant, pot de purge pour les

bacs de JET, jauge à vue, trou d’homme, trou de jauge ou tube de jaugeage ,

hélico-mélangeur (homogénéisation des produits), manifolds, escalier, échelle,…

Galana Raffinerie Terminal détient 31 bacs opérationnels. Les réservoirs sont tous

construits en acier. Ils sont de types cylindriques à toit flottant, à toit fixe et à toit fixe à écran

flottant. Parmi les 31 bacs, 6 sont à toit flottant, employés pour le stockage d’essence et de

naphta, produits les plus volatils, un à toit fixe à écran flottant et les restes sont des bacs à toit

fixe. Les toits sont de forme conique et sphérique.

II.1.1.4 Les pipelines

GRT dispose de 3 pipelines de 5 km de longueur dont :

• un ancien et un nouveau pipe de 20 ‘’

• un pipe de 10 ‘’

Les deux premiers oléoducs servent à transporter les produits pétroliers lors de la réception d’un

tanker ou de l’expédition maritime. Le pipe 10 ‘’ est exploité pour l’alimentation en eau incendie

de la Plateforme pétrolière. Le tableau 14 donne les caractéristiques des pipes de 20 ‘’ .



Tableau 14: Caractéristiques des oléoducs

Diamètre

nominal

[inches]

Diamètre

extérieur

[mm]

Epaisseur

[mm]

Masse

[Kgm -1]

Identification

Spécification

API

Epaisseur

W.T

Schedule

20 508 15.09 183.42 5L XS 40

Les pipelines sont fabriqués en acier. Ils sont enterrés à 1.5m de profondeur. Ils se trouvent dans

un couloir tampon, une zone d’exclusion d’environ 5 m de part et d’autre de l’axe du tracé.

Aucune activité ne devrait être effectuée le long de ce couloir.

GRT utilise la méthode dite protection cathodique par courant imposé pour la protection des

structures contre la corrosion, qui est représentée par la figure 14.

Figure 15: Protection cathodique par courant imposé

Depuis quelques années, les vols d’hydrocarbures le long des pipelines n’ont cessé de

s’accentuer. Pour lutter, réduire et prévenir ces vols, GRT a mis en place :

� une patrouille assurée par un groupe privé.

� un réseau de fibre optique exploité depuis mi-février 2013.

Photo 5: Méthode par fibre optique



II.1.2 Les produits stockés

La Galana Raffinerie Terminal Tamatave stocke six (6) différents types de produits finis.

Ils proviennent de plusieurs pays exportateurs de pétrole tels que le Dubaï, l’Arabie Saoudite, le

Koweït, .... Ces produits sont manutentionnés dans le dépôt d’hydrocarbures de la GRT avant

d’être distribués aux consommateurs.

Le tableau 14 résume les produits manipulés au sein de la GRT ainsi que les allocations suivant

le type de produits.

Tableau 15: Produits manipulés à la Galana Raffinerie Terminal Tamatave

Types de

produits

Essence Naphta Gasoil Pétrole

lampant

Jet Fuel-Oil

Allocations

[m3]

14,100 23,500 53,000 6,000 9,500 18,000

II.1.3 Les opérations effectuées

GRT veille sur la qualité des produits y stockés. Ils sont suivis et contrôlés régulièrement.

Diverses opérations sont réalisées pour maintenir ces produits en bon état.

II.1.3.1 Piges

La pige est l’ensemble des mesures prises sur les bacs comprenant les jaugeages (hauteur du

produit, et la hauteur d’eau), et les mesures de la température.

Les réservoirs doivent être jaugés quotidiennement à partir de 06 h du matin, et pour les bacs

en expédition une deuxième jauge s’effectue à la clôture de l’expédition. Le jaugeage sera aussi

fait avant et après chaque opération pour déterminer le volume mouvementé, par exemple lors de

la réception d’un tanker, des expéditions terrestre ou maritime, du transfert bac à bac ou encore

de la purge d’un bac.

II.1.3.2 Echantillonnage

Cette opération est exécutée pour les analyses au laboratoire des produits reçus (avant

déchargement et après décantation) ou à expédier. Les équipes de la pomperie qui accomplissent

l’échantillonnage et celles du laboratoire achèvent les opérations d’analyses.



L’appareil utilisé pour cette opération s’appelle échantillonneur, un tube en acier. On pratique la

méthode dite HMB pour la prise d’échantillon, ainsi que pour la prise de température.

II.1.3.3 Purge

La purge consiste à drainer l’eau contenue dans les bacs de stockage. Pour assurer la

qualité des produits stockés à la GRT, elle doit être faite chaque jour.

II.2 MOUVEMENTS DES PRODUITS

Le département Mouvement des produits est sous la Direction Exploitation de Galana. Il

se charge des opérations de réception, de stockage et d’expédition des produits pétroliers. Il est

composé de deux services :

� Pomperie

� Expédition terrestre

La pomperie se divise à son tour en deux sections, la pomperie port et la pomperie usine.

II.2.1 Réception

La société Galana Raffinerie Terminal est la seule et unique société pétrolière dotée d’une

plateforme pétrolière à Madagascar, qui permet les chargements et déchargements des navires

allant jusqu’à 78,000 MT.

Photo 6 : Plateforme pétrolière de la société Galana



On trouve également à la plateforme des manifolds et flexibles, permettant la

connexion « Terre- Mer (ship/shore)», plus précisément du pipeline et des réservoirs des

tankers en cas de réception. Les produits ainsi déchargés sont expédiés directement vers le

Terminal grâce aux pipelines.

A chaque arrivée d’un tanker au port, toutes les interventions nécessaires sont assurées par la

section Pomperie Port. Des procédures administratives ainsi que des analyses devraient être

effectuées avant la réception des produits. La réception se fait généralement une fois par mois

dont le volume des produits entrant est en moyenne 64,000m3.

II.2.2 Expédition maritime

Les procédures de suivi pour l’expédition maritime sont les mêmes que pour la

réception des tankers. La différence est la suivante:

� C’est la pomperie usine qui expulse les produits par pipeline à l’aide des pompes ;

Les produits sont transportés par caboteurs qui ravitaillent la plupart des dépôts côtiers de

Madagascar en hydrocarbures.

II.2.3 Expédition terrestre

L’expédition terrestre concerne les chargements des camions citernes ou wagons citernes

qui effectueront : les transferts vers les autres dépôts d’hydrocarbures gérés par la Logistique

Pétrolière, et les ravitaillements des clients (stations services, Sherritt, Jirama...).

Comme cités ci-dessus, il existe trois types d’expédition terrestre : par wagons citernes (utilisés

uniquement pour le transfert), par camions citernes, et par pipelines.

Les tâches dans cette section sont entreprises par l’équipe de la pomperie en

collaboration avec le Back Office et la section postes de chargement.



II.3 MAITRISE OPERATIONNELLE ET MESURES DE MITIGATION SU R

L’ENVIRONNEMENT

II.3.1 Techniques de Prévention de la pollution des nappes phréatiques

Depuis un demi-siècle environ, l’activité humaine entraîne des modifications à grande

échelle de l’environnement. Il en va ainsi de l’urbanisation et de l’industrialisation intensive, les

produits issus de cette dernière se déversent peu à peu dans les sols, les rivières, les nappes

phréatiques, etc. L’ampleur des conséquences engendrées par la dégradation de

l’environnement telles que le réchauffement climatique, la pénurie d’eau, les catastrophes

naturelles accentués… qui incite les gens à mieux préserver l’environnement. Comme d’autre

société, Galana Raffinerie Terminal met aussi l’accent sur la protection de l’environnement

aussi bien sur le site de stockage qu’à la plateforme pétrolière et le long des pipelines. En ce qui

concerne la pollution des nappes souterraines par les hydrocarbures, GRT a ses propres

stratégies pour y prévenir .Elles se focalisent sur :

• la formation et la sensibilisation du personnel dans tous les secteurs basées sur la

préservation de l’environnement.

• Limitation des épandages effectuée en utilisant des matériaux oléophiles

absorbants tels que les papiers, boudins absorbants,…

• l’installation de réseaux d’assainissement vers le bassin API servant à récupérer,

et traiter les rejets.

Ainsi, des puits de prélèvement sont implantés et des analyses sont effectuées tous les six mois

pour suivre et contrôler l’état des nappes au sein du site de stockage et le long des pipelines.

II.3.2 Centre de Traitement de Boue ou CTB

Dans le cadre de la mise en œuvre de ces objectifs en matière de préservation de

l’environnement, Galana Raffinerie Terminal a mis en place un centre de traitement de boue. La

société FLUID EVENT, filiale de la société RACKO FLUID, et sous-traitant de GRT qui prend

en charge les travaux de recyclage et de valorisation des boues souillées par des hydrocarbures.

Les sols pollués par les hydrocarbures, les boues du fond des bacs et du bassin API sont envoyés

dans le centre afin d’être suivis et traités. Le produit ainsi obtenu, plus précisément le compost

est destiné au reboisement, et qui avec l’autorisation de l’ONE pourrait être utilisé comme

engrais pour l’agriculture.



La plateforme de traitement au niveau du CTB comporte ainsi en moyenne 4 à 5 lots, et s’étend

sur une surface de 1307 m2, pouvant recevoir environ 3600 m3 de sol pollué par an.

FLUID EVENT utilise la méthode dite de bioventilation pour le traitement des boues. Le

terme bioventilation se rapporte à l'utilisation simultanée ou séquentielle des principes ou

processus de volatilisation et de biodégradation aérobie. Cette technique consiste à faire circuler

de l'air à travers le sol pour en extraire les composés organiques les plus volatils (volatilisation)

et à conditionner les sols pour les rendre propices au développement des microorganismes

capables de biodégrader les composés organiques moins volatils (biodégradation). Le débit d'air

dans le sol peut être ajusté pour favoriser la volatilisation des contaminants ou leur

biodégradation.

Le schéma de traitement par bioventilation est représenté par la figure 14

Figure 16: Traitement par bioventilation

Descriptions :

- un système de drains à la base, raccordé au système d'aspiration débouchant vers

l’extérieur,

- un dispositif d'humidification et d'apports de micro-organismes ou nutriments en partie

supérieure sous la bâche

Les étapes de traitement s’effectuent comme suit :

1) Transport des sols pollués du site de stockage vers le centre de traitement

2) Etalage des sols sur la zone de préparation :

a. Bien mélanger, puis prélever deux échantillons en présence de GRT si possible. Envoyer

les échantillons au laboratoire de l’URGPGE pour analyse en taux d’hydrocarbures totaux ;



b. Une fois que les résultats (taux du HCT et MS) obtenus après analyse sont conformes,

c'est-à-dire que la quantité d’hydrocarbures contenue dans le sol est admissible au

traitement, on procède à la culture. La valeur limite acceptable en taux d’HCT des sols

pollués à l’entrée est de 150 000 ppm. Il faut ainsi répandre les sols pollués sur la surface

de la zone de préparation d’une épaisseur de 50 cm, puis rajouter de co-produits comme

la paille ou sciure de bois, et du NPK pour stimuler la croissance des micro-organismes.

Les conditions idéales pour la croissance des bactéries sont :

• pH : 5 à 9

• Humidité : 40 à 75% de la capacité de rétention d’eau

• Température optimale : 30 à 50°C

Le dosage des co-produits, nutriments et produit d’accélération de la dégradation pour 1m3

de sol pollué est :

• Paille ou sciure de bois : 110% du volume

• NPK : 1.08% du volume

Accélérateur de biodégradation BIOREP 22 : 2.15 % du volume

c. Malaxer le tout avec le roto du tracto pelle pour avoir un andain homogène ;

d. Transférer les produits malaxés vers la zone de traitement destinée (exemple zone A

selon le plan d’occupation).

e. Installer les canalisations d’aération et connecter avec le système de ventilation.

f. Couvrir l’andain avec une bâche pour maintenir la température intérieure ;

g. Mettre en marche le ventilateur

3) Le prochain retournement mécanique de l’andain a lieu après 15 jours

4) Une fois que le taux de HCT est inférieur à 1000 ppm, le compost peut être sorti du centre.

Il est destiné à des travaux de reboisement.

Il est important de noter que :

o l’ensemble des opérations doit être suspendu pendant les orages, averses, pluies

torrentielles. On ne réalise pas de mélange ou brassage sous la pluie.

o le compost doit être conforme avant expédition. Cela signifie que le taux en HCT devrait

être inférieur ou égale à 1000 ppm.

Le traitement des boues peut durer six à neuf mois. Le Centre de Traitement de Boue de

Galana Raffinerie Terminal est représenté par les photos ci-après.



Photo 7: Centre de Traitement de boues de la société Galana Raffinerie Terminal

II.3.3 Plan de lutte en cas de déversement

Le plan de lutte élaboré s’applique surtout en cas de déversement en mer, sur le littoral

ou au niveau du canal des Pangalanes.

L’objectif de ce plan est de développer et maintenir une organisation adaptée pour

répondre aux situations critiques et d’urgences dues à une pollution par les hydrocarbures ou par

les substances nocives et potentiellement dangereuses. Il vise à coordonner généralement toutes

les actions de lutte afin de minimiser les dégâts provoqués par la pollution marine et optimiser

l’intervention en mer et sur le littoral ou dans le canal des Pangalanes.

Des mesures de préparation à la lutte doivent permettre de disposer en permanence d’un

ensemble de moyens en personnel entraînés et en matériels adaptés et parfaitement entretenus.

De plus, des exercices mettant en œuvre les plans et les moyens sont effectués périodiquement au

moins une fois par an, ayant pour but de :

� Entrainer les personnels aux tâches qui les attendent et à l’action en commun,

� Vérifier la validité des plans et l’efficacité des moyens

Pour la conduite de la lutte, une coordination nationale ou régionale des experts opérationnels

sont mis en place, ainsi qu’un organe de crise pouvant être national ou régional selon

l’importance des déversements et l’endroit où se trouve la pollution. Cet organe est assisté par

six cellules dont :



� Cellule d’évaluation

� Cellule opérationnelle

� Cellule logistique

� Cellule de communication

� Cellule financière

� Historien / Documentaliste

Chaque cellule est affectée à une responsabilité qui leur est propre, composée de divers

représentants des autorités locales, des organismes, des services publics, des sociétés…. Le

point de stockage et de traitement des déchets récupérés doit également être défini.

Le principe général de lutte est de :

� Assurer l’efficacité de la rapidité l’intervention

� Obtenir le plus de renseignements et de précision possibles de la personne qui donne

l’alerte

� Prendre les coordonnées de cette dernière au cas où il serait nécessaire de la contacter

pour des informations supplémentaires.

� Assurer la sécurité du personnel en priorité sur toutes autres considérations.

� Atténuer et stopper l’arrivée des polluants par tous les moyens possibles.

� Déployer rapidement un grand nombre de moyens, quitte à les retourner à la caserne

pour cause de non utilisation.

� Parfaire la connaissance du personnel par de perpétuels recommencements et mettre à

jour régulièrement la formation du personnel.

Sans oublier les moyens de lutte, l’importance et la disponibilité des équipements de lutte et des

matériels de soutien logistique sont de véritables atouts pour la rapidité et la réussite des

opérations.

Le plan de lutte comprend un inventaire de tous les moyens de lutte auxquels il pourra être fait

appel dans la zone de responsabilité de chacune des autorités de la conduite de lutte et prévoit

l’organisation et les modalités de mise en œuvre de ces moyens. Il est ainsi à préciser que le plan

de lutte à adopter dépend du niveau d’importance des déversements d’hydrocarbures.



II.3.4 Plan d’Opération Interne ou POI

Les établissements à risque, comme un dépôt d’hydrocarbures, pour la sécurité des

personnes, la sauvegarde des biens et la protection de l’environnement, ont l’obligation

d’élaborer un Plan d’Opération Interne (POI).

Ce Plan d’Opération Interne (POI) présente les modes de calculs et définit les mesures

d’organisation, les méthodes d’intervention et les moyens nécessaires en hommes et matériels du

dépôt, tant internes qu’externes que le responsable du dépôt doit mettre en œuvre en cas

d’accident au sein de son établissement, et si nécessaire le corps des pompiers régionaux. Il a été

conçu dans le but de :

- Protéger le personnel et les biens au sein du dépôt

- Eviter les effets néfastes de l’accident sur la population voisine et l’environnement.

Le P.O.I est constitué avec le souci d’être le plus opérationnel possible, c’est à dire le plus

synthétique et le plus simple possible.

Le POI est élaboré par la Cellule HSSE en collaboration avec la Direction Technique ainsi que la

Direction Exploitation. Il doit également être mis à jour suite aux éventuelles modifications

existantes sur terrain afin : d’une part, d’adapter les méthodes d’interventions aux conditions

réelles qui se présentent au dépôt, et d’autre part, d’améliorer la qualité générale de

l’intervention en cas d’accidents.

Ainsi, une enquête des dangers et de risques inhérents à l’installation est menée

systématiquement et amène à la configuration des scénarios de risques dont les effets devront

être maîtrisés préventivement ou au moins réduits à un minimum acceptable.

A la déclaration d’un sinistre, une cellule dite cellule de crise sera établie par la direction

de la GRT s’il se révèle être important. Cette cellule aura pour mission de dégager la synergie

nécessaire et assurer une coordination avec toutes les interfaces possibles, pouvant être internes

et/ou externes. Les tâches suivantes sont attribuées à cette cellule :

� définir les objectifs à atteindre lors de l’attaque contre la situation d’urgence.

� valider et redéfinir ces mêmes objectifs pendant toute la période de crise.



� Aviser, dans les meilleurs délais les autorités et toutes autres parties concernées tout en les tenant informés des évolutions.

� Veiller à une intégration efficace et efficiente des interfaces externes telles que les Sapeurs Pompiers, la Gendarmerie,…

� Mettre en place un programme d’après sinistre pour assurer la pérennité du business dans les meilleures conditions.

Le tableau suivant récapitule les rôles et responsabilités de la cellule de crise au sein de la Galana Raffinerie Terminal

Tableau 16: Rôles et responsabilités de la cellule de crise

Fonctions Rôles et responsabilités Fonctions Rôles et responsabilités

Team Leader S’appuyer sur ses proches coordinateurs de la cellule de crise pour dégager des instructions claires pour amenuiser les conséquences de la situation de crise. Le team leader est aussi le seul porte-parole attitré, vis-à-vis des externes tel que la presse, les autorités, …

Chef de terrain

Relier les infos du terrain à la cellule de crise et coordonner l’implémentation des instructions de celle-ci. Organiser les équipes sur terrain d’une manière efficace et avec calme

Coordinateur d’attaque de crise

Coordonner la mise en place d’une équipe d’attaque de la situation d’urgence (EASU). Aviser le Team et s’assurer que les informations passent bien entre la cellule de crise et le terrain

Historien Enregistrer toutes les informations en ordre chronologique

Coordinateur de ressources

Prendre note des instructions du team leader et offrir les services tels que la recherche des ressources internes / externes (familles des personnes impliquées). Recrutement de temporaires de responsable du confort (nourriture, café, papier, stylo, etc.…)

Supports Le représentant du corps médical est surtout là pour donner des avis liés à l’aspect santé du personnel et organiser les déplacements vers les hôpitaux en cas de besoin. Le Back Office fournit une ligne de communication vers les clients directs de la GRT. L’équipe Projets communique avec les entreprises partenaires et donne les informations sur les installations.



CHAPITRE III : ETUDES EXPERIMENTALES

III.1 ETAT DES LIEUX

Notre zone d’étude se trouve environ à 353 km au nord-est d’Antananarivo, dans la région

Est, capitale économique de Madagascar, à une latitude18°08’50’’Sud, et longitude 49°23’43’’

Est, à une altitude de 5 m. Elle est dans la zone la plus humide du pays. L’humidité relative est

en moyenne 80%. Le climat est de type subéquatorial : températures chaudes et de pluies

fréquentes tout au long de l’année. La température est en moyenne 24°C pour 3500mm de pluie

par an. La pluie y est abondante, les nappes souterraines sont donc alimentées presque toute

l’année. Ces dernières sont de plus en plus touchées par la pollution.

On a déjà énoncé dans la deuxième partie de ce présent ouvrage que les nappes souterraines

peuvent être atteintes par les hydrocarbures, que ce soit pendant l’exploitation, le stockage ou la

manipulation, soit durant le transport de ces derniers.

La manutention des hydrocarbures est une activité à haut risque, susceptible de menacer

aussi bien l’homme que l’environnement. Toute société exerçant une telle activité doit toujours

viser la préservation de l’environnement et la protection du personnel contre les risques dus aux

dangers.

Pour GRT, des études de risques ont été effectuées dans le but de mieux prévenir les

incidents et accidents pouvant engendrer des conséquences néfastes et désastreuses vis-à-vis de

l’environnement et de la santé.GRT a ainsi établi son plan d’opération interne (P.O.I).Des

exercices et sensibilisations sont périodiquement réalisés pour former tout le personnel.

Notre étude se concentrera sur le cas de Galana Raffinerie Terminal, le plus grand dépôt

d’hydrocarbures à Madagascar.

Le stage effectué au sein de cette société a permis de comprendre et de voir de plus près les

problèmes environnementaux qui peuvent se présenter dans les sites de stockage

d’hydrocarbures. Une étude a été mené, ayant pour objet de :

- Déterminer si les nappes souterraines à l’intérieur du dépôt et le long des pipelines sont

contaminées par les hydrocarbures.

- Dégager et proposer les méthodes et techniques adéquates pour remédier à la pollution au

cas où les aquifères sont atteints.



GRT possède 31 bacs de stockage opérationnels répartis dans trois zones différentes et un

réseau de pipelines de 5 km de long. Avant la privatisation, la plupart des installations

dataient des années 60. Depuis la prise en charge du terminal par GRT, des modifications,

rénovations et améliorations ont été entreprises pour se conformer aux normes d’installations

en vigueur actuellement en terme de performance, sécurité et environnement. Un des

exemples de cette politique de mise en conformité est la mise en place du nouveau pipe de

20’’, la mise en eau de la ligne incendie de 10’’…

Chaque bac est ainsi équipé d’un système de protection contre incendie, d’un système de

drainage ou purge. Les bacs sont installés dans des cuvettes de rétention formées par des

murs de merlon étanches mais dont le fond est constitué d’une couche de sable, roche

poreuse et perméable, donc la probabilité d’infiltration d’hydrocarbures par le fond en cas

d’épandages accidentels est donc élevée. A noter également qu’au niveau de chacune des

cuvettes, les eaux de pluie ou eaux de ruissellement ne sont ni collectées, ni dirigées vers les

réseaux d’assainissement. Cependant, ces eaux favorisent le transport des hydrocarbures dans

le milieu souterrain en cas d’épandages sur la surface dus à une perte de contrôle lors de

transfert bac à bac, nettoyage des bacs,…

Durant la descente, des traces d’épandages ont été observées sur la surface de sol. Des

traces de produits sont en effet remarquées. Cela peut engendrer une pollution de la nappe

phréatique en cas de forte pénétration dans le sol. Ceci est encore une hypothèse mais seules

les analyses effectuées confirmeront si les nappes phréatiques sont réellement touchées.

L’état des lieux sera illustré par les photos suivantes.

Photo 8: Etat des lieux



III.2 ETUDES TECHNIQUES

III.2.1 Enquête menée auprès de la population environnante

Le dépôt d’hydrocarbures de GRT est entouré par des industries. Les riverains se concentrent

surtout du côté Sud-est, le long des pipes. Les oléoducs de 5 km de long, allant du site de

stockage au port traversent les quartiers suivants :

� Fokontany Analankininina

� Cité Canada

� Hôtel Marotia

Une enquête a été menée auprès de la population résidant dans ces quartiers pour prendre

connaissance de l’impact de l’installation dans leur vie quotidienne. Une vingtaine de familles

ont été interviewées. Les gens ont répondu et donné leur avis selon leur perception. La quasi-

totalité environ 80% a manifesté leur mécontentement sur la qualité de l’eau provenant des puits.

Ils disaient tous que l’eau est polluée et ne peut plus être utilisée même pour se laver. Cependant,

la plupart des gens utilisent encore l’eau des puits pour recouvrir leur besoin en eau, que ce soit à

usage domestique ou agricole. Ils puisent ainsi l’eau à l’aide d’une pompe manuelle.

A Madagascar, les eaux souterraines assurent l’approvisionnement en eau potable de la

majorité de la population.

Ils ont exprimé les effets néfastes de l’utilisation de l’eau contaminée par les hydrocarbures. Ce

sont :

� irritation de la peau

� problèmes gastro-intestinaux

� maux de tête, vomissement

� tâches indélébiles sur les vêtements

Certes, au cours de la descente, nous avons remarqué que l’eau sentait d’hydrocarbures mais

seules les analyses peuvent confirmer la présence et la quantité d’hydrocarbures contenue dans

l’eau. L’enquête a été ainsi effectuée au cours des prélèvements. La population recommande

ainsi que GRT réagisse face à la situation.



III.2.2 Prélèvements des échantillons

III.2.2.1 Eaux

D’une part, pour le contrôle des eaux souterraines, 20 prélèvements ont été exécutés le long

des pipes et 10 à l’intérieur du site de stockage de la Galana Raffinerie Terminal. Les eaux ainsi

prélevées proviennent des puits des habitants des quartiers traversés par les oléoducs et des puits

de contrôle à l’intérieur du dépôt.

D’autre part, pour le suivi des eaux des rejets API et d’eau des Pangalanes, des prélèvements

ont été effectués aux points suivants :

- à la sortie API Zone A

- 10 m en amont du point de déversement API Zone A

- 10 m en aval du point de déversement API Zone A

- 10 m en aval du point de déversement API Zone B

Des flacons en verre de 1 litre ont été utilisés pour conserver les échantillons. Les photos ci-après

représentent ainsi les puits et matériels de prélèvement d’eau.

Photo 9: Puits et flacons de prélèvements d’eaux

III.2.2.2 Sols

Nous avons procédé à des prélèvements des sols en vue d’analyses en taux d’hydrocarbures

totaux et de propriétés physiques des sols. Les points de prélèvement sont :



• près de la pomperie

• entre CIMELTA et Magasin

• Zone A en face Bac T 61101, Bac T 61105, et Bac T 61106

• Zone B en face Bac T 61212, Bac T 61230

Un point seulement a fait l’objet d’analyse en taux d’hydrocarbures totaux, le point Zone A face

Bac T 61105.

Pour les prélèvements, on s’est servi d’une sonde de 5m pour exécuter toutes les

opérations. Elle sert à creuser le puits afin de prélever l’échantillon de sol. On a utilisé ensuite

des gaines de prélèvement d’échantillon intact de 75 mm de diamètre et 325mm de hauteur

faites en PVC pour garder les échantillons destinés aux analyses de caractéristiques physiques

des sols, et des sachets plastiques pour le sol réservé à l’analyse en taux d’hydrocarbures totaux.

La photo 10 illustre les équipements de prélèvements des sols. Ainsi, les plans de

localisation de tous les points de prélèvements seront attachés en annexes.

Photo 10: Equipements de prélèvements des sols

Ces gaines doivent comporter chacune une étiquette indiquant la nature, la provenance et

le numéro de l’échantillon, la date et la profondeur du prélèvement et, l’analyse à effectuer. Les

échantillons ont été prélevés à plus de 2 m de profondeur.



III.2.3 Analyses

III.2.3.1 Hydrocarbures totaux

Des laboratoires tels que la JIRAMA, le laboratoire des Mines, le CNRE, et l’URGPGE ont

été consultés. Cependant, les deux derniers seulement ont les matériels et techniques adaptés aux

analyses en taux d’hydrocarbures totaux que ce soit pour le cas de l’eau ou le sol. Les analyses

d’eau et sol ont été effectuées à l’URGPGE.

III.2.3.2 Caractéristiques physiques des sols

Les propriétés physiques des sols telles que la granulométrie, la porosité et la perméabilité

des sols ont été déterminées au Laboratoire National des Travaux publics et du Bâtiment

(L.N.T.P.B).

III.2.4 Résultats

III.2.4.1 Résultats d’analyses d’eaux

a) Résultats d'analyse d'eau de rejet API et eau des Pangalanes

Date de prélèvement : 26 Juillet 2013

Date d’analyse : 29 Juillet 2013

Tableau 17: Résultats d'analyse d'eau de rejet API et eau des Pangalanes

Paramètre

Unité

Sortie API

zone A

EAU DU CANAL DES

PANGALANES

VMA

A1 A2 B1

DBO5 mg/l 14.9 11.4 11.8 30.94 50

DCO mg/l 30.7 21.6 24.09 65.73 150

Huiles et

graisses

mg/l 7.22 6.31 6.35 23 10

HCT mg/l 5.91 4.8 4.88 17.06 10

Composés

phénoliques

mg/l 0.07 0.06 0.06 0.44 1

A1 :10 m en amont du point de déversement API Zone A

A2 : 10 m en aval du point de déversement API Zone A



B1 : 10 m en aval du point de déversement API Zone B

b) Résultats d'analyse d'eau des puits le long des pipelines



Tableau 18: Résultats d'analyse d'eau des puits le long des pipelines

N° Repérage du lieu Huiles et graisses HCT

Unité mg/l mg/l

1 Mme Odile 0 0

2 Fkt 23/43 Lot 43 A Mr Flavien trace 0

3 Fkt 23/43 Lot 4 A Bis Mme Celestine 0 0

4 Fkt 23/43 Lot 52 Bis 0 0

5 Fkt 23/42 Lot 34 A Bis Mme Odette 0 0

6 Fkt 23/45 Lot 14 Bis 2.08 0.95

7 Fkt 23/41 Lot 36 A Mr René Louis 0.05 0

8 Fkt 23/41 Lot 02 A 0 0

9 Fkt 23/41 Lot 01 Bis Mr Raymond 0 0

10 Dépôt Lot 4 A Bis 0 0

11 Cité CANADA Lot 205 0 0

12 Cité CANADA Lot 206 Ca 14 0 0

13 Cité CANADA Lot 209 Ca 23 0 0

14 Cité CANADA Lot 242 Dr Claudio 0 0

15 Cité CANADA Lot 262 trace 0

16 Cité CANADA Lot 401 0.67 0.03


18 Cité CANADA Lot 417 1.18 0.5


20 Derrière la SEAL,p/lle 32/41-42 Mme Julie 0 0

c) Résultats d'analyse d'eau des puits à l’intérieur du dépôt d’hydrocarbures de GRT





Tableau 19: Résultats d'analyse d'eau des puits à l’intérieur du dépôt d’hydrocarbures de Galana Raffinerie Terminal

N° Repérage du lieu Huiles et graisses HCT

Unité mg/l mg/l

1 Près de l’incinérateur Hors Service Hors Service

2 En face du Bac T 65 101 7.85 3.9

3 Entre station d’éthylation et locale source 9.13 4.25

4 Près arrivée aérienne pipe 20’’ et bac

T61103

Hors Service Hors Service

5 Derrière pomperie terminale 13.46 8.02

6 Bassin API Zone B 8.53 6.14

7 Près de la fosse à vanne Zone B 6.02 3.83

8 Entre Bac T61230 et T61238 13.74 9.32

9 Derrière bureau poste de chargement - 6.84

10 Zone B en face Bac T61212 - 13.67

III.2.4.2 Résultats d’analyse des sols

a) Taux en Hydrocarbures totaux

Date de prélèvement : 05 Septembre 2013

Date d’analyse : 10 Septembre 2013

Tableau 20: Résultat d'analyse en taux d’HCT du sol

N° Repérage du lieu HCT VMA

Unité mg/kg mg/kg 1 Zone A en face Bac T61 105 419.83 500

b) Caractéristiques physiques des sols

Date de prélèvement : 05 - 06 Septembre 2013

Date d’analyse : 16 – 20 Septembre 2013



Tableau 21: Résultats d'analyse granulométrique, porosité et perméabilité des sols

N° Repérage du lieu Granulométrie

Porosité

Perméabilité Classification

Unité [mm] % [ms -1] -

1 Près de la pomperie 0 - 2 41 2.4 10-4 Sable moyen blanchâtre

2 Zone B en face Bac T 61212 0 - 2 35 1.6 10-4 Sable moyen jaunâtre

3 Zone B en face Bac T 61230 0 – 2 51 2.2 10-4 Sable moyen blanchâtre

4 Entre CIMELTA et Magasin 0 – 2 54 2.5 10-4 Sable marron blanchâtre

5 Zone A en face Bac T 61101 0 – 2 45 1.8 10-4 Sable moyen blanchâtre

6 Zone A en face Bac T 61106 0 - 2 47 2.3 10-4 Sable moyen blanchâtre

III.2.5 Mode d’infiltration

Les résultats d’analyses d’eaux effectuées révèlent l’atteinte des nappes souterraines par les

hydrocarbures le long des oléoducs et à l’intérieur du site de stockage d’hydrocarbures de GRT.

Pour le cas des pipelines, sur les vingtaines de prélèvements, 6 d’entre eux sont positifs dont

deux montrent seulement des traces d’huiles et graisses. Ces points sont affectés par les

hydrocarbures .Les nappes phréatiques au niveau de ces points sont donc contaminées.

La pollution des nappes est due à l’infiltration des produits pétroliers suite aux fuites des

pipelines résultant des percements commis par les vandales.

Galana Raffinerie Terminal a déjà mis en place une stratégie pour lutter, réduire et prévenir les

actes de vandalismes mais, il semble que jusqu’à aujourd’hui cela n’a pas abouti à un meilleur

résultat. Les vols continuent de s’accroître et parfois même, sont difficiles à maîtriser. Depuis la

mise en service des fibres optiques permettant de détecter les intrusions le long des pipelines en

février 2013, GRT a recensé 99 intrusions, environ 24 percements.

En ce qui concerne le dépôt d’hydrocarbures de Galana Raffinerie Terminal, les résultats

montrent aussi que la majorité des puits sont touchés mais c’est surtout au niveau de la pomperie

que la quantité est la plus significative. Selon la norme européenne la valeur maximale admise



en termes de potabilité de l’eau souterraine est de 1mg/l. D’après ces résultats, le taux en HCT

n’est plus tolérable. C’est hors norme .Ces eaux présentent donc d’énormes dangers.

La contamination des nappes peuvent provenir :

• des épandages au niveau de la cuvette de rétention de la station de pompage ;

• non étanchéité de cette cuvette ;

• des épandages dans les différentes zones de stockage Zone A, Zone B, et Zone

intermédiaire ;

• des fuites des réseaux d’assainissements (réseaux d’égouts, ligne d’évacuation des rejets)

• des fuites au niveau de l’installation d’épuration Zone B dues au non étanchéité du bassin

API ;

• des fuites au niveau des réservoirs d’hydrocarbures ;

• des épandages dans les postes de chargement.

Certes, la pollution des nappes est confirmée par les analyses mais il est très important de

souligner qu’elle date depuis la mise en place de la raffinerie, bien avant que Galana Raffinerie

Terminal ait pris le contrôle du site de stockage d’hydrocarbures. Comme déjà annoncé

auparavant, GRT a depuis mené des actions correctives. Les photos ci-après montrent les

travaux effectués.

Photo 11: Travaux d’excavation

Pour le cas de rejet, les eaux polluées par les hydrocarbures provenant des purges des

bacs, des postes de chargement, et de la pomperie sont conduites et traitées dans les installations

d’épuration avant d’être rejetées dans le canal des Pangalanes. Les résultats d’analyses d’eaux



prélevées le long du canal des Pangalanes révèlent que sur les trois zones d’échantillonnage, seul

au niveau du point de déversement API zone B qu’on remarque un dépassement du taux d’huiles

et graisses et d’hydrocarbures totaux . La valeur admissible fixée à Madagascar est de 10 mg/l.

On constate qu’à ce point, le taux d’HCT est égal à 17.06 mg/l, et celui d’huiles et graisses est de

23 mg/l ; ce qui signifie que les eaux sont plus affectées aux environs de la sortie du bassin API

Zone B. Cela peut se traduire par la non-étanchéité du bassin API zone B, ou de son incapacité

à traiter convenablement les rejets, ou encore du dysfonctionnement des équipements utilisés au

niveau de cette installation d’épuration. Il est à préciser ainsi, que GRT effectue des

prélèvements et analyses mensuels pour contrôler l’état du canal des Pangalanes.

III.3 CONCLUSION

Les analyses d’eaux nous ont permis de déterminer l’état des nappes souterraines au sein du

dépôt d’hydrocarbures de GRT et le long des pipelines. Les résultats prouvent ainsi que les

aquifères dans le site de stockage d’hydrocarbures de GRT sont les plus affectés.

En termes de potabilité, le taux en hydrocarbures totaux ne doit pas surpasser la quantité

requise. Afin de déterminer si ce taux est admissible, il faut ainsi se référer aux normes de

potabilité des eaux destinées à la consommation humaine. Pour Madagascar, le taux en

hydrocarbures totaux n’est pas spécifié dans la norme de potabilité Malagasy, selon le décret

n°2004- 635 du 15/06/04 (cf. annexe 7) .Cependant, elle indique les paramètres organoleptiques.

Au cas où l’eau présente une odeur ou saveur désagréable, elle ne peut plus être consommée.

Les résultats d’analyse granulométrique, porosité et perméabilité confirment que notre zone

d’étude est formée d’une couche de sables fins, poreuse et perméable. Les produits répandus

s’infiltreront donc si facilement dans le sous-sol. Pour la valeur maximale admise en taux d’HCT

dans le sol, on a pris comme référence les normes suisses appliquées à Madagascar.

Bref, Galana raffinerie Terminal dispose des techniques de prévention de la pollution des

nappes phréatiques, mais d’après ces résultats, il s’avère nécessaire de :

- Renforcer ces techniques

- Procéder à la décontamination des nappes souterraines au sein du site de stockage

- Améliorer les techniques de protection des pipelines.

Nous relaterons ainsi dans la quatrième et dernière partie les règlementations, les techniques

de lutte et prévention, et les recommandations pour prévenir la pollution des nappes souterraines

par les hydrocarbures.



PARTIE IV : REGLEMENTATIONS, TECHNIQUES DE

LUTTE ET PREVENTION, ET RECOMMANDATIONS

SUR LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES

PAR LES HYDROCARBURES



PARTIE IV : REGLEMENTATIONS, TECHNIQUES DE LUTTE ET PREVENTION, ET RECOMMANDATIONS SUR LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

CHAPITRE I : REGLEMENTATIONS CONCERNANT LA PROTECTI ON DES NAPPES SOUTERRAINES

I.1 CODE DE l’EAU [32]

La Loi n° 98-029 du 20 janvier 1999 portant Code de l'Eau décrit la règlementation concernant la

gestion des ressources en eaux en vue de les protéger. Les dispositions générales de cette

gestion ont pour objet la mise en œuvre de politiques de gestion intégrée de l'eau tenant compte

des relations entre aspects quantitatifs et qualitatifs ou entre eaux de surface et eaux souterraines.

Selon donc :

Article 10 - Aucun travail ne peut être exécuté sur les eaux de surface, qu'il modifie ou non son

régime; aucune dérivation des eaux du domaine public, de quelque manière et dans quelque but

que ce soit, en les enlevant momentanément ou définitivement à leurs cours, ne peut être faite

sans autorisation. Les conditions d'obtention des autorisations seront fixées par décret sur

proposition de l'Autorité Nationale de l'Eau et de l'Assainissement (ANDEA). Toutefois,

l'autorisation, pour des prélèvements d'eaux de surface ne dépassant pas un seuil de volume qui

sera fixé par décret, pour des usages personnels, n'est pas requise.

Article 11 - Les prélèvements d'eaux souterraines ne peuvent être faits sans autorisation sauf

pour des usages personnels ne dépassant pas un seuil de volume qui sera fixé par décret et ne

présentant pas de risques de pollution de la ressource. Les conditions d'obtention des

autorisations seront fixées par décret sur proposition de l'Autorité Nationale de l'Eau et de

l'Assainissement.

Article 12 - Toute personne physique ou morale, publique ou privée exerçant une activité source

de pollution ou pouvant présenter des dangers pour la ressource en eau et l'hygiène du milieu

doit envisager toute mesure propre à enrayer ou prévenir le danger constaté ou présumé.

En cas de non-respect des prescriptions du paragraphe précédent, l'auteur de la pollution est

astreint au paiement, conformément au principe du pollueur payeur, d'une somme dont le

montant est déterminé par voie réglementaire, en rapport avec le degré de pollution causée.



Article 13 - Pour l'application du présent code, la "pollution" s'entend de tous déversements,

écoulements, rejets, dépôts directs ou indirects de matières de toute nature et plus généralement

de tout fait susceptible de provoquer ou d'accroître la dégradation des eaux, en modifiant leurs

caractéristiques physiques, chimiques, biologiques ou bactériologiques et radioactives, qu'il

s'agisse d'eaux de surface ou souterraines.

I.2 PERIMETRE DE PROTECTION [32]

Selon le DECRET N° 2003-940 relatif aux périmètres de protection:

Article 1 – Pour la protection des points de prélèvements des eaux destinées à la

consommation humaine et autour des points de captage d’eau tels que sources, puits, forages,

retenues de barrages, réservoirs enterrés ainsi qu’ouvrages de prise, d’adduction et de

distribution d’eau à usage alimentaire, il est institué deux périmètres : l’un de protection

immédiate, l’autre de protection rapprochée, éventuellement complétés par un troisième

périmètre dit de protection éloignée.

Le périmètre de protection immédiate a pour fonctions de protéger les ressources en eau,

d’empêcher la détérioration des ouvrages de prélèvement et de l’environnement, et d’éviter

que des déversements ou des infiltrations de substances polluantes se produisent à l’intérieur

ou à proximité immédiate du captage. Le périmètre de protection immédiate doit se faire en

même temps que l’installation du point d’eau, et chaque périmètre doit avoir sa propre

réglementation.

Le périmètre de protection rapprochée a pour fonction de protéger efficacement le captage vis

à vis de la migration souterraine des substances polluantes.

Le périmètre de protection éloignée prolonge éventuellement le précédent pour renforcer la

protection contre les pollutions permanentes ou diffuses. Il sera créé si l’on considère que

l’application de la réglementation générale, même renforcée, n’est pas suffisante, en

particulier s’il existe un risque potentiel de pollution que la nature des terrains traversés ne

permet pas de réduire en toute sécurité, malgré l’éloignement du point de prélèvement.

Article 2 : L’établissement du périmètre de protection immédiate est fait sur la base d’une

étude qui doit comprendre notamment un rapport hydrologique et hydrogéologique, et un

rapport d’évaluation de l’état quantitatif de la ressource, de sa vulnérabilité vis à vis des



dangers de pollution ou de dégradation et, éventuellement, des risques encourus par les

ouvrages.

Article 3– Les périmètres de protection, rapprochée et éventuellement éloignée sont délimités

après enquête publique prescrite par arrêté du Ministre chargé de l’eau, confiée à une

commission composée des représentants :

- de l’ANDEA dans la zone concernée, président,

- du Ministère chargé de l’eau,

- du Ministère chargé de l’Aménagement du Territoire

- du Ministère chargé de l’Agriculture,

- des Communes concernées,

- l’Agence de bassin concernée.

Le Ministre chargé de l’eau peut, en outre, inviter toute personne susceptible d’aider la

commission d’enquête dans ses investigations, à en faire partie.

Article 10 – L’Arrêté instituant les zones de servitude peut interdire ou réglementer

notamment les activités suivantes :

- le forage, le creusement de puits, l’exploitation de carrières,

- l’installation des dépôts de déchets solides d’origine urbaine ou industrielle

susceptible de nuire à la bonne conservation des eaux,

- l’installation des dépôts ou réservoirs de liquides chimiques, d’hydrocarbures

ou d’eaux usées,

- le transport de produits ou matières nuisibles pour l’eau,

- l’épandage de fumier, engrais chimiques ainsi que la pacage des animaux,

- la construction ou la réfection d’immeubles superficiels ou souterrains,

- les activités sportives et nautiques, en particulier sur les eaux et les abords des

lacs et retenues de barrages dont les eaux sont utilisées pour l’alimentation des

populations,

- l’établissement d’étables,



- la création de cimetières,

- l’utilisation des produits chimiques en agriculture,

- l’exercice des activités de loisirs,

- la création de nouvelles voies de communication,

- l’utilisation ou le dépôt de produits radioactifs.

I.3 PREVENTION DE LA POLLUTION DES EAUX DANS LES DEPOTS

D’HYDROCARBURES [33]

Selon l’arrêté du 9 novembre 1972 relatif aux règles d’aménagement et d’exploitation des dépôts

d’hydrocarbures liquides :

Article 503 - Protection des cours d'eau et des plans d'eau

Tout appontement ou ensemble d'appontements doit être équipé de dispositifs, tels que par

exemple des barrages flottants, limitant l'épandage accidentel d'hydrocarbures. De tels dispositifs

doivent être conçus de manière à permettre une évacuation rapide des navires et bateaux. De plus

doit être constituée sur place une réserve de produits absorbants d'un volume suffisant.

Par ailleurs, l'extrémité des canalisations fixes de chargement ou de déchargement, côté

appontement, doit être équipée de vannes à fermeture rapide.

Article 504 - Protection du sol et des eaux souterraines

504.1 - Afin de prévenir toute pollution des eaux souterraines, notamment lorsque le dépôt est

implanté à l'intérieur des périmètres de protection, l'entraînement des hydrocarbures par les eaux

de ruissellement et leur infiltration dans le sol doivent être strictement évités.

A cet effet, les prescriptions suivantes doivent être respectées.

Les cuvettes de rétention à créer doivent être rendues étanches. A titre indicatif, l'une des

techniques suivantes peut être mise en œuvre pour satisfaire à cette obligation :

a) le sol peut être recouvert d'une couche d'argile compactée de 0,50 m d'épaisseur ou d'un

revêtement bitumineux approprié;

b) contre les effets d'un débordement accidentel d'hydrocarbures, on peut réaliser autour du

réservoir un anneau de rétention étanche en béton, de 3 m de largeur environ. Cet anneau de

rétention est relié au réseau d'égouts des eaux polluées, au moyen d'une conduite, de manière à

évacuer les effluents recueillis.

504.2 - Lorsqu'il n'y a pas de risque de pollution des eaux souterraines et des eaux de surface

(rivières...), la perméabilité du fond des cuvettes peut constituer un facteur de sécurité contre

l'incendie et peut être admise.



504.3 - Lorsque la présence de nappes d'eau souterraines nécessite une attention particulière, et

qu'il s'agit d'un dépôt avec transvasement, quelle que soit sa capacité, ou d'un dépôt sans

transvasement de capacité totale supérieure à 10 000 m3, un ou plusieurs puits de contrôle de la

qualité des eaux doivent être judicieusement implantés, afin de permettre une surveillance

efficace de l'eau des ces nappes.

Ces puits doivent autant que possible être situés à l'intérieur de l'enceinte des dépôts concernés.

En cas de pollution des eaux toutes dispositions doivent être prises pour faire cesser le trouble

constaté.

504.4 – Les autres emplacements que les cuvettes de rétention tels que stations de pompage

d'hydrocarbures, postes de chargement, postes de déchargement, etc., où un écoulement

accidentel d'hydrocarbures est à craindre, doivent comporter un sol étanche permettant de

canaliser les fuites et les égouttures vers le réseau d'égouts ou les capacités.

504.5 - Les réservoirs contenant des hydrocarbures liquides à l'exception des fuel-oils lourds,

bitumes et graisses doivent être soumis à une visite intérieure décennale en vue de vérifier leur

étanchéité.

Cette prescription n'est pas applicable lorsque des dispositions techniques sont prises pour

déceler toute fuite dans les fonds des réservoirs.



CHAPITRE II : TECHNIQUES DE PREVENTION DE LA POLLUT ION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

II.1 EXPLOITATION DES HYDROCARBURES

Toute activité d’extraction d’hydrocarbures peut entrainer une pollution de l’air, du sol

et de l’eau que ce soit superficielle ou souterraine. Pour le cas des eaux souterraines, comme on a

déjà indiqué précédemment, elles sont susceptibles d’être polluées par les déblais et fluides de

forage ou encore les eaux de production.

Les techniques suivantes sont ainsi proposées afin de mieux prévenir la contamination des

aquifères durant les travaux d’exploitation de pétrole et gaz conventionnels ou non :

• Un puits de forage comporte quatre sections qui sont la section guide, la section de surface, la

section technique et la section de production. Ces deux premières sections ont pour but principal

d’éviter l’érosion de la fondation de l’appareil de forage par la boue, protéger les eaux

souterraines de l’action polluante de la boue et, de fournir un support sûr pour le tubage. Au

cours des opérations de forage, chaque section doit être bien tubée et cimentée. Le tubage est

ainsi destiné à consolider les parois d’une section forée pour que les travaux sur les sections

suivantes puissent se dérouler dans les meilleures conditions.

Pour protéger les nappes souterraines, on peut utiliser des tubes métalliques concentriques au

moins deux et des couches multiples de ciment lors de leur traversée.

• Vérifier la qualité et contrôler la procédure de pose des tubages, notamment l’injection de ciment

adapté assurant l’étanchéité entre le tube métallique et le terrain pour éviter les fuites.

• Elaborer un programme de tubage ou « casing design » adapté et efficace

• Assurer la stabilité du puits tout au long des opérations.

• Surveiller la pression à l’intérieur du puits afin de prévenir la perte de circulation ou l’éruption

du puits.

• Contrôler le dosage de la boue opérante.

• Mettre en place des bassins de décantation et de récupération étanches des eaux de production,

de fluides et déblais de forage.

• En cas de nécessité d’une fracturation hydraulique lors d’une exploitation d’hydrocarbures tels

que les schistes, tight oïls… la compagnie pétrolière aura l’obligation de dévoiler la composition

exacte du liquide de fracturation. Il faut qu’elle adopte « des meilleures pratiques » pour le

forage et la cimentation, utilise de circuits fermés de récupération de liquide de fracturation.



II.2 STOCKAGE D’HYDROCARBURES [29]

Les dépôts d’hydrocarbures sont l’un des endroits où les nappes souterraines sont souvent

affectées par la pollution notamment par les hydrocarbures, due aux épandages et déversements

accidentels de ces derniers, aux fuites au niveau des réservoirs, des réseaux d’égouts, des

conduites des rejets, des installations d’épuration des rejets, des stations de pompage ou dans les

postes de chargement.

Pour que les aquifères ne soient pas atteints, il faut :

� Créer des cuvettes de rétention imperméables.

� Construire toutes les installations suivant les normes y afférentes.

� Mettre en place des réseaux d’assainissement étanches pour l’évacuation des rejets (eaux

polluées par les hydrocarbures).

� Dimensionner et installer un bassin de récupération et d’épuration étanche de manière à pouvoir

contenir tous les rejets afin de les traiter convenablement.

� Inspecter périodiquement l’état des réservoirs d’hydrocarbures, des conduites des rejets, des

installations d’épuration.

� Recouvrir le sol au niveau des stations de pompage d'hydrocarbures, des postes de chargement,

et de déchargement, d’une couche étanche permettant de canaliser les fuites et les égouttures vers

le réseau d'égouts ou les capacités.

� Agir dans le plus bref délai lorsqu’un épandage ou un déversement se présente pour empêcher

l’infiltration dans le sous-sol.

� Disposer des matériels et équipements adéquats et efficaces pour éradiquer les déversements et

épandages.

� Etablir un système de suivi et de contrôle rigoureux de la qualité des eaux souterraines.

II.3 TRANSPORT DES HYDROCARBURES [29]

Les hydrocarbures sont acheminés par des oléoducs, des camions et wagons citernes

depuis leur zone d’extraction passant par la raffinerie, jusqu’aux consommateurs. Des risques

tels que la pollution des eaux souterraines peuvent se présenter au cours de ce long trajet.

Des précautions et mesures sont à prendre pour réduire ces risques. On peut ainsi adopter les

techniques ci-dessous :

� Construire et exploiter les pipelines en conformité avec les normes de sécurité et de protection de

l’environnement en vigueur.



� Revêtir les oléoducs à l’intérieur et à l’extérieur d’une couche de peinture spéciale, des

matériaux goudronneux et installer des dispositifs permettant de lutter contre la corrosion,

source principale de rupture et de fuites des conduites.

� Elaborer des plans d’intervention en cas d’urgence et de pouvoir compter sur des matériels de

rétention et de nettoyage, des personnels et des équipements.

� Entretenir périodiquement les pipelines pour les maintenir en bon état

� Inspecter régulièrement les oléoducs, généralement par voie aérienne, pour la détection visuelle

des fuites, ou surveillance depuis le centre de commande au moyen de détecteurs de chute de

débit ou de pression qui signalent toute rupture ou fuite de la conduite.

� Contrôler l’état des camions et wagons transportant des produits pétroliers inflammables et

dangereux afin de prévenir les défaillances mécaniques et techniques pouvant engendrer des

accidents comme les renversements…

� Informer les opérateurs sur les risques associés aux produits manutentionnés et transportés et les

mesures à prendre en cas de déversements accidentels, ou de toute autre situation d’urgence.

� Renforcer les règlementations concernant la conduite des camions et wagons citernes

transportant des hydrocarbures.

� Sensibiliser et former les conducteurs et chauffeurs. Les chauffeurs de camions-citernes

travaillent souvent seuls et peuvent être appelés à parcourir de grandes distances pendant

plusieurs jours pour livrer la marchandise. Manœuvrer une maxi citerne dans les stations-service

et sur les lieux de livraison sans heurter des véhicules stationnés ni des objets fixes exige de la

patience, de l’habileté et de l’expérience; il faut ainsi que les chauffeurs aient les qualités

physiques et mentales indispensables.

De plus, la conduite des camions-citernes est différente de celle des camions ordinaires en ceci

que le chargement liquide oscille vers l’avant lors des freinages, vers l’arrière lors des

accélérations et d’un côté à l’autre dans les virages. Les compartiments des camions-citernes

devraient par conséquent être équipés de chicanes pour prévenir un ballottement excessif. Une

très grande habileté est requise des chauffeurs pour maîtriser l’inertie créée par ce phénomène.

D’autre part, ils doivent parfois se ravitailler eux-mêmes à partir des réservoirs de stockage.

Cette opération exige des équipements spéciaux, notamment des tuyaux d’aspiration et des

pompes de transfert, ainsi que des précautions particulières comme la prévention des fuites

accidentelles de liquides ou de vapeurs et la mise à la terre pour dissiper les charges d’électricité

statique.



CHAPITRE III: TECHNIQUES DE DECONTAMINATION DES NAP PES

SOUTERRAINES POLLUEES PAR LES HYDROCARBURES

Le déversement accidentel d’hydrocarbures constitue un risque important pour la qualité

des eaux souterraines, notamment leur altération. De très faibles concentrations suffisent en effet

à rendre l’eau impropre à la consommation et à provoquer une contamination persistante. La

dépollution des nappes est indispensable pour éviter la propagation des polluants et minimiser

les dangers suscités par la pollution de ces dernières.

On peut distinguer deux types de techniques :

� les techniques in-situ dont toutes les opérations s’effectuent sur place

� les techniques ex-situ, qui consistent à traiter en surface l’eau polluée préalablement

pompée.

III.1 TECHNIQUES IN SITU [22] [34]

Il existe plusieurs procédés in situ de dépollution des nappes souterraines :

� le pompage - traitement

� le pompage - écrémage

� la bio- lixiviation

� le sparging ou stripping in situ

� le procédé UVB

� l’extraction double

� les procédés d’oxydo-réduction

� les procédés biologiques

II.1.1 Le pompage - traitement

Le pompage- traitement est souvent indispensable pour le confinement de la

contamination des nappes souterraines .Cette méthode consiste à créer par pompage une

modification des conditions d’écoulement de la nappe, en vue d’obtenir l’un des deux effets

suivants ou les deux :

- blocage de la propagation d’un polluant dissous, et interception et récupération de la

contamination dissoute par pompage sur les points de rabattement ;



- accélération de la récupération du polluant dissous par augmentation du gradient ; celle-ci

peut encore être accélérée par constitution d’un doublet hydraulique, comprenant des

points d’injection et des points de pompage.

II.1.1.1 Conditions d’application

Le procédé s’applique aux contaminants présents dans l’eau sous forme dissoute, qu’ils

soient minéraux ou organiques, et quelles que soient par ailleurs leurs propriétés physiques.

Sur le plan des conditions hydrogéologiques, le pompage-traitement vise

préférentiellement à traiter les aquifères poreux homogènes ; en milieu fissuré, il est applicable

dans certaines conditions, mais la conception, la mise en œuvre et le suivi sont plus complexes.

Pour rendre cette technique efficace, les caractéristiques de l’aquifère telles que la

transmissivité, le gradient de la nappe et le coefficient d’emmagasinement fixant le débit à

extraire et la zone d’influence de chaque pompage, et la profondeur, la porosité, la perméabilité,

et la granulométrie doivent être déterminées avec précision. Ces paramètres permettront à mieux

caractériser les ouvrages de pompage à mettre en place. Il faut aussi bien identifier la source de

contamination.

II.1.1.2 Mise en œuvre

Les ouvrages de captage à réaliser sont de type tout à fait classique, puits, forages ou tranchées

selon :

- l’urgence de la mise en œuvre de l’opération, qui peut conduire à choisir des ouvrages

sommaires, au moins dans un premier temps ;

- les caractéristiques de l’aquifère, et les débits à appliquer ;

- la nécessité ou non de coupler le pompage avec d’autres technique, notamment

l’écrémage qui implique ses propres contraintes au niveau du choix des ouvrages

souterrains (notamment en diamètre quand des débits importants de produit pur sont

escomptés).

La réinjection est souvent souhaitable pour deux raisons :

- elle permet d’éviter le rejet vers des exutoires superficiels ;

- elle peut accélérer la récupération du contaminant en augmentant le gradient

hydraulique ;

L’infiltration par des tranchées en zone non saturée est en général préférable, car elle

concourt à limiter le colmatage, et permet, pour les polluants biodégradables, une certaine

épuration par le sol.



Ainsi, le suivi après l’arrêt de pompage est recommandé. Le dispositif de suivi à prévoir

comportera des points d’observation en nombre suffisant (existants ou piézomètres à créer) pour

que l’influence réelle du pompage sur l’écoulement puisse être mesurée et suivie au cours du

temps.

La figure ci-après illustre le principe du procédé pompage - traitement

Figure 17: Principe de pompage – traitement


II.1.2 Le pompage - écrémage

L’écrémage consiste à pomper de façon sélective un produit flottant au toit de la nappe. Il

est le plus souvent couplé à un rabattement de la nappe, qui facilite l’écoulement du produit vers

le point de captage en augmentant le gradient et permet de confiner la contamination en phase et

dissoute. L’écrémage au moyen de pompes spécifiques vise à séparer le produit de l’eau avant

pompage, afin d’éviter que le produit ne s’émulsionne et ne devienne alors difficile à séparer de

l’eau.


Ce procédé ne concerne donc que des produits flottants, donc en phase et plus légers

que l’eau, c’est-à-dire les hydrocarbures courants, notamment tous les carburants. Compte tenu

de l’adsorption et des forces capillaires, il ne permet qu’une récupération partielle du produit,

limitée au mieux à environ 60% du produit parvenu à la nappe.



Une action sur les forces capillaires par mise en dépression du point d’écrémage, ou l’adjonction

de tensio-actifs pour améliorer la désorption des produits, permettent d’étendre cette technique à

la récupération du produit dans la frange capillaire.


Les ouvrages souterrains destinés à l’écrémage peuvent ou non être également

consacrés au pompage de rabattement. Dans tous les cas, il s’agit d’ouvrages classiques

(tranchées, puis forés ou forages), les adaptations portant essentiellement sur le diamètre

(certaines pompes d’écrémage imposant de grands diamètres), et sur les hauteurs crépinées.

Les pompes d’écrémage relèvent de trois grandes catégories, à adapter en fonction des

débits de produit présumés et des possibilités de forage : pompes flottantes à membrane, tapis

oléophiles, éjecteurs pneumatiques. Il est souvent souhaitable d’asservir le fonctionnement de la

pompe aux épaisseurs de produit flottant.

Le produit écrémé pourra être sommairement décanté en surface avant l’envoi en

destruction ou en récupération.

Bref, l’écrémage constitue une opération courante habituellement bien maîtrisée dans sa mise en

œuvre. Le seul point véritablement délicat dans la pratique consiste à déterminer quand arrêter

une opération d’écrémage. Il est très courant en effet de voir les rendements d’écrémage chuter

très vite à quelques litres par jour, voire par semaine, mais sans qu’ils ne s’annulent totalement.

Le plus souvent d’ailleurs ces afflux limités correspondent à des puits bien déterminés, situés

dans des zones peu perméables. Dans ces conditions, il faut choisir entre:

• Maintenir un dispositif couteux sur des durées très longues ;

• Arrêter l’écrémage et replier l’équipement alors que la source n’est pas tarie, et que

persistent donc les conditions d’une contamination future.

En pratique, il est recommandable de n’arrêter l’écrémage que quand l’une des deux

conditions suivantes est remplie :

� si les rendements d’écrémage se sont annulés sur une durée suffisante ;

ou

� dans le cas où les rendements ne sont pas annulés, si la source de l’afflux de

produit en phase peut être identifiée et traitée par une autre méthode : mise en

dépression, double extraction sous vide, traitement biologique, ajout de tensio-

actifs…



La figure 17 présente le schéma de principe de cette technique.

Figure 18: Schéma de principe de pompage - écrémage


II.1.3 La bio-lixiviation

La bio-lixiviation est un procédé à dominante biologique destiné à l’ensemble du milieu

souterrain, saturé et non- saturé, concerné par une contamination biodégradable en conditions

aérobies. Les phénomènes mis en jeu sont les suivants :

- activation de la biodégradation aérobie au toit de la nappe et dans la frange capillaire, par

amélioration de l’oxygénation, ajout de nutriments, et éventuellement bio-augmentation

(ajout de bactéries) au moyen de souches endogènes ou exogènes ;

- activation de la désorption des produits piégés dans la frange capillaire, dans la zone de

battement de la nappe et dans la zone non saturée, par lessivage à l’eau, éventuellement

assisté par tensio-actifs ;

- récupération par pompage du polluant et de ses résidus de biodégradation au toit de la

nappe.



La méthode est en général utilisée en complément de dispositifs comportant par ailleurs un

pompage de rabattement et un écrémage des produits en phase flottant. Elle a alors pour

objectifs :

- d’améliorer le rendement d’extraction de l’écrémage par désorption et lixiviation de

produits bloqués dans la frange capillaire ;

- d’activer la biodégradation du produit dans la zone non saturé, dans la frange capillaire et

la zone de battement, et au toit de la nappe ;

- d’accroitre, du fait de l’infiltration, le gradient hydraulique vers le point de rabattement.


Cette méthode s’adresse aux produits biodégradables, tels que les hydrocarbures

pétroliers, notamment les carburants (fuel, gazole, essences, kérosène), et éventuellement les

hydrocarbures oxygénés (cétones, éthers, etc.…). Par contre, elle est inappropriée aux produits

halogènes, peu biodégradables, ainsi qu’aux hydrocarbures pétroliers lourds.

Elle présente un intérêt tout particulier vis-à-vis de la décontamination de la frange

capillaire, et est également applicable à la zone non-saturée, sous réserve, en général, de la

coupler avec une méthode plus spécifique, telle que la ventilation forcée.

Les principaux facteurs de faisabilité et de dimensionnement sont les suivants :

- la perméabilité et l’homogénéité de l’aquifère, qui conditionnent la répartition de l’eau

d’injection enrichie en nutriments et éventuellement en bactéries ; dans des situations de

perméabilité médiocre, des ouvrages d’injection adaptées doivent être prévus (tranchées,

pointes filtrantes) ; en pratique, la prudence s’impose quand la perméabilité à l’eau est

inferieure à 10-6 m/s;

- les risques de colmatage de l’aquifère par la biomasse bactérienne au voisinage des

ouvrages d’injection doivent être évalués.


Les ouvrages souterrains destinés à introduire les fluides de circulation (eau et air) dans le

milieu souterrain peuvent être de natures variées, ils doivent évidemment être adaptés (en

conception, en profondeur, en diamètre, en type d’équipement) aux caractéristiques lithologiques

et dynamiques du terrain.



Compte tenu de la mise en œuvre assez fréquente dans des terrains de perméabilité

moyenne, mais aussi pour limiter les vitesses d’écoulement au travers des crépines (et donc les

risques de colmatage), des ouvrages horizontaux sont souvent mis en œuvre pour les circulations

d’eau, couplés avec des ouvrages verticaux plus ou moins sommaires pour l’injection ou

l’aspiration de gaz.

En outre, la préparation en surface des mélanges injectés nécessite des bassins adaptés,

dotés le cas échéant de dispositifs de dosage, d’aération ou de mélange.

Différents adjuvants sont utilisés, en fonction des caractéristiques chimiques et

biologiques de l’eau de la nappe:

- des tensio-actifs

- en général, Azote et Phosphore (apportés par exemple sous forme d’engrais agricoles);

- parfois, en situation de risque de colmatage, de l’eau oxygénée, destinée à la fois à

détruire la biomasse accumulée au voisinage immédiat des ouvrages d’injection, et à

fournir de l’Oxygène.

Il est souhaitable que ce type d’opération fasse l’objet d’un suivi portant sur les

paramètres suivants :

- activité microbienne (teneurs en O2 et CO2 de l’atmosphère du sous-sol, comptages

microbiens) ;

- teneurs en nitrates et en phosphates des eaux souterraines, et éventuellement de l’eau

interstitielle dans la zone non saturée ;

- des teneurs en polluant.

Cette méthode est devenue l’un des procédés de base applicables aux situations de

contaminations d’envergure moyenne, consécutives par exemple à des incidents sur stations-

service. Elle reste dans la majorité des cas appliqués en complément d’opérations plus intensives,

notamment pompage-traitement-écrémage pour la nappe, et ventilation forcée pour la zone non-

saturée. Le schéma de principe de la bio-lixiviation est représenté par la figure suivante.



Figure 19: Schéma de principe de la bio-lixiviation


II.1.4 Le sparging ou stripping in situ

L’air-sparging consiste à injecter des bulles d’air dans la nappe pour activer le passage en

phase gazeuse du polluant dissous. Les vapeurs contaminées issues de ce dégazage sont

récupérées par un dispositif d’extraction des vapeurs dans la zone non-saturée.

Un effet secondaire intéressant du procédée est l’activation de l’activité bactérienne aérobie par

l’augmentation des concentrations en oxygène dans le milieu.

En pratique, l’air-sparging est en général couplé à un pompage de fixation et éventuellement à un

écrémage.


Le procédé s’applique aux organiques volatils. Il est à exclure pour des molécules très

solubles comme les hydrocarbures oxygénés (cétones, alcools). Son efficacité peut être prévue

pour chaque composant à travers la constante de Henry et la solubilité dans l’eau. En pratique,

les contaminations auxquels le procédé s’adapte le mieux sont les organo-halogènes aliphatiques



(solvants colorés) et les carburants légers, dont la fraction BTEX peut notamment être abattue

par ce procédé.

Le risque de colmatage de l’aquifère doit être évalué au préalable. Cette technique est

généralement à écarter toutes les fois que ces risques sont importants, en particulier en milieu

réducteur quand le passage en conditions oxygénées est de nature à entraîner soit une

précipitation de composés métalliques, soit le développement d’une microflore colmatante, soit

les deux. L’adéquation chimie de l’eau-chimie de l’air injecté mérite également attention pour

éviter une précipitation massive de carbonate de calcium du fait de la présence de gaz carbonique

dans l’air d’injection.

On peut cependant parer au moins à ces phénomènes :

- lutter contre le colmatage microbienne par l’injection régulière de peroxyde d’hydrogène

H2O2 , permettant de décolmater le voisinage des ouvrages d’injection ( mais risquant

également d’annihiler l’activité microbienne, donc préjudiciable à la biodégradation) ;

- recourir à des rythmes d’injections alternés;

- injecter des gaz autre que l’air, en particulier l’Azote.

Au niveau des conditions hydrogéologiques, la technique paraît inconvenant en

conditions de mauvaise perméabilité (< 10-6 m/s) ; en effet, le relèvement piézométrique qu’elle

induit est alors trop important. D’autre part, la présence dans la zone non saturée ou au toit de la

nappe de strates horizontales peu perméables est défavorable, car elle peut empêcher la remontée

des gaz contaminés vers le dispositif d’extraction. C’est en tout cas un point qui doit être

examiné lors de la conception de l’opération, afin d’adapter en conséquence les caractéristiques

des ouvrages destinés à l’extraction.

La technique présente un intérêt notable pour la décontamination de la frange capillaire.

En outre, l’extraction des vapeurs appliquée à la zone non saturée permet d’éliminer les

composés volatils qui y sont présents.

La profondeur de l’aquifère ne peut pas excéder 20 m ; par ailleurs, elle ne peut être

inférieure à 5 m.




Le stade pilote est en général considéré comme indispensable pour les opérations d’une

certaine envergure, pour apprécier les risques de colmatage, la perméabilité à l’air et les rayons

d’action des ouvrages. Les reconnaissances doivent inclure une détermination convenable de la

distribution horizontale et verticale des perméabilités, dans la nappe et dans la zone non saturée.

Les ouvrages souterrains sont en général classiques, de type puits verticaux, tant dans la

nappe que dans la zone non saturée. Cependant, l’accent est parfois mis sur la réalisation

d’ouvrages horizontaux, pour l’injection et pour la récupération, ou seulement pour l’une de ces

opérations.

En surface, les dispositifs suivants sont installés :

∗ centrale de production d’air comprimé pour injection de l’air dans les ouvrages atteignant

la nappe ;

∗ dispositif d’extraction d’air (type « venting » ou extraction sous dépression) appliqué aux

ouvrages de récupération dans la zone non saturée, avec traitement des gaz extraits ou

non selon les cas ;

∗ dispositifs permettant l’injection dans la nappe d’adjuvants : peroxyde pour lutter contre

le colmatage, nutriments de l’activité bactérienne.

Diverses variantes commerciales de ce principe sont proposées :

- bullage et récupération des vapeurs sont effectués dans le même ouvrage ;

- un autre fluide que l’air est utilisé (Azote) ;

- un tensio-actif est utilisé pour réduire la taille des bulles et faciliter leur diffusion dans le

milieu souterrain ;

- quand la réglementation ou l’évaluation de l’impact sur l’atmosphère le permettent, on

s’abstient d’installer un système de captage et d’extraction des émissions de vapeur dans

la zone non saturée ;

- on injecte de la vapeur chaude au lieu d’air ambiant ; l’effet sur le coût est notable, et de

telles techniques ne semblent se justifier que dans des situations où il est indispensable

de mener l’opération très rapidement.



Bref, au-delà de ses limites d’application, détaillées plus haut, cette technique présente un

indéniable intérêt pour les contaminations volatiles, car elle intègre le traitement de la nappe et

celui de la zone non- saturée, avec des moyens communs.

Ainsi, la maîtrise du risque de colmatage et de la diffusion des bulles dans le milieu sont

les clés de réussite de ce procédé. Cette méthode est illustrée par la figure 19.

Figure 20: Principe du sparging


II.1.5 Le procédé UVB ou Unterdruck Verdampfer Brünnen

LE procédé UVB fait intervenir un puits dit UVB, base du dispositif, qui comporte deux zones

crépinées : une en haut, au niveau du toit de la nappe et de la frange capillaire, et une en bas de

l’ouvrage, au fond de la formation aquifère ; les deux parties de l’ouvrage sont isolées l’une de

l’autre au niveau de l’espace annulaire.

Cette méthode consiste à injecter de l’air comprimé à la partie haute de l’ouvrage ; dans

la partie supérieure de l’ouvrage par la pression d’air, dans la partie inférieure, elle est aspirée

vers le haut par effet « air-lift ».

L’effet obtenu par application de cette technique est ainsi double :



o un effet de stripping, analogue à celui du sparging décrit plus haut, par bullage d’air au

sein du puits, et par introduction d’air dans la zone de l’aquifère située au droit des

crépines supérieures ; les contaminants ainsi volatilisés sont récupérés par aspiration et

traités à l’extérieur du puits, par exemple par adsorption sur charbon actif ;

o un effet de circulation, permettant de renouveler l’eau traitée, en captant en bas de

l’ouvrage, en la traitant au sein du puits UVB, puis en la repoussant hors de l’ouvrage par

le haut. Cet effet de circulation peut être renforcé par la mise en œuvre d’une pompe

immergée à cette fin.


Selon ses concepteurs, le procédé peut traiter les hydrocarbures pétroliers courants, les

halogénés aliphatiques, voire des pesticides (triazines). De fait, les principes mis en œuvre

(stripping et injection d’air) sont adaptés aux produits volatils. Cette méthode convoque les

mêmes observations que l’air-sparging quant au risque de colmatage lié à la modification de

l’ambiance chimique de l’aquifère sous l’effet de l’injection d’oxygène.

Un point essentiel de la conception et du dimensionnement est la relation entre les

paramètres hydrodynamiques et le rayon d’influence : le procédé paraît à priori peu adapté à des

aquifères transmissifs dans lesquels les rayons d’influence sont probablement trop faibles.


Le nombre d’ouvrages à créer dépend de la largeur du panache contaminé à traiter et des

paramètres de l’aquifère. Chaque puits UVB est forcé en grand diamètre (500 mm ou plus) et

équipé selon le principe exposé ci-dessus. En outre, un dispositif d’injection d’air (compresseur)

et une centrale d’extraction des vapeurs contaminées, connectée le cas échéant à un système de

traitement, par exemple par charbon actif sont nécessaires.

Ce procédé appelle plusieurs observations :

∗ son intérêt réside notamment dans le fait qu’il n’occasionne aucun rejet liquide ; un tel

avantage peut être déterminant dans certains cas ;

∗ il ne permet pas le confinement de la contamination, en particulier dans des situations

d’aquifère transmissif ;

∗ l’effet de l’UVB seul sur la zone non-saturée est significatif, sans pour autant avoir

l’efficacité d’un dispositif concernant spécifiquement la zone non-saturée tel que



l’extraction des vapeurs (venting) ; du coup, si la zone non-saturée doit également être

traitée, l’UVB devra être complété.

La figure suivante présente le principe du procédé UVB

Figure 21: Procédé UVB


II.1.6 L’extraction double

Ce procédé comporte l’application à la zone non- saturée et à la zone saturée d’une

dépression, visant essentiellement à déplacer l’équilibre de phases liquide- gaz, pour augmenter

la volatilisation des composés organiques adsorbés ou dissous.

La dépression est appliquée par le biais de puits crépinés dans la zone non-saturée et au

toit de la nappe. Ceux- ci sont reliés à une centrale d’extraction, les produits extraits faisant

l’objet d’une séparation gaz- liquide. Les effluents gazeux et liquides peuvent ensuite faire

l’objet d’un traitement par des méthodes classiques avant rejet :

− gaz : oxydation catalytique, incinération, adsorption sur charbon actif, voire traitement

biologique ;



− liquide : déshuilage par décantation et récupération ou incinération de la phase huile, et

traitement de la phase eau.


La technique s’applique aux contaminants organiques volatils, dont la constante de Henry

mesurée à 10 °C est supérieure à 0.01 (voir valeurs de la constante de Henry pour certains

contaminants courant en Annexe 4). Ceci englobe la plupart des organo-chlorés aliphatiques

courants, les plus légers des organo-chlorés aromatiques, les aromatiques légers (BTEX),

certains hydrocarbures oxygénés, et la fraction paraffinique légère des carburants.

Avec ce procédé, il est possible de concerner :

• Le produit flottant en phase au toit de la nappe,

• Le produit adsorbé dans la frange capillaire,

• Le produit en phase gazeuse ou liquide adsorbé dans la zone non-saturée.

Par contre, sauf à l’associer à un système de pompage-traitement, le système ne s’adresse pas à

une contamination dissoute. Il ne permet pas non plus le confinement hydraulique de la

pollution.


Des essais préalables sont indispensables : reconnaissances géologiques et

hydrogéologiques, estimation des perméabilités et des porosités, location horizontale et verticale

de la contamination, connaissance précise de sa nature.

La mise en œuvre est fondée sur la réalisation d’ouvrages souterrains spécifiques

d’extraction. En moyenne, leur rayon d’influence d’un puits est situé dans la gamme 5 – 30

mètres, le nombre d’ouvrages à prévoir est donc important. Les ouvrages seront crépinés en

fonction du profil vertical de contamination, de sorte à concerner à la fois la zone non- saturée et

le toit de nappe.

Les équipements nécessaires en surface sont ceux classiquement utilisés en extraction de

vapeurs (venting), à savoir :

• séparateur liquide- gaz, dont le dimensionnement doit être effectué soigneusement en

fonction notamment des possibilités de remontée de la nappe ;

• l’unité d’extraction elle- même ;



• un dispositif de traitement des effluents gazeux : différentes possibilités sont mises en

pratiques (oxydation catalytique ou incinération pour des vapeurs exemples de chlorés,

adsorption sur charbon actif).

Figure 22: Schéma de principe de l’extraction double


II.1.7 Les procédés d’oxydo- réduction in situ

Différentes techniques s’inspirent d’un même principe : l’injection dans le milieu

souterrain d’un agent oxydant agissant sur le contaminant pour le transformer en une forme

moins toxique ou moins soluble.

Dans la version la plus simple cet agent oxydant est de l’eau aérée en surface, dont

l’injection est destinée à induire l’oxydation du Fer ferreux soluble en Fer ferrique qui précipite,

ou du Manganèse manganeux en Manganèse manganique.

D’autres oxydants plus puissants sont cependant utilisés, en particulier le peroxyde

d’hydrogène H2O2, mais sa vocation est en général plutôt d’augmenter les concentrations du

milieu souterrain en Oxygène moléculaire quand celui-ci est jugé limitant pour le



développement de l’activité microbienne. Des essais sont également pratiqués avec de l’Ozone

O3.


Ces techniques misent sur une modification radicale de l’ambiance chimique du milieu

souterrain, et posent de ce fait de nombreux problèmes d’application. En particulier, la

précipitation de métaux et le développement bactérien explosif que peut induire l’apport d’agents

oxydants dans un milieu préalablement réducteur est de nature à occasionner un colmatage, non

seulement des ouvrages d’injection mais aussi du terrain lui-même.


L’injection dans l’aquifère d’eau aérée ou d’un oxydant puissant peut se faire à travers

des couronnes de piézomètres répartis dans la zone à décontaminer. En général, l’injection doit

être menée par chasses successives, en alternant éventuellement avec l’usage d’un agent

décolmatant.

II.1.8 Les procédés biologiques

En dehors de la biolixiviation et de ses variantes qui constitue un « procédé » à part

entière, les opérations destinées à activer la biodégradation sont généralement associées à l’une

des techniques précédentes. Ce sont ces différentes actions, complémentaires d’autres

techniques, qui sont décrites ici. Trois grandes stratégies d’action seront évoquées :

• les techniques fondées sur des modifications physiques ou chimiques de

l’environnement souterrain, destinées à le rendre plus propice à la biodégradation

du contaminant par microflore endogène ;

• les techniques visant à accroitre numériquement par culture en réacteur les

populations de microorganismes endogènes ;

• les techniques de bio-augmentation, visant à introduire dans le milieu une flore de

micro-organismes exogènes.

II.1.8.1 Modifications physiques dans l’environnement souterrain

Il s’agit de faciliter l’accès des microorganismes au contaminant, donc de parvenir à une

répartition aussi homogène que possible de la microflore et des nutriments dans la zone

contaminée.

La technique de fracturation hydraulique préalable est proposée à cet effet. Elle consiste à

appliquer une forte pression d’eau sur des forages, afin d’accroître la porosité et la perméabilité



du milieu. L’objectif est d’augmenter les volumes accessibles aux nutriments, à l’oxygène, et

aux bactéries, qui seront ensuite injectés par ces ouvrages.

Le champ d’application de cette technique semble en réalité assez limité. En particulier, il

paraît peu indiqué de l’utiliser en terrain argileux peu poreux : le gain de perméabilité et de

porosité qui en résulterait serait temporaire, et d’autre part seuls des chemins préférentiels de

passage seraient créés ou élargis, sans pour autant que le milieu soit réellement affecté dans son

ensemble.

Plus prometteuse semble la réalisation d’ouvrages orientés en fonction des hétérogénéités

du milieu souterrain, en particulier de forages dirigés horizontaux ou subhorizontaux. Cette

technique permet en effet de s’affranchir partiellement des problèmes liés à des anisotropies dans

la répartition horizontale des perméabilités, quitte éventuellement à l’associer avec des ouvrages

classiques verticaux.

II.1.8.2 Modifications chimiques dans l’environnement souterrain

L’oxygène devient très rapidement limitant au cours d’une opération de biodégradation

aérobie. L’injection d’air dans l’aquifère par « air- sparging » constitue donc une technique

d’activation très courante. Vis-à-vis des problèmes, évoqués plus haut, posés par le sparging

(colmatage, maitrise de la diffusion des bulles), différentes solutions sont proposées :

• l’injection de peroxyde d’hydrogène H2O2, qui décolmate le contour des ouvrages

d’injection et augmente les concentrations en Oxygène ; les dosages doivent cependant

être maitrisés (essais pilotes in situ indispensables) pour éviter que l’effet antiseptique du

peroxyde ne devienne excessif ;

• le remplacement de l’oxygène par un autre agent oxydant, nitrates en particulier, il

n’existe pas à notre connaissance d’opération en vraie grandeur de ce type, l’apport de

nitrate étant en général conçu comme un apport de nutriments et non comme un apport

d’agent oxydant.

Par ailleurs, il est admis que l’Azote et le phosphore constituent habituellement un facteur

limitant du développement bactérien dans le sous-sol. Ces éléments sont donc souvent apportés

par dilution d’engrais agricoles dans l’eau d’injection.

Les apports de tensio-actifs visent à améliorer la répartition du contaminant dans le

milieu en facilitant sa désorption. Le tensioactif (nonyl-phénols,…) est ajouté à l’eau d’injection.



II.1.8.3 Problèmes de mise en œuvre

Une opération de biodégradation activée comporte l’apport de différents fluides au

milieu : air et eau enrichie en nutriments, tensio-actifs, bactéries. La conception et la réalisation

des ouvrages souterrains d’injection sont dons essentielles dans une telle opération.

L’air est habituellement injecté par des ouvrages verticaux crépinés au toit de la nappe,

disposant d’un espace annulaire étanché à la bentonite par exemple. Le diamètre de ces ouvrages

peut être faible.

De façon générale, l’expérience tend à la réduction des diamètres des ouvrages et à leurs

multiplications, en rapport avec la réduction des débits injectés. L’objectif est d’éviter des

perturbations trop importantes dans le milieu qui se traduiraient par la création de chemins

préférentiels, laissant des zones non traitées. Des ouvrages horizontaux réalisés dans la nappe

peuvent être intéressants, en particulier pour faciliter la répartition des bulles.

L’eau peut être apportée depuis des drains ou tranchés très peu profonds sous la surface

(cf. Bio-lixiviation) : cette technique présente l’inconvénient que les nutriments apportés seront

consommés par la microflore de la zone non saturée.

Cependant, l’apport de liquides à la nappe gagne à être réalisé à partir d’ouvrages

crépinés dans l’aquifère. Les mêmes ouvrages peuvent servir à l’injection d’air et de liquides.

II.1.8.4 Multiplication de micro-organismes endogènes

La technique consiste à prélever la microflore endogène active sur le contaminant, à la

transporter vers un site industriel spécialisé, à la multiplier par culture et dans un réacteur, puis à

le réinjecter dans le milieu.

Elle s’applique dans le cas d’une contamination déjà relativement ancienne (plusieurs

semaines à plusieurs mois), afin que la microflore prélevée soit effectivement celle qui est

spécifiée de la dégradation du ou des produits en causes

II.1.8.5 Apport de flore exogène

Celle-ci est généralement d’origine industrielle. Les différentes enquêtes auprès d’experts

et d’analyse de la de la littérature conduisent à penser que l’intérêt de ces apports est en pratique

limité à trois types de situation :

• contamination très fraiche ;



• produit difficilement biodégradable (hydrocarbures lourds, polyaromatiques,

pesticides par exemple) ;

• milieu stérile ou quasiment stérile, par exemple aquifère situé à une profondeur de

plusieurs dizaines de mètres.

En effet, sur des contaminations par carburant datant de plusieurs semaines, la simple

observation macroscopique (aspect, odeur) montre toujours que la flore endogène est active.

L’apport de flore exogène ne semble pas s’imposer dans ces cas courants, car la compétition

entre souches dans le milieu ne peut qu’être défavorable aux espèces exogènes.

Il est souvent difficile de disposer auprès des fournisseurs de micro-organismes

d’informations précises et scientifiquement convaincantes sur la nature des souches utilisées et

sur leur efficacité réelle.

III.2 TECHNIQUES EX SITU [22] [34]

Les procédés ex-situ appliqués pour décontaminer les nappes souterraines sont :

- le stripping

- l’adsorption sur charbon actif

- les réacteurs biologiques

II.2.1 Le stripping

C’est un procédé très classique en traitement d’eau potable, et dans l’industrie en général,

le stripping mise sur les équilibres de transfert entre substance en solution dans l’eau et substance

en solution dans l’air : le transfert de la phase aqueuse vers la phase gazeuse est activé par un

mélange intime de l’air avec la solution contaminée, le contaminant étant récupéré sous forme

gazeuse. D’innombrables solutions techniques sont proposées sur cette base.


Le procédé s’adresse aux organiques volatils. Il doit être exclu des molécules très

solubles. Son efficacité peut être prévue à travers la constante de Henry et la solubilité dans

l’eau. En pratique, les contaminants auxquels le procédé s’adapte le mieux sont les solvants

chlorés et les carburants légers, dont la fraction BTEX peut notamment être éliminée par

stripping (mais pas les additifs solubles tels que le MTBE).




Dans certains cas particuliers, le colmatage du matériau de garnissage des tours de

stripping peut poser des problèmes (précipitations d’oxyde ferrique).

En situation d’urgence, ou si un traitement sommaire suffit, par exemple avant réinjection

dans le sol, des systèmes peu élaborés peuvent être utiles.

Le traitement de gaz issus du stripping relève de procédés classiques : charbon actif

souvent, parfois procédées plus lourds (oxydation thermique ou catalytique), mais aussi procédés

biologiques (filtres à compost) quand la nature du gal z permet (pas de chlorés).

Ainsi, le stripping est un procédé très intéressant pour le traitement d’eau contaminée par

des aromatiques légers (BTEX) ou des solvants chlorés, notamment s’il peut utiliser sans

traitement des rejets gazeux. Pour des contaminations complexes, ou si un niveau de pollution

très contraignant doit être atteint, il peut être utilisé en prétraitement avant finition par charbon

actif, et permet alors de réduire le coût d’exploitation du traitement de finition, notamment pour

des opérations longues où le coût du charbon et de sa régénération devient vite prohibitif. La

figure ci-dessous nous montre le principe de stripping.

Figure 23: Principe de stripping




II.2.2 L’adsorption sur charbon actif

Les filtres à charbon actif constituent également des matériels très classiques utilisés dans

de nombreux domaines. Ils fonctionnent en adsorbant les molécules de polluant en solution, ou

les colloïdes en suspension, qui sont retenus sur la surface du charbon actif par des forces

physiques ou/et chimiques. L’intérêt du charbon actif réside dans sa très grande surface

spécifique. Secondairement, pour les produits biodégradables, le charbon actif constitue un

support pour des bactéries spécifiques de la dégradation du polluant adsorbé.


Le procédé s’adapte à tous les produits organiques dissous, sauf molécules à la fois

fortement polaires, légères et non aromatiques (alcools, glycols, animes). L’efficacité est

intéressante pour la plupart des organo-chlorés et des aromatiques. Certains métaux peuvent

également être adsorbés, le Chrome 6 notamment.

Pour ces produits, il s’agit d’une technique qui permet d’atteindre, sous réserve d’un

dimensionnement adéquat, les normes de potabilité. En décontamination de nappes :

• la technique est adaptée à des situations où un traitement terminal fin est nécessaire

pour satisfaire à des exigences de rejet contraignantes ;

• elle est souvent utilisée à l’aval d’un premier étage de traitement par stripping ou par

voie biologique, notamment dans le cas où la pollution est constituée d’un mélange

de produits de volatilités différentes ;

• dans les situations où l’on ne cherche pas à battre fortement les teneurs, le procédé

peut s’avérer d’un coût prohibitif (ou inefficace si le charbon actif n’est pas

renouvelé ou régénéré), car il est difficile de ne traiter que partiellement.


Des essais préalables en laboratoire peuvent être utiles dans certains cas particuliers ;

mais en général, pour des petites unités mobiles traitant des débits limités (moins de 10 m3/h), ils

ne sont pas indispensables.

La technique est bien maitrisée et très couramment appliquée. En général, dans ce type

d’application, on recourt à des lits fixes plutôt qu’à des lits fluidisés, deux à quatre filtres étant

placés en parallèles et/ou en séries selon l’objectif de traitement recherché.



La contrainte essentielle est la saturation progressive des sites d’adsorption, qui nécessite

le remplacement régulier du charbon actif et sa régénération ou son élimination. La régénération

sur site n’est pas pratiquée en décontamination de nappes.

L’adsorption sur charbon actif constitue également un procédé de base pour traiter les

effluents gazeux de certains procédés de décontamination d’eau, notamment le stripping, le

sparging, le procédé UVB ou l’extraction double.

Ce procédé très efficace constitue l’un des « standards » de la décontamination des eaux

souterraines. Il est le seul traitement hors site à disposer d’un spectre très large de contaminants

traités, et à offrir des résultats proches des normes de potabilité.

II.2.3 Les réacteurs biologiques

Les réacteurs de traitement biologique appliqués en décontamination d’eaux souterraines

relèvent de deux grandes catégories

˗ des systèmes à cultures libres ;

˗ des systèmes à cultures fixées dans un matériau poreux très perméable de grande surface

spécifique, qui sont les plus courants.

Dans tous les cas, l’activité bactérienne est stimulée, de façon variable selon les procédés

(apport de nutriments, apport d’oxygène par injection d’air ou/et agitation, apport de chaleur), et

le plus souvent une souche sélectionnée de micro-organisme est ajoutée.

II.2.3.1 Condition d’application

En décontamination d’eaux souterraines, le domaine d’élection de ces dispositifs est

constitué par la fraction BTEX des produits pétroliers courants, à la fois solubles et

biodégradables. Cependant, des exemples concluants existent pour le traitement de produits

lourds : PAH, créosote, fuels lourds.

Dans certains cas, un pré-traitement (rectification PH, oxygénation, décantation, etc…)

peut être utile avant admission dans le bio-réacteur. Ce pré-traitement est en particulier

nécessaire en aquifère réducteur quand il y a teneurs élevées en Fer ou manganèse. Il peut

également servir à ajouter des nutriments de l’activité bactérienne.


Il est souhaitable, hormis des cas très classiques, de procéder au préalable à un essai

pilote.



La mise en œuvre fait souvent appel à des unités mobiles et compactes susceptibles de

traiter un débit situé dans la gamme 5 – 15m3/h.

Les tableaux ci-après résume ainsi les adéquations des procédés selon les types de

contaminants et les conditions hydrogéologiques des aquifères pollués.

Tableau 22: Relation entre les conditions hydrogéologiques des aquifères et les procédés de décontamination

Pompage Traitement: principales contraintes

Extraction gros débits: d'où ouvrage adaptés et problèmes de rejet confinement aléatoire Dimensionnement du

traitement problématique

Pas de problèmes insurmontables

Pas de problèmes insurmontables

Captage délicat (prévois pointes

filtrantes ou drains horizontaux

par ex.)

stripping délicat: risque de colmatage

Faisabilité des

principaux procédés in

situ

Air-sparging Air-sparging) Air-sparging

Extraction double

UVB UVB UVB

Extraction double Extraction double Extraction double

Procédés biologiques

(Procédés biologiques)


Vitesse d'écoulement

100m/jour 1m/jour 1m/jour 0,01m/jour 0,01m/jour

Epaisseur zone non saturée

< 10 mètres < 10 mètres 10à 20 mètres < 5 mètres < 5 mètres

Ambiance chimique

Aérobie Aérobie Aérobie Aérobie Aérobie

1 2 3 4 5




Tableau 23: Récapitulation des techniques adaptées à la décontamination des nappes souterraines selon les types des polluants


charbon actif

charbon actif charbon actif charbon actif Bio-réacteurs

charbon actif

Bio-réacteurs Stripping

Bio-réacteurs Stripping

Air-sparging

UVB (Extraction double) Air-sparging

Extraction double (UVB) UVB



Extraction double


Pompage traitement

Pompage traitement

Pompage traitement

Pompage traitement

Pompage traitement

BTEX HYDROCARBURES

PETROLIERS LEGERS

HYDROVARBURES OXYGENES

SOLVANTS CHLORES

HYDROCARBURES LOURDS NON HALOGENES

HYDROCARBURES ET HALOGENES

PR

OO

CE

DE

S

EX

-SIT

U

PR

OO

CE

DE

S

IN-S

ITU

PR

OO

CE

DE

S

EX

-SIT

U

PR

OO

CE

DE

S

IN-S

ITU

Coût et performances

croissants

Coût et performances

croissants



CHAPITRE IV : RECOMMANDATIONS

Cette partie sera consacrée aux diverses recommandations destinées à la société Galana

Raffinerie Terminal afin de :

• Renforcer leur technique de prévention de la pollution des nappes souterraines par les

hydrocarbures ;

• Procéder à la décontamination des aquifères ayant pour but de limiter la dispersion des

polluants et de réduire les risques liés à la contamination des nappes.

Pour mieux préserver l’environnement, protéger les ressources en eaux, et pour parvenir aux

objectifs visés, on pourrait adopter les techniques suivantes :

� Construire et exploiter toutes les installations en conformité avec les normes en vigueur.

� Minimiser les risques de corrosion des infrastructures, pour cela il faut :

• Drainer régulièrement l’eau présente au niveau du fond des réservoirs ;

• Réaliser un revêtement interne lors de l’arrêt des bacs ;

• Recouvrir les réservoirs d’une couche de peinture spéciale ;

• Installer une robe épaisse et un fond étanche.

� Vérifier l’étanchéité des installations d’épuration de rejet (bassins API), de la cuvette de

rétention de la pomperie, des vannes et joints d’exploitation.

� Collecter et orienter vers les réseaux d’égouts les eaux polluées après nettoyage des bacs.

� condamner ou redimensionner le bassin API en augmentant sa capacité afin que le traitement

des rejets puisse se dérouler convenablement.

� Programmer une visite complète des bassins API et les réseaux d’assainissement.

� Respecter le calendrier d’entretien périodique de réservoirs.

� Excaver la couche de sable actuellement en place de chaque cuvette de rétention et la remplacer

par une couche imperméable empêchant l’infiltration des produits dans le sous-sol.

� Remblayer chaque cuvette de rétention d’une nouvelle couche, soit :

• une couche d’argile d’environ 0.5 m de profondeur surmontant des graviers

• une couche en béton avec une pente, entourée ainsi de caniveaux permettant de diriger les

effluents et les eaux de ruissellement vers les réseaux d’égouts. La cimentation doit être

faite avec un minimum de joints.



• un film plastique

� Construire les murs ou les merlons séparant les cuvettes soit par une couche imperméable telle

que les argiles, soit en béton.

� Réaliser autour du réservoir un anneau de rétention ou une couronne de récupération étanche en

béton. Cette couronne doit être reliée au réseau d’égouts au moyen d’une conduite, de manière à

évacuer les effluents recueillis.

� Intensifier la formation et la sensibilisation de tout le personnel

� Agir immédiatement dès qu’un épandage se présente

� Disposer de maximum d’équipement pour limiter les épandages

� Multiplier les points de suivi et contrôle des nappes souterraines. Implanter au moins un puits

dans chaque cuvette de rétention.

� Procéder à la dépollution des aquifères en recourant aux techniques de pompage-traitement ou

pompage - écrémage combiné avec le procédé de bio-lixiviation ou bien le procédé sparging.

� Mener une étude hydrogéologique plus approfondie, détaillée et précise avant de passer à la

décontamination.

Concernant la protection des pipelines, pour éradiquer les actes de vandalismes, on pourrait :

� Mettre en place une double enveloppe de diamètre plus grand.

� Clôturer le couloir tampon en l’électrifiant. Pour cela, il faut mettre en place un panneau

indiquant que la « clôture est électrifiée ».

� Bétonner l’infrastructure.

� Renforcer la surveillance des pipelines.

� Faire appel à des agents étrangers pour éviter la conspiration avec les vandales.

� Renouveler les agents au moins tous les 3 mois.

� Collaborer avec les collectivités décentralisées et les autorités locales.

.



CONCLUSION GENERALE Les nappes souterraines sont des ressources très importantes mais fragiles et vulnérables.

Elles assurent l’approvisionnement en eau potable de la majorité de la population. L’atteinte de

ces dernières par la pollution résultant des activités humaines présente des risques potentiels pour

l’environnement et l’homme.

Le but principal de ce présent travail est d’élaborer et proposer les techniques et

méthodes adaptées, favorables à la prévention et la lutte contre la pollution des nappes

souterraines par les hydrocarbures .Cette étude nous a permis de traiter et déterminer les diverses

caractéristiques des hydrocarbures, l’un des contaminants les plus dangereux et du milieu

récepteur, le sous-sol ; les sources et impacts de la contamination des aquifères par les

hydrocarbures.

Plusieurs techniques y sont suggérées pour décontaminer les nappes et prévenir leur

pollution. Pour être efficaces, les opérations de dépollution doivent être conduites certes

rapidement, mais aussi avec vigueur et méthode ; elles nécessitent en effet :

- d’abord l’identification et la localisation précise de la fuite,

- ensuite la reconnaissance détaillée de la zone polluée (extension et épaisseur de la couche

d’huile, caractéristiques hydrogéologiques et hydrodynamiques de l’aquifère),

- la mise en place de dispositifs de récupération, équipés de matériels résistants à

l’agressivité éventuelle de certains produits,

- l’installation d’un système de séparation eau-huile et la possibilité de rejet de l’eau dans

le milieu,

- enfin le contrôle analytique pendant plusieurs années des teneurs résiduelles en

hydrocarbures dans l’eau.

Les opérations de dépollution, bien que dépendant de l’importance des fuites et du contexte

hydrogéologique, seront généralement très longues et coûteuses ; mais dans certains cas, la

valeur du produit récupéré dépasse le coût de l’opération.



A Madagascar, les activités pétrolières sont entrain de se développer, dans les années à

venir, des gisements d’hydrocarbures seront exploités, des raffineries et nouveaux dépôts de

stockage pourront être installés. Les aquifères des régions faisant l’objet d’extraction

d’hydrocarbures seront ainsi menacés. Le renforcement des règlementations concernant la

protection des eaux souterraines s’avère donc nécessaire.

L’étude de cas de Galana Raffinerie Terminal nous permet de confirmer que les nappes

sont susceptibles d’être contaminées que ce soit pendant le transport ou stockage des

hydrocarbures si on ne dispose par des techniques de prévention adéquates et efficaces.

Les suivis et contrôles de l’état des nappes souterraines partout où on manutentionne les

hydrocarbures doivent être rigoureux.

La prévention de la pollution est bénéfique, car elle réduit les risques pour la santé et

l’environnement, et évite les opérations couteuses de nettoyage dans l’avenir.

Ainsi, dans la perspective d’une installation de nouveaux dépôts de stockage ou d’une

raffinerie, on saurait déjà comment protéger les ressources en eaux.

Cet ouvrage sera ainsi un outil convenable à toutes les entités qui s’intéressent aux

études liées à la valorisation des nappes souterraines.

Pour les actions futures de cette étude, on pourrait envisager et apporter des améliorations

et quelques extensions sur ce travail.



REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

[1] : ANDRIANARIMANANA Jaobelson. « Géologie de pétrole ». Cours 3ième année ESPA.

Antananarivo. 2010

[3] : R. Vially – G. Maisonnier – T. Rouaud. « Hydrocarbures de Roche-Mère ». Rapport IFPEN

62 729 - 22 janvier 2013

[6] : P. WUITHIER - Le pétrole. « Raffinage et génie chimique » - Tome 1, Editions Technique,

Paris, 1972.Propriété physique du pétrole.

[8] : Sergent-chef LESCOLE C. « Les feux d‘hydrocarbures INC 2 ». Septembre 2002

[9]: RAHARIJAONA Tovo Robin. “Overview of Petroleum Industry”. Cours 3ième année.

ESPA. Antananarivo. 2010

[10] : Pr. Hatem BEN ROMDHANE. « Hydrocarbures saturés » – Alcanes et Cycloalcanes.

Faculté des Science de Tunis classification Hydrocarbures

[11]: RAHARIJAONA Tovo Robin. « Transport des hydrocarbures ». Cours 3ième année.

ESPA. Antananarivo. 2010

[12] : RALAIMARO Joseph. « Hydraulique souterraine ». Cours 3ième année. ESPA.

Antananarivo. 2010

[15] : Charles Lamontagne Hydrogéologue du MDDEP. « L’eau souterraine et

l’environnement ».

[17] : Benjamin Belfort et François Lehmann. « Modélisation des écoulements dans les sols ».

Université de Strasbourg-IUT Louis Pasteur de Schiltigheim

[18] : O.Thual. « Ecoulements potentiels ». Chapitre 2.26 juin 2012

[21] : DESBORDES A. « Principaux types de polluants chimiques ».2001

[22]: Agences de l’Eau et Ministère de l’environnement Français. BURGEAP.

« Décontamination des nappes ». Tome1. Mai 1994



[23] : BALLERINI et Al. « Caractères des polluants ».1998

[24] : Thierry Blondel. Pollution souterraine : « Paramètres et paramétrages des modèles en

écoulement et en transport de polluants ». INERIS. Projet TRANSPOL-Programme 2000-Volet

2. Septembre 2001

[25] : Jean Michel BERGUE. Danielle MERIENNE. « La pollution des sols par les

hydrocarbures ». Service physique-Génie Urbain. Laboratoire régional de Rouen. Réf3141.

Novembre-Décembre 1986

[26] :B. Lemière, J.J Seguin, C. Le Guern, D.Guyonnet, Ph. Baranger. « Guide sur le

comportement des polluants dans les sols et les nappes ». BRGM/RP-50662-FR. Février 2001

[27] : RAKOTONDRAZAKA Raymond. « Prévention et lutte contre la pollution marine par les

hydrocarbures : cas de Madagascar ». Mémoire d’ingénieur en Technologie Pétrolière.

Antananarivo. Novembre 2012

[28] : ANDRIAMPARANY Carl. « Industrie Pétrolière Offshore ». 5ième année. Antananarivo.

Septembre 2012

[29] : RICHARD S. Kraus. « Le stockage et le transport du pétrole brut, du gaz naturel, des

produits pétroliers liquides et d’autres produits chimiques ».

[31]: Ivanildo Hespanhol et Richard Helmer. « La Pollution des eaux ».1989

[32] : Office National de l’Environnement

[33] : Règles d’aménagement et d’exploitation des dépôts d’hydrocarbures liquides de 1ère et de

2ème classe de capacité fictive globale de plus de 1000 m3

[34] : M.BARRES, R.CARLY, A. LALLEMAND, J.C ROUX. « Etude documentaire sur la

dépollution des nappes polluées par les hydrocarbures ».84 SGN 198 EAU. Juin 1984



REFERENCES WEBOGRAPHIQUES

[2]: hydrocarbon.e-monsite.com/pages/generalites_sur_les_hydrocarbures.htm

[4]:http://www.ifpenergiesnouvelles.fr>...<les énergies nouvelles [Exploitation d’hydrocarbures]

[5] :fr.wikipedia.org/wiki/raffinage_du_pétrole

[7] : fr.wikipedia.org/wiki/Stockage_du_pétrole_et_du_gaz

[13] :http://www.cnrs.fr/cw/dossiers/doseau/découv/cycle/cycle.Eau.htm

[14]: http://www.u-picardie.fr /beauchamp/cours.qge [Les systèmes aquifères]

[16] : http://:www.safewater.org . [Eau souterraine]

[19] :http://www-naweb.iaea.org/napc/ih/documents/…/Vol_IV/Vol.IV_03frh.pdf[Aspects

hydrodynamiques des écoulements souterrains]

[20]:http:// www.gembloux.ulg.ac.be/gp/molignee.htm

[30] :http://www.eau-adour-garonne.fr/www.brgm.fr [Les eaux souterraines]


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE I

ANNEXES


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE II

ANNEXE 1: GLOSSAIRE ET DEFINITIONS


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE III

I. TERMINOLOGIE CHIMIQUE

Soluté: corps dissous dans un solvant

Solution : mélange homogène formé par un soluté dissous dans un solvant

Solvant : corps qui en dissout un autre

Ion : atome ou groupe d’atomes chargé

Valence : charge d’un ion

Molécule : agrégat d’atomes liés les uns aux autres par des liaisons chimiques et possédant une

configuration géométrique définie

a. Définitions des unités de concentration

ppm (partie par million) : rapport de masse de l’espèce dissoute (mg) sur la masse de solution

en kg.

mg/l : masse d’espèce dissoute (mg) par litre de solution

b. Familles de substances

DNAPL : cet acronyme courant n’a pas d’équivalent français usuel. Il regroupe tous les

composés organiques de densité supérieure à 1, se séparant de l’eau, et formant une phase

distincte au fond des nappes phréatiques. [Liquide dense en phase non aqueuse]

HAP ou PAH : groupe de composés comportant au moins deux noyaux benzéniques fusionnés

entre eux et renfermant seulement des atomes d’Hydrogène et de Carbone.

LNAPL : Cet acronyme regroupe tous les composés organiques de densité inférieure à 1, se

séparant de l’eau, et formant une phase distincte en surface des nappes phréatiques. [Liquide

léger en phase non aqueuse]


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE IV

II. DEFINITIONS RELATIVES AUX SOLS, AUX RESSOURCES EN EAU

ET A L’EVALUATION DE RISQUES

CHARGE HYDRAULIQUE : c’est l’altitude d’un niveau d’eau par rapport à un plan de

référence.

CONCAWE : Organisme des Compagnies pétrolières de l’Europe de l’Ouest pour la sauvegarde de l’environnement

CONTAMINATION : présence anormale d’une substance, de micro-organismes, dans un

milieu, un objet, ou un être vivant.

DANGER : situation ou possibilité pour une substance, du fait de ses caractéristiques ou

propriétés intrinsèques, de provoquer des dommages aux personnes, aux biens, à

l’environnement, dans des conditions déterminées d’exposition.

DBO : Demande Biochimique en Oxygène indique la quantité de matières biodégradables d’un

effluent. DBO5 (en cinq jours). C’est une méthode de quantification de la pollution

biodégradable par les bactéries du milieu, donc il faut que le milieu ne soit pas stérile ou

intoxiqué et que son pH ne soit pas externe pour permettre la vie des bactéries.

DCO : Demande Chimique en Oxygène renseigne seulement sur la totalité des matières

oxydables d’un effluent. La DCO est mesurée en mg O2/l (milligrammes d’oxygène par litre

d’eau). La DCO présente la quantité d’oxygène nécessaire pour oxyder toute la pollution

organique ou minérale de l’eau.

DEPOLLUITION : c’est une opération qui consiste à traiter, partiellement ou totalement, un

milieu pollué (eau, sol, air) pour en supprimer ou en diminuer fortement le caractère polluant,

dans le but de restaurer ses fonctions et le remettre en état pour un usage.

EAUX DE RUISSELLEMENT : eau de pluie s’écoulant sur la surface du sol.

ECHANTILLON : quantité de matière sur laquelle les observations faites peuvent fournir des

données sur l’ensemble dans lequel l’échantillon a été prélevé.


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE V

ECHANTILLONNAGE : action qui consiste à prélever une partie considérée comme

représentative d’un milieu en vue de l’examen de diverses caractéristiques définies.

EFFLUENT : liquide traité ou non, qui provient d’ouvrages urbains, d’installations

individuelles (fosses septiques), d’une activité industrielle ou agricole, qui est rejeté dans la

nature.

EX-SITU : traitement, opération en dehors du site.

IMPACT : effet d’une action, d’un aménagement, d’une exploitation de matière première… sur

un milieu naturel, des organismes, un écosystème, des paysages.

IN SITU : mesure ou traitement en place, dans l’environnement naturel.

LIXIVIATION : dissolution et entraînement de substance d’un solide complexe sous l’action

d’un solvant, par exemple eau à travers les horizons d’un sol.

MILIEU : air, sol, eau et biote (faune, flore, et micro-organisme)

NIVEAU PIEZOMETRIQUE : c’est l’altitude ou la profondeur (par rapport à la surface du

sol) de la limite entre la zone saturée et la zone non saturée dans une formation aquifère.

NOCIVE : toute substance ou préparation qui, par inhalation, ingestion, ou pénétration cutanée,

peut entrainer la mort ou des risques aigus ou chroniques.

NORME : spécification technique approuvée par un organisme reconnu à activité normative

pour application rationnelle, répétée ou continue, sur la base des techniques opérationnelles du

moment, mais dont l’observation n’est pas obligatoire.

PARAMETRE : propriété mesurée ou observée

PERSISTANCE OU REMANENCE : propriété que possède un xénobiotique à demeurer

présent dans l’environnement. Elle peut se mesurer par la durée nécessaire pour obtenir une

dégradation complète ou partielle.


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE VI

PIEZOMETRE : dispositif servant à mesurer une hauteur piézométrique en un point donné de

l’aquifère, qui indique la pression en ce point, il permet l’observation ou l’enregistrement d’un

niveau d’eau libre ou d’une pression.

POLLUANT : produit, substance ou composé chimique responsable d’une pollution .On

distingue les polluants primaires, rejetés directement dans le milieu naturel, des polluants

secondaires qui proviennent des réactions sur les premiers, ou entre eux.

PRELEVEMENT : recueil d’une portion représentative d’un milieu pour l’analyse et les essais.

RISQUE : probabilité qu’un effet indésirable se réalise dans des conditions d’exposition

données.

SOL : couche supérieure de la croûte terrestre composée de particules minérales, de matière

organiques, d’eau, d’air et d’organismes.

TRANSFERT : migration de substances dissoutes ou non à l’intérieur d’un sol, à travers où à sa

surface, causée par l’eau, l’air, et les activités humaines, ou bien par les organismes du sol.

XENOBIOTIQUE : substance possédant des propriétés toxiques, même lorsqu’elle est présente

dans le milieu à de très faibles concentrations.


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE VII

ANNEXE 2: CARACTERISTIQUES DES COUPES PETROLIERES COURANTES


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE VIII


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE IX

ANNEXE 3: COMPORTEMENTS DES POLLUANTS DANS LE MILIE U SOUTERRAIN


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE X

I. COMPORTEMENT D’UN HYDROCARBURE MOINS DENSE QUE L’EA U N’ATTEIGNANT PAS LA NAPPE


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XI

II. COMPORTEMENT D’UN HYDROCARBURE PLUS LOURD QUE L’EA U N’ATTEIGNANT PAS LA NAPPE SOUTERRAINE (SOLVANT CHLORE)


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XII

ANNEXE 4: PLAN DES PUITS DE PRELEVEMENT A L’INTERIE UR DU SITE DE STOCKAGE ET LE LONG DES PIPELINES DE GRT


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XIII


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XIV


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XV


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XVI

ANNEXE 5: FICHE TECHNIQUE DU BIOREP 22


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XVII

Le Biorep 22 est un agent de dépollution. Ce produit favorise la biodégradation des

hydrocarbures ; il stimule et accroît la prolifération des bactéries spécifiques des hydrocarbures.

I. CARACTERISTIQUES

• Densité : 1 g/ml

• Couleur : jaune

• pH pur à 20°C : ~ 6

• Point éclair : >100°C

• Viscosité à 20°C (M2V60): 260cPs

• Solubilité à l’eau : émulsionnable

II. APPLICATIONS

La décomposition des matières organiques présentes dans un sol s’effectue naturellement

sous l’action des microorganismes.

Le Biorep 22 favorise et accélère la biodégradation des hydrocarbures. Ces derniers peuvent être

décomposés par des bactéries qui se développent dans les sols. Il est utilisé pour éliminer les

hydrocarbures présents dans des mangroves ou sur des rochers, et également par compostage

dans le cas de boues polluées.

III. MODE D'EMPLOI

La dose d’utilisation recommandée est d’environ 5% en poids par rapport aux

hydrocarbures. Dans le cas de pollution de la surface du sol, les doses d’application sont de 0.2 à

0.5 kg/m².

Le Biorep 22 doit être pulvérisé de manière homogène sur l’ensemble de la surface

contaminée. Pour des contaminations profondes, il est préférable d’oxygéner les zones polluées.

L’oxygénation des terres polluées, indispensable au développement des bactéries, est réalisée par

ajout de paille au milieu considéré. Le bon déroulement de la biodégradation nécessite le

maintien d’un milieu relativement humide.

Pour un traitement optimal, le Biorep 22 peut être appliqué à deux reprises en laissant un

intervalle d’adaptation du milieu d’environ 10 jours.

Le Biorep 22 doit être maintenu à une température supérieure à 10°C pour une utilisation

efficace ; dans le cas inverse celui-ci doit être réchauffé et mélangé pour une homogénéisation

parfaite du produit.


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XVIII

ANNEXE 6: CLASSIFICATION DES CONTAMINANTS ORGANIQUE S LES PLUS COURANTS EN FONCTION DE LEURS PRINCIPALES PROPRIETE S PHYSIQUES

ET CHIMIQUES


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XIX

Tableau : Classification des contaminants organiques les plus courants en fonction de leurs principales propriétés physiques et chimiques

Contaminant Densité Solubilité [mg/l] Volatilité Biodégradabilité

Hydrocarbures pétroliers

• Aromatiques légers

(BTEX, carburants

automobiles,

naphta, solvants de

peinture)

• Aliphatiques légers

(carburants

automobiles,)

• Aromatiques lourds

(HAP des

goudrons)

• Aliphatiques lourds

(huiles minérales)

< 1

< 1

1 ou > 1

1 ou > 1

102 à 104

10-3 à 1

10-2 à 1

10-4 à 10-1

Importante

Importante

Faible

Faible

Très bonne

Très bonne

Médiocre

Notable

Hydrocarbures oxygénés

(phénols, cétones, esters,

éthers, alcools, acides,

etc.…)

Voisine de 1

10 à 104

Faible

à moyenne

Excepté

l’éther

Très bonne

Hydrocarbures halogénés

• Aliphatiques mono

ou di substitués

• Aliphatiques tri ou

tétra substitués

• Aromatique et

polyaromatiques

> 1

> 1

> 1

103 à 104

103 à 104

Variable

Forte

Forte

Variable

Très faible

Très faible

Très faible à faible

Source : Décontamination des nappes [22]


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XX

En simplifiant, on distinguera:

1. Des composés solubles et biodégradables :

• Soit à la fois plus légers que l’eau et volatils : BTEX des hydrocarbures pétroliers, qui

constituent la fraction des carburants généralement détectée dans les eaux souterraines à

la suite de contamination par ce type de produit ;

• Soit plus ou moins volatils et plus ou moins denses : hydrocarbures oxygénés courants

tels que les cétones, furanes, les alcools, esters et acides,…

2. Des composés solubles, volatils, mais peu ou très peu biodégradable en conditions

aérobies normales

• Aliphatiques halogénés (solvants chlorés), qui présentent en outre la caractéristique

générique importante d’être plus denses que l’eau ;

3. Des composés peu solubles, peu volatils, peu biodégradables :

• Hydrocarbures pétroliers lourds, essentiellement aliphatiques (huiles minérales), ou

polyaromatiques issus des goudrons, tous généralement denses ;

• Aromatiques halogénés, aux propriétés relativement variables


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXI

ANNEXE 7: NORMES

I. NORME DE POTABILITE MALAGASY (Décret n° 2004-635 du 15/06/04)

PARAMETRES ORGANOLEPTIQUES NORME

ODEUR ABSENCE

COULEUR INCOLORE

SAVEUR DESAGREABLE ABSENCE

PARAMETRES PHYSIQUES UNITE NORME

TEMPERATURE °C < 25

TURBIDITE NTU < 5

CONDUCTIVITE µs/cm < 3000

PH 6,5 - 9,0

PARAMETRES CHIMIQUES UNITE

NORME

MINIMA MAXIMA ADMISSIBLE

ELEMENTS NORMAUX mg/l

CALCIUM mg/l 200

MAGNESIUM mg/l 50

CHLORURE mg/l 250

SULFATE mg/l 250

OXYGENE DISSOUS % de saturation % 75

DURETE TH mg/l en CaCO3 500

ELEMENTS INDESIRABLES

MATIERES ORGANIQUES mg/l 2 (milieu Alcalin)

5 ( milieu Acide)

AMMONIUM mg/l 0.5

NITRITE mg/l 0.1

AZOTE TOTAL mg/l 2

MANGANESE mg/l 0.05

FER TOTAL mg/l 0.5

PHOSPHORE mg/l 5

ZINC mg/l 5

ARGENT mg/l 0.01

CUIVRE mg/l 1

ALUMINIUM mg/l 0.2

NITRATE mg/l 50

FLUORE mg/l 1.5

BARYUM mg/l 1

ELEMENTS TOXIQUES

ARSENIC mg/l 0.05

CHROME TOTAL mg/l 0.05

CYANURE mg/l 0.05

PLOMB mg/l 0.05

NICKEL mg/l 0.05

POLYCHOLORO+BYPHENYL PCB mg/l 0

CADMIUM mg/l 0.005

MERCURE mg/l 0.001

GERMES PATHOGENES ET INDICATEURS DE POLLUTIONS FECA LES COLIFORMES TOTAUX 0/100ml STREPTOCOQUES FECAUX 0/100ml COLIFORMES THERMO- TOLERANTS (E,COLI) 0/100ml CLOSTRIDIUM SULFITO REDUCTEUR <2/20ml

II. NORME EUROPEENNE (limites de qualité des eaux brutes de toute origine

utilisées pour la production d’eau destinée à la consommation humaine)

GROUPES DE PARAMETRES

PARAMETRES UNITES LIMITES DES

QUALITE

Paramètres organoleptiques

Couleur (Pt) mg/L 200

Paramètres physico-chimiques liés à la structure naturelle des eaux

Chlorure (Cl-) mg/L 200 Sodium (Na+) mg/L 200 Sulfates (SO4

-2) mg/L 250 Taux de saturation en oxygène dissous pour les eaux superficielles

% < 30

Température °C 25 Paramètres concernant les substances indésirables

Agents de surface réagissant au bleu de méthylène mg/L 0.5 Baryum pour les eaux superficielles (Ba) mg/L 1.0 Ammonium (NH4

+) mg/L 4.0 Carbone organique total (COT) mg/L 10 Hydrocarbures dissous ou émulsionnés mg/L 1.0 Nitrates pour les eaux superficielles (NO3

-) mg/L 50 Nitrates pour les autres eaux (NO3

-) mg/L 100 Phénols (indice phénol) (C6H5OH) mg/L 0.1 Zinc (Zn) mg/L 5.0

Paramètres concernant les substances toxiques

Arsenic (As) µg/L 100 Cadmium (Cd) µg/L 5.0 Chrome total (Cr) µg/L 50 Cyanures (CN-) µg/L 50

Hydrocarbures Aromatiques Polycycliques µg/L 1.0 Mercure (Hg) µg/L 1.0 Plomb (Pb) µg/L 50 Sélénium (Se) µg/L 10

Pesticides

Par substances individuelles, y compris les métabolites

µg/L 2.0

Total µg/L 5.0 Paramètres microbiologiques

Entérocoques /100 mL 10000 Escherichia coli /100 mL 20000


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXIV

ANNEXE 8: MODES OPERATOIRES DES ANALYSES


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXV

A. TAUX D’HYDROCARBURES TOTAUX

Appareil utilisé :

Perichrome CPG

Matériels :

Agitateur, balance, fiole de 500mL, ampoule à décanter, chauffe ballon ou étuve, ballon à fond

rond, soxhlet, colonne (burette), coton.

Réactifs :

Hexane, Acide pur (ou fort; acide sulfurique par exemple), gel de silice (le silicagel absorbe

l'huile), sulfate de sodium ( le sulfate de sodium absorbe l'eau).

OPERATIONS :

I. PREPARATION :

� Peser un volume V connu de l'échantillon, soit m en mg la masse obtenue,

� Verser dans une fiole, et ajouter quelques gouttes d'acide pur ( 2 à 3 gouttes pour diminuer le pH

de la solution),

� Ajouter ensuite de l'hexane ( si Véchantillon = 250 mL, Vhexane = 180 mL).

� Agiter le mélange pendant 15 à 30 mn,

� Verser le mélange dans un ballon à décanter. Après 15 mn, on sépare et enlève la phase aqueuse,

puis récupérer la phase hexanique supérieure.

II. REDUCTION :

L'opération s'effectue à une température constante de l'ordre de 60°C. L'hexane est volatil à

chaud, il s’évapore et monte dans la partie supérieure du soxhlet et retombe ensuite sous forme

de liquide lorsqu'il est refroidi, on arrête la première opération lorsque le volume de l'hexane

dans le ballon est environ 15 mL. Et on procède au rotavapor jusqu’à ce que le volume restant

dans le ballon soit environ 5 mL, on le récupère et on passe à la préparation par colonne. Pour

ce faire on utilise une burette dont l’ouverture inférieure est bouchée par du coton, du sulfate de

sodium et de gel de silice.

� Verser dans la burette le volume obtenu (environ 5 mL) précédemment en ajoutant de l'hexane

et récupérer l’échantillon de 5mL par un petit ballon et faire une deuxième réduction jusqu' à

obtenir un volume environ de 1 à 2 mL de la solution finale à injecter. Après prélever 1µL et

effectuer la mesure par la méthode dite chromatographie en phase gazeuse.


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXVI

B. HUILES ET GRAISSES

Matériels :

Agitateur, balance, fiole de 500mL, ampoule à décanter, chauffe ballon ou étuve, ballon à fond

rond, soxhlet, étuve.

Réactifs :

Hexane,

OPERATION :

� Peser 250 à 300 mL (jusqu’à 500 mL si l’eau ne contient pas une quantité élevée) de l'échantillon

et verser dans une fiole, soit m en g la masse de la prise d'essai Pe, ajouter quelques gouttes

d’acide pur. Ajouter de l'hexane environ 80,

� Agiter le mélange pendant 15 à 30 mn, puis, verser dans une ampoule à décanter, lorsque les 2

phases sont séparées, récupérer la phase hexanique supérieure par un ballon à fond rond déjà

pesé au préalable et soit Pv son poids vide.

� Procéder à l’extraction par soxhlet de la phase hexanique récupérée, puis étuver le produit

pendant 1 h, et refroidir dans un dessiccateur.

� Peser le ballon et soit Pc le poids total.

Résultats :

H G = a = Pc - Pv

Donc :

Pour une prise d'essai de x mL correspond à a

Pour une prise d'essai de 1000 mL correspond à HG

Soit HG = ;<<<×=

> en g/L ou mg/L

Exemple :

Pe = x = 390,16g donc : 0,0254g → 390,16g

Pv = 145,4351g HG → 1000g

Pc = 145,4605g

Pc - Pv = 0,0254g Soit; HG = �,,,×,,,'��

AB,,�C = 65,1014


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXVII

ANNEXE 9: PLAN DE MASSE DE GALANA RAFFINERIE TERMIN AL


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXVIII


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXIX

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ........................................................................................................................ i

ABREVIATIONS .......................................................................................................................... iv

LISTE DES FIGURES ................................................................................................................. vii

LISTE DES PHOTOS.................................................................................................................. viii

LISTE DES TABLEAUX.............................................................................................................. ix

LISTE DES ANNEXES ................................................................................................................. x

INTRODUCTION .......................................................................................................................... 1

PARTIE I : GENERALITES .......................................................................................................... 4

CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES ....................................................... 4

I.1 QUELQUES DEFINITIONS [1] [2] ....................................................................................................... 4

I.2 FORMATION, EXPLOITATION ET RAFFINAGE DES HYDROCARBURES ................................. 5

I.3 STOCKAGE DES HYDROCARBURES [7] [8] .................................................................................. 12

I.4 UTILISATION DES HYDROCARBURES .......................................................................................... 14

I.5 CARATERISTIQUES PHYSICO-CHIMIQUES DES HYDROCARBURES ..................................... 16

I.6 DANGERS DES HYDROCARBURES [8] [11] ................................................................................... 20

CHAPITRE II : MILIEU SOUTERRAIN .......................................................................................... 23

II.1 ZONE DE RECHARGE OU ALIMENTATION EN EAU DES NAPPES SOUTERRAINES [12] [13]

[14]…… ............................................................................................................................................................. 23

II.2 CARACTERISTIQUES DE L’AQUIFERE [12] [14] [15] .................................................................. 27

II.3 STOCKAGE DE L’EAU [12] [14] [16] ................................................................................................ 30

II.4 ECOULEMENTS SOUTERRAINS [12] [14] [17] [18] [19] ................................................................ 35

II.5 VIDANGE DES NAPPES SOUTERRAINES [14] [20] ....................................................................... 37

PARTIE II : SOURCES ET IMPACTS DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES

PAR LES HYDROCARBURES .................................................................................................. 40

CHAPITRE I: CARACTERISTIQUES DES POLLUANTS .............................................................. 40


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXX

I.1 POLLUANTS LES PLUS COURANTS RENCONTRES [21] [22] ..................................................... 40

I.2 PROPRIETES IMPORTANTES DES POLLUANTS VIS A VIS DU TRANSFERT [22] [23] [24] .. 46

I.3 TRANSPORT DES POLLUANTS DANS LES NAPPES SOUTERRAINES [22] [24] [25] ............. 52

I.4 COMPORTEMENT DES POLLUANTS DANS LE MILIEU SOUTERRAIN [22] [26] .................... 58

CHAPITRE II : SOURCES DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES ........................................................................................................................ 65

II.1 EXPLOITATION DES HYDROCARBURES [3] [27] [28] ................................................................. 65

II.2 TRANSPORT DES HYDROCARBURES [29] .................................................................................... 67

II.3 STOCKAGE D’HYDROCARBURES [29] .......................................................................................... 69

CHAPITRE III : IMPACTS DE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES ........................................................................................................................ 71

III.1 IMPACTS SUR L’ENVIRONNEMENT [30] .................................................................................. 71

III.2 IMPACTS SOCIO-ECONOMIQUES [31] ....................................................................................... 72

III.3 RISQUES SUR LA SANTE ............................................................................................................. 73

PARTIE III : ETUDE DE CAS DE GALANA RAFFINERIE TERMINAL TOAMASINA ..... 75

CHAPITRE I : PRESENTATION GENERALE DE LA SOCIETE GALANA .................................. 75

I.1 LOCALISATION .................................................................................................................................. 75

I.2 HISTORIQUE ....................................................................................................................................... 77

I.3 PRINCIPALES MISSIONS DE LA GRT ............................................................................................. 78

I.4 STRUCTURE DE LA GRT .................................................................................................................. 79

CHAPITRE II : GESTION DU SITE ................................................................................................ 81

II.1 MODE DE STOCKAGE ....................................................................................................................... 81

II.2 MOUVEMENTS DES PRODUITS ...................................................................................................... 87

II.3 MAITRISE OPERATIONNELLE ET MESURES DE MITIGATION SUR L’ENVIRONNEMENT 89

CHAPITRE III : ETUDES EXPERIMENTALES .............................................................................. 96

III.1 ETAT DES LIEUX ........................................................................................................................... 96

III.2 ETUDES TECHNIQUES .................................................................................................................. 98

III.3 CONCLUSION ............................................................................................................................... 106


Honja Miharisoa RAMANANDRAIBE XXXI

PARTIE IV : REGLEMENTATIONS, TECHNIQUES DE LUTTE ET PREVENTION, ET

RECOMMANDATIONS SUR LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES

HYDROCARBURES ................................................................................................................. 108

CHAPITRE I : REGLEMENTATIONS CONCERNANT LA PROTECTION DES NAPPES

SOUTERRAINES ........................................................................................................................... 108

I.1 CODE DE l’EAU [32] ......................................................................................................................... 108

I.2 PERIMETRE DE PROTECTION [32]................................................................................................ 109

I.3 PREVENTION DE LA POLLUTION DES EAUX DANS LES DEPOTS D’HYDROCARBURES

[33]……. .......................................................................................................................................................... 111

CHAPITRE II : TECHNIQUES DE PREVENTION DE LA POLLUTION DES NAPPES

SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES ........................................................................ 113

II.1 EXPLOITATION DES HYDROCARBURES .................................................................................... 113

II.2 STOCKAGE D’HYDROCARBURES [29] ........................................................................................ 114

II.3 TRANSPORT DES HYDROCARBURES [29] .................................................................................. 114

CHAPITRE III: TECHNIQUES DE DECONTAMINATION DES NAPPES SOUTERRAINES

POLLUEES PAR LES HYDROCARBURES ................................................................................. 116

III.1 TECHNIQUES IN SITU [22] [34] .................................................................................................. 116

III.2 TECHNIQUES EX SITU [22] [34]................................................................................................. 134

CHAPITRE IV : RECOMMANDATIONS ..................................................................................... 140

CONCLUSION GENERALE ..................................................................................................... 142

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES .................................................................................... 144

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES ..................................................................................... 146

Nombre de pages : 143

Nombre de tableaux : 23

Nombre de figures : 23

Nombre de photos : 11

RESUME

Grâce à la collaboration de Galana Raffinerie Terminal, ce travail de fin d’études est rendu à terme. Ce livre est le fruit de mes trois années d’études laborieuses au sein de la filière Ingénierie Pétrolière de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo.

Ce présent mémoire est fixé à un but « améliorer les techniques de prévention et proposer les méthodes de lutte adaptées et favorables contre la pollution des nappes souterraines par les hydrocarbures», afin de réduire les dangers et risques liés à cette contamination.

Dans ce travail, nous étudions le cas de Galana Raffinerie Terminal pour mieux comprendre les problèmes environnementaux pouvant se présenter dans les dépôts d’hydrocarbures.

Cet ouvrage accorde également une large connaissance des différentes propriétés des polluants, ainsi que du milieu souterrain.

Mots clés : pollution des nappes souterraines, hydrocarbures, aquifères, infiltration, déversements, épandages, milieu souterrain.

ABSTRACT

Thanks to the collaboration of Galana Raffinerie Terminal, this work could be finished on time. This book is the fruit of my three years of study in Petroleum Engineering at the University of Antananarivo (E.S.P.A).

This present report is aimed: “to improve the technical prevention and suggest the appropriate methods against groundwater pollution by hydrocarbons”, in order to reduce the hazards and risks associated with that contamination.

In this work, the case of Galana Raffinerie Terminal has been taken so as to understand the environmental problems that may happen in hydrocarbon deposits.

This book offers a wide place of knowledge of the different pollutant and underground properties.

Keywords: groundwater contamination, hydrocarbons, aquifers, spills, sprays, underground.

TITRE : TECHNIQUES DE PREVENTION ET DE LUTTE CONTRE LA POLLUTION DES NAPPES SOUTERRAINES PAR LES HYDROCARBURES

Auteur : RAMANANDRAIBE Honja Miharisoa

Tél : +261 34 03 972 76 / +261 33 17 077 61

E-mail :[email protected]

Encadreurs :

- Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin - Monsieur ANDRIAMBELONORO Joël

Documents

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du ...biblio.univ-antananarivo.mg/pdfs/ramanandraibeHonjaM_ESPA_ING_13.pdf · dans le monde. Le volume d’eau présent sur notre