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Etude technico-économique de la conception d’une unité de tr aitement deseaux à la sortie du TER pour leur réutilisation dans les chaudières

1

REMERCIMENTSLa réalisation de ce mémoire, n’aurait pu être possible sans le concours de plusieurs

personnes à qui je ne voudrais pas manquer de témoigner toute ma reconnaissance.

Je ne manquerai pas d’exprimer ma gratitude à l’égard de mon encadrant Mons ieur

BELKHADIR, qui tout au long du chemin m’a été d’un support et d’une aide

intarissables.

Je remercie par la même occasion, Monsieur BOUNJA, pour m’avoir offertl’opportunité d’effectuer ce stage dans les meilleures conditions.

Quand à vous chers père, mère et sœurs, si aujourd’hui je suis lancé sur le bon

chemin c’est grâce à votre constante présence et soutien.

Mes amis, vous qui êtes si nombreux et qui ajoutez chacun à sa manière une pierre

à mon édifice, je vous remercie d’être là et espère que vous vous reconnaîtrez.

Je remercie également mes professeurs de la section Génie Urbain etEnvironnement pour tous les efforts qu’ils ont fournis pour nous assurer la meilleure

formation possible, nous élèves de cette école.

Enfin, mes remerciements les plus sincères à toute personne qui m’a soutenue de

près ou de loin, pour que je puisse mener à bien ce travail, fruit de labeur, d’implication

et d’acharnement.

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2

RESUME

La croissance de la demande en eau dans les pays semi-arides exerce une pression

importante sur les ressources naturelles. La recherche de nouvelles ressources en eau, non

conventionnelles, s’avère nécessaire. La réutilisation des eaux usées est l’une des

solutions envisageables.

Dans ce sens, la SAMIR cherche à réutiliser ses eaux résiduaires dans le cadre de

l’amélioration de son aspect environnemental et économique.

Le présent travail effectué dans le cadre de mon projet de fin d’étude vient apporterune humble contribution à ce projet phare de réutilisation. Il s’étale su r quatre parties. La

première partie décrit les caractéristiques de la station du traitement des eaux résiduaires.

La deuxième porte sur la caractérisation des eaux à la sortie de l’usine et à la sortie du

traitement existant. La troisième présente la conception et le dimensionnement du

traitement nécessaire pour la réutilisation. Et enfin clore avec une analyse technico-

économique.

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3

ABSTRACT

The growth of water demand in semi-arid countries exerts significant pressure on

natural resources. Searching for new and non-conventional water resources becomes a

necessity. Wastewater reuse is one of the possible solutions.

In this direction, SAMIR aims to re-use its wastewater as part of the improvement

of its environmental and economic aspects.

The present work carried out as a project of the end of studies is a humble

contribution to this flagship project of reuse. It is organised around four main parts. Thefirst part describes the characteristics of the wastewater treatment plant. The second

focuses on the characterization of water out of the plant and the output of the existing

treatment. The third part presents the design and sizing of necessary treatment for reuse.

And finally ends with a techno-economic analysis.

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4

خص

ا اب ى اه اان ا ا ى اارد ا.ا اح اث

.ا لا او ا ها ماخسا ةدإ . ةرو ةاو ا غ ئا دراا

إ ىإ س ف ذك إطر ا دة اسخام ه اف ا ا اه

دقاو ا.ئاا شرا ا ا تسارا عو رطإ ا ا جر و

اول ا ا .ئر خئصدة اسخام ه اف ا .و ق ا ا إى أر أا

ا و ا رخا ها ى ا أ .ا فا ه ةا

ا ا و .اخسا ةد زا ا و ثا ا ضو .ا-

.إقدي

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5

Liste des figures

Figure 1 : Le rendement du raffinage du brut. .........................................................................15

Figure 2 : L’organigramme de la SAMIR. ...............................................................................16

Figure 3: Schéma simplifié du procédé de raffinage de pétrole. ...........................................20

Figure 4 : Rapport eau/huile (WOR) par région ......................................................................22

Figure 5 : Représentation en image de synthèse de la station de traitement des rejets

liquides de la raffinerie. ..............................................................................................................31

Figure 6 : Pré-décanteurs. ...........................................................................................................35

Figure 7 : Séparateurs API et Bac tampon. ..............................................................................36

Figure 8 : Bassin de coagulation-floculation ...........................................................................37

Figure 9 : Bassin d'injection chimique. .....................................................................................38

Figure 10 : Bassin d'aéroflottation. ............................................................................................39

Figure 11 : Bassin d'aération. .....................................................................................................41

Figure 12 : Clarificateur. .............................................................................................................42

Figure 13 : Epaississeur. .............................................................................................................43

Figure 14 : Centrifugeuse. ..........................................................................................................44 Figure 15 : Lits de séchage. ........................................................................................................45

Figure 16 : Variation de la vitesse de diminution de la DCO en fonction de la teneur en

sel. ([Uygur et al. 2004]) .............................................................................................................51

Figure 17: Schéma général de l'installation. ............................................................................57

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Liste des tableaux

Tableau 1: Exemple de composition en mg/l de condensats de procédé. ............................24

Tableau 2: Types d’effluents de la SAMIR et leurs traitements. ...........................................32

Tableau 3 : Ouvrages de la station et leurs caractéristiques. ...............................................34

Tableau 4 : Caractéristiques de l'eau à l'entrée du TER. ......................................................47

Tableau 5 : Valeurs limites spécifiques de rejet. .....................................................................48

Tableau 6 : Caractéristiques des eaux à la sortie du TER.....................................................48

Tableau 7 : Tableau du rendement épuratoire du TER. .........................................................49

Tableau 8 : Caractéristiques des eaux de chaudières. ...........................................................52

Tableau 9 : Dimensionnement de la conduite entre le déversoir et le filtre à sable. .........62

Tableau 10: Tableau des caractéristiques des couches des filtres. ......................................64

Tableau 11: Dimensionnement des filtres. ...............................................................................64

Tableau 12: Calcul des pertes de charges pour chaque couche. ..........................................65

Tableau 13 : Coût du milieu filtrant utilisé. .............................................................................67

Tableau 14 : Tableau de comparaison entre le chlore et l'ozone. ........................................69

Tableau 15: Etude économique de l'ozonation. .......................................................................72 Tableau 16: Paramètres de dimensionnement de la filtration sur charbon actif. ..............74

Tableau 17 : Coût de fonctionnement des filtres à CA. ..........................................................75

Tableau 18 : Coût d'investissement des filtres à CA. ..............................................................75

Tableau 19 : Résultats de la simulation des performances des membranes de dessalement

de l'eau de mer de la marque Dow-Filmtec. ............................................................................80

Tableau 20 : Caractéristiques de la membrane SW30XLE-440i. .........................................81

Tableau 21: Les caractéristiques de l’eau utilisée dans la simulation en mg/l. .................84

Tableau 22 : Les caractéristiques à la sortie du 2ème passe en mg/l. .................................85

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Liste des abréviations

API : American Petroleum Institute ;

CA : Charbon Actif ;

CAG : Charbon Actif Granulé ;

CHL : Complexe des Huiles Lubrifiants ;

DA : Distillation Atmosphérique ;

DBO5 : Demande Biologique en Oxygène pendant 5 jours ;

DCO : Demande Chimique en Oxygène ;

DSV : Distillation Sous Vide ;

FAD : Flottation à l’Air Dissous ;

HC : Hydrocarbure ;

MF : Microfiltration ;

OI : Osmose Inverse ;

SAMIR : Société Anonyme Marocaine de l’Industrie du Raffinage ;

TER : Traitement des Eaux Résiduaires ;

UF : Ultrafiltration ;

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Table des matières

REMERCIMENTS ............................................................................................................... 1

RESUME ............................................................................................................................. 2

ABSTRACT ......................................................................................................................... 3

مل ................................................................................................................................... 4

Liste des figures .................................................................................................................. 5

Liste des tableaux ............................................................................................................... 6

Liste des abréviations .......................................................................................................... 7

Table des matières .............................................................................................................. 8 Introduction ........................................................................................................................11

Objectif et position du problème : .......................................................................................12

Chapitre I : Présentation de la société d’accueil....................................................13

1. Pr ésentation de la société d’accueil : .............................................................14

2. Les activités de la SAMIR : ............................................................................14

3. Les principaux clients : ...................................................................................15

4. Organigrammes de la société : .......................................................................16

Chapitre II : Le raffinage du pétrole .......................................................................17

1. Les étapes du raffinage du pétrole : ...............................................................18

1.1. Les procédés de séparation : .......................................................................18

1.2. Les procédés de conversion : .....................................................................18

1.3. Les procédés d’amélioration : ....................................................................19

2. L’eau dans la production de carburant : ........................................................20

2.1. Introduction : ................................................................................................20

2.2. L’eau dans les raffineries :..........................................................................21

2.3. Les volumes d’eau utilisés : .......................................................................21

2.4. La qualité des eaux : ....................................................................................22

2.5. Les sources des eaux résiduaires : .............................................................23

2.6. L’impact des rejets liquides des raffineries sur le milieu aquatique : ...25

CHAPITRE III : Rôle et caractéristiques de la station ‘TER’ ..........................29

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9

1. Rôle et caractéristiques de la station ‘TER’ : ...............................................30

1.1. But de la station ‘TER’ : .............................................................................30

1.2.

Eléments de la station ‘TER’ : ...................................................................30

1.3. Sources des eaux résiduaires de la SAMIR : ...........................................31

1.4. Type d’effluents traités par la station ‘TER’ : .........................................32

2. Fiche technique : ..............................................................................................32

3. Fonctionnement : .............................................................................................34

3.1. Prétraitement (Physique) : ..........................................................................34

3.2. Traitement primaire (physico-chimique) :................................................36

3.3. Traitement secondaire (biologique) : ........................................................40

3.4. Traitement des boues : ................................................................................42

CHAPITRE IV : La caractérisation des eaux ........................................................46

1. Sortie de l’usine : .............................................................................................47

2. Sortie du traitement existant : .........................................................................47

2.1. Rendement épuratoire actuel : ....................................................................48

2.2. Performance des équipements existants : .................................................50

2.3. Qualité requise à l’entrée de l’usine : ........................................................51

2.4. Importance des chaudières dans les raffineries : .....................................52

2.5. Inconvénients dus aux impuretés de l’eau en chaudières : .....................52

3. Justification de l’utilisation : ..........................................................................54

CHAPITRE V : Conception et dimensionnement de l’installation ...................55

1. Amélioration des performances de l’existant : ............................................56

2. Conception et dimensionnement de l’installation : .....................................56

2.1. Déversoir d’orage : ......................................................................................58

2.2. Filtre à sable : ...............................................................................................62

2.3.

Désinfection : ...............................................................................................68

2.4. Charbon actif : ..............................................................................................72

2.5. Réservoir de stockage : ...............................................................................75

2.6. Osmose inverse : ..........................................................................................75

2.7. Conclusion : ..................................................................................................86

CHAPITRE VI : Analyse technico-économique ....................................................87

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10

1. Processus de déminéralisation existant : .......................................................88

2. Le processus de réutilisation des eaux résiduaires : ....................................89

3.

Bilan : ................................................................................................................89

CONCLUSION ...................................................................................................................90

Bibliographie : ....................................................................................................................91

ANNEXES ..........................................................................................................................92

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11

Introduction

Le contexte général du développement du Maroc est marqué par une faiblesse

relative des ressources naturelles, notamment en eau, et surtout, leur grande variabilité

dans le temps et dans l’espace.

Le Maroc connaît des situations de pénurie d’eau, ne lui permettant plus de

répondre totalement à ses besoins en eau. Ceux-ci vont en grandissant avec la progression

démographique, l’augmentation des besoins humains, due aux changements dans le mode

de vie des populations et au développement de certaines activités consommatrices d’eau

(touriste, industrie, ..) Cette augmentation des besoins intervient en parallèle d’une

diminution sensible des apports, qui devient de plus en plus irréguliers. Or, l’eau se

trouve malheureusement en quantité très limitée et soumise à de nombreux aléas.

En fait, l’épuisement des réserves en eau dans certaines parties du pays a déjà fait

grimper les coûts de l’approvisionnement en eau industrielle. Dès lors, la consommation

en eau dans les grandes sociétés pourrait s’avérer coûteuse.

Le dessalement est un recours surtout pour les pays arides. Cependant, ce n’est pasle plus économique. En Arabie Saoudite, par exemple, 1 millions de mètre cube d’eau de

mer par jour sont traités et acheminés sur 300 à 400 km pour être injectés sur le champ

pétrolier de Ghawar, ce qui est onéreux.

Un recours encore plus prometteur dans le domaine de la gestion des ressources en

eau est la réutilisation des eaux épurées. Cette réutilisation recouvre deux notions

complémentaires : Le traitement puis la réutilisation proprement dite.

Cette nouvelle approche offre deux grands avantages : d’un point de vue

environnemental elle permet de diminuer les rejets en milieu naturel et sur le plan

économique elle constitue un approvisionnement supplémentaire.

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Objectif et position du problème :

La SAMIR consomme des quantités énormes d’eau douce dont le coût est excessif.

De plus, la tension sur les ressources en eau douce pousse à opter pour d’autres moyens

d’approvisionnement. Une première expérience d’économie d’eau se fait par le

dessalement de l’eau de mer utilisée pour le circuit de refroidissement. Le présent travail

a pour but d’étudier la possibilité de substituer l’eau potable utilisée dans les chaudières

après déminéralisation par les eaux résiduaires épurées en y ajoutant un traitement de

finition adéquat.

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13

Chapitre I : Présentation de la société

d’accueil

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1. Présentation de la société d’accueil :

La Société Anonyme Marocaine de l’Industrie du Raffinage (SAMIR) est un

véritable pôle industriel et acteur déterminant du secteur énergétique marocain. Elle est le

fournisseur stratégique du Maroc en produits pétroliers. Avec ses deux sites à

Mohammedia et Sidi-Kacem, elle dispose d’une capacité de raffinage de 150.000

baril/jour et d’une capacité de stockage de 2 millions m³. La SAMIR domine

complétement le marché de de raffinage au Maroc, elle approvisionne 80 à 85% de ces

besoins en produits pétroliers.

La SAMIR développe son outil de raffinage pour être la raffinerie la plus

développée dans la région. Avec la modernisation de sa raffinerie à Mohammedia, la

SAMIR devient la 3ème société en Afrique à produire le 50ppm, et la première qui

produira le 10ppm après réalisation du projet en cours.

L’objectif de la SAMIR est de transformer par des opérations physico-chimiques

le pétrole brut en différents produits. En effet, la société a pour objectif le raffinage du

pétrole, la transformation des dérivés du pétrole et d’une façon générale toute activité

relevant de l’industrie pétrolière destinée à satisfaire en priorité les besoins du marché

marocain, ainsi que toute les opérations commerciales d’importation, exportation,

admission temporaire et autres liées directement ou indirectement au raffinage.

2. Les activités de la SAMIR :

Le raffinage est la principale activité. Le Trading constitue un maillon très

important dans le processus de production de la société en assurant l’approvisionnement

régulier et sécurisé de la raffinerie en produits pétroliers et en exportant jusqu’à 25% de

la production. La logistique d’approvisionnement et de stockage des produits pétroliers serenforce avec la création de la TSPP, filiale à 100% de la SAMIR.

Les produits de raffinage de la SAMIR dépendent essentiellement de l’origine du

brute, comme Arabian light – Arabian heavy – Basra light – Basra heavy – Kirkuk –

Kuwait – Oumchaif – Zakum – ural – agajari – bakr (Egypt).

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Le raffinage du brut Arabian light donne à peu près les rendements suivants :

Figure 1 : Le rendement du raffinage du brut.

La SAMIR produit aussi des bitumes, des huiles lubrifiantes et les paraffines.

3. Les principaux clients :

Les clients de la SAMIR sont pour la majorité des industriels ou filiales de

groupes internationaux dont les plus importants sont des sociétés de distribution, avec

lesquels la société réalise la plus grande part de son chiffre d’affaire au Maroc.

o Grands produits : SHELL, AFRIQUIA, TOTAL, PETROM, SOMEPI, MOBIL.

o Huiles de base : SHELL, AFRIQUIA, TOTAL, PETROMIN OIL, SOMEPI,

MOBIL, ELF.

o Bitumes : LRM, GTR, SOREXI, COLAS, SOREXI, AFRIQUIA, ETA, HAJJI

46%

7%

30%

15%2%1%

le rendement du raffinage du brut

Arabian Light

Fuel

Kérozen

Gasoil

Essence

GPL

Gaz

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4. Organigrammes de la société :

Figure 2 : L’organigramme de la SAMIR.

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Etude technico-économique de la conception d’une unité de traitement des eaux àla sortie du TER pour leur réutilisation dans les chaudières

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Chapitre II : Le raffinage du pétrole

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1. Les étapes du raffinage du pétrole :

La transformation du pétrole brut est une opération incontournable. Dans uneraffinerie, le brut est transformé en produits finis suivant des processus rigoureux appartenant

à trois types principaux d’opérations : séparation, conversion et amélioration.

1.1.

Les procédés de séparation :

La première étape est celle de la séparation des molécules par distillation

atmosphérique (c'est-à-dire à la pression atmosphérique normale), en fonction de leurs poids

moléculaires.

Ce procédé consiste à chauffer le pétrole à 350/400 °C pour en provoquer

l’évaporation. Le chauffage s’effectue à la base d’une tour de distillation de 60

mètres de haut, appelée aussi Topping. Les vapeurs de brut remontent dans la tour

tandis que les molécules les plus lourdes, ou résidus lourds, restent à la base sans

s’évaporer. À mesure que les vapeurs s'élèvent, les molécules se condensent les unes

après les autres en liquides, jusqu’aux gaz qui atteignent seuls le haut de la tour, où

la température n’est plus que de 150 °C. À différents niveaux de la tour se trouventdes plateaux qui permettent de récupérer ces liquides de plus en plus légers. Chaque

plateau correspond à une fraction de distillation, appelée aussi coupe pétrolière,

depuis les bitumes (hydrocarbures très visqueux) jusqu'aux gaz.

Les résidus lourds issus de cette distillation renferment encore beaucoup de

produits de densité moyenne. On les soumet, dans une autre colonne, à une seconde

distillation dite distillation sous pression, qui permet de récupérer plus de produits

moyens (fiouls lourds et gazole).

1.2. Les procédés de conversion :

Après les opérations de séparation, la proportion d’hydrocarbures lourds reste encore

trop importante. Pour répondre à la demande en produits légers, on « casse » ces molécules

lourdes en deux ou plusieurs molécules plus légères.

Ce procédé de conversion, appliqué à 500 °C, est également appelé craquage

catalytique car il fait intervenir un catalyseur (substance accélérant une réaction chimique). 75

http://www.planete-energies.com/fr/lexicon/P#petrolehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/H#hydrocarbureshttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/G#gazolehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#craquage-catalytiquehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#craquage-catalytiquehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#craquage-catalytiquehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#craquage-catalytiquehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/G#gazolehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/H#hydrocarbureshttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/P#petrole

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19

% des produits lourds soumis à la conversion sont ainsi transformés en gaz, essence et gazole.

D’autres procédés permettent d’améliorer ce résultat par des ajouts d'hydrogène

(hydrocraquage) ou en employant des méthodes d'extraction du carbone (conversion

profonde). Plus une conversion est poussée, plus elle est coûteuse et gourmande en énergie.

L’objectif permanent des raffineurs est de trouver l’équilibre entre degré et coût de la

conversion.

1.3.

Les procédés d’amélioration :

Ils consistent à réduire fortement ou éliminer les molécules corrosives ou néfastes à

l'environnement, en particulier le soufre. Ces mesures visent à améliorer la qualité de l’airambiant : elles permettent d’optimiser l’efficacité des technologies de traitement catalytique

des gaz d’échappement des véhicules. La désulfuration du gazole s'effectue à 370 °C, sous

une pression de 60 bars et en présence d'hydrogène dont l’action consiste à extraire la plus

grande partie du soufre organique que l’on retrouve sous forme de sulfure d’hydrogène (H2S).

Ce dernier est ensuite traité pour produire du soufre, substance utilisée dans l'industrie.

Le kérosène, les gaz butane et propane sont, eux, lavés à la soude. Ce traitement,

appelé adoucissement, débarrasse ces produits des mercaptans (thiols) qu'ils contiennent.

http://www.planete-energies.com/fr/lexicon/H#hydrogenehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/H#hydrocraquagehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/D#desulfurationhttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/M#mercaptanshttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/M#mercaptanshttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/D#desulfurationhttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/H#hydrocraquagehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/H#hydrogene

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Figure 3: Schéma simplifié du procédé de raffinage de pétrole.

Chacun des produits raffinés issus du pétrole brut trouve un usage spécifique :

le gaz de pétrole liquéfié (GPL) est un carburant pour les véhicules à gaz ;

les gaz butane et propane sont utilisés pour les besoins domestiques ;

l'essence et le gazole alimentent les moteurs des véhicules automobiles ;

le kérosène est employé comme carburant dans l'aviation ;

le naphta est la principale matière première employée en pétrochimie ;

le fioul domestique est un combustible de chauffage ;

les huiles servent à fabriquer des lubrifiants ;

le bitume est utilisé pour recouvrir les routes.

2. L’eau dans la production de carburant :

2.1. Introduction :

L’eau est essentielle à la production des carburants. Dans un contexte de très fortes

pressions environnementales, énergétiques et sociétales incluant la nécessité de la protection

http://www.planete-energies.com/fr/lexicon/G#gaz-de-petrole-liquefie-gplhttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#carburanthttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/N#naphtahttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/P#petrochimiehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#combustiblehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/B#bitumehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/B#bitumehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#combustiblehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/P#petrochimiehttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/N#naphtahttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/C#carburanthttp://www.planete-energies.com/fr/lexicon/G#gaz-de-petrole-liquefie-gpl

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des ressources en eau et la limitation des émissions de gaz à effet de serre, la gestion de l’eau

est devenue un enjeu majeur pour l’industrie pétrolière. Ces préoccupations sont largement

prises en compte dans les programmes de gestion intégrée de l’eau qui ont été mis en place, à

la fois en production et en raffinage. Ces programmes visent à limiter les rejets et les

émissions et à minimiser les apports d’eau.

L’eau et l’énergie sont intimement liées dans un rapport complexe de

production/consommation. L’émergence des préoccupations liées à l’environnement et au

stress hydrique provoqué par le changement climatique, a mis la question de ce rapport

d’interdépendance au centre des discussions sur la scène internationale. En effet, la croissance

de la demande énergétique s’accompagnera inévitablement d’une demande croissante en eau.

L’économie et la gestion raisonnée de ces deux ressources apparaissent actuellement

comme des nécessités pour un développement économiquement, socialement et

écologiquement durable. Dans ce rapport d’interdépendance, l’eau apparaît, de plus en plus,

comme la ressource vitale à protéger. En effet, si des alternatives existent pour le pétrole, il

n’y en a pas pour l’eau.

2.2.

L’eau dans les raffineries :

La gestion de l’eau est également devenue un sujet d’amélioration indispensable dans

le secteur du raffinage. De réels progrès ont déjà été réalisés ces dernières années puisque la

consommation en eau moyenne d’une raffinerie est passée de plusieurs m3 par tonne de brut

dans les années 80 à 200 à 800 litres par tonne actuellement.

Les besoins en eau d’une raffinerie restent importants et indispensables au

fonctionnement des unités de transformation du pétrole en carburants. L’eau est prélevée le plus souvent dans le milieu naturel : nappe souterraine, canal, étang, voire partiellement la

mer.

2.3. Les volumes d’eau utilisés :

La production des hydrocarbures s’accompagne de la production de grandes quantités

d’eau. En moyenne, la production de chaque baril d’huile s’accompagne, au niveau mondial,

de la production de 3 à 5 barils d’eau. Ce ratio peut atteindre 10 à 14 dans certaines zones

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matures (figure 3). Loin devant les hydrocarbures, l’eau est donc, en volume, le fluide le plus

largement produit par l’industrie pétrolière.

Figure 4 : Rapport eau/huile (WOR) par région1

Selon une étude effectuée par IFP Energies nouvelles, la production d’eau peut être

estimée pour 2008 à 250 millions de barils/jour (Mb/j) et devrait dépasser 300 Mb/j en 2020,

soit une progression de 20 %. Celle-ci serait essentiellement due aux activités offshores. Ces

champs, actuellement moins développés, verront leur production d’eau augmenter de plus de

la moitié.

Les eaux produites sont de qualité fortement dégradée et elles ont besoin d’un

traitement, plus au moins poussé, et donc plus au moins coûteux, en fonction de leur

destination future.

2.4. La qualité des eaux :

Comme leur quantité, leur qualité dépend de leur origine. Elle varie considérablement

en fonction de la région, de la géologie de la formation, des types de fluides, du procédé de

1 Source Z. Khatib, SPE DL 2009-2010.

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récupération, des conditions d’exploitation et du management des puits et du réservoir. Une

eau de production peut donc typiquement contenir :

Des particules en suspension (MES) :

– minérales ;

– organiques ;

Des sels dissous (TDS) de différentes natures ;

Des métaux lourds et radioactifs ;

Des produits organiques dissous ;

Des bactéries et des résidus de l’activité bactérienne ; Des gaz dissous (CO2, O2, H2S, etc.).

2.5. Les sources des eaux résiduaires :

2.5.1.

Eaux de dessalage :

Avant son introduction dans le premier procédé de raffinage qui est la distillation

atmosphérique, le pétrole brut doit d’abord passer par le dessaleur où les sels qu’il contient

sont éliminés afin d’éviter leurs dépôts dans les tubes des fours et des corrosions acides entête des colonnes de fractionnement.

Composition de l’effluent de dessalage :

- Température : 40 à 60°C ;

- Salinité chlorurée : 2 à 15 g/l ;

- Teneur en S2- : 10mg/l ;

- Teneur en phénols : 5 à 20 mg/l ;

- pH : 7 à 8 ;

- DCO : 100 à 300 mg/l ;

- HC émulsionnés : 100 à 200 mg/l ;

Le volume de cet effluent représente 5 à 6 % du volume de pétrole brut traité.

2.5.2. Condensats de procédés :

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Ils ont comme source la vapeur condensée en étant en contact avec les produits

pétroliers, se divise en trois catégories :

- Condensats de distillation ;

- Condensats acides (sous condensats) ;

- Condensats de réchauffage des produits ;

Les condensats de distillation regroupent les condensats provenant de la distillation

atmosphérique et la distillation sous vide. Les condensats acides, quant à eux, proviennent des

opérations de craquage thermique ou à l’hydrogène. Enfin, les condensats de réchauffage de

produits qui ne sont qu’accidentellement en contact avec des produits hydrocarbonés.

DA DSV FCC HDS GO Vapocraquage% charge 2,5 – 3,5 3 – 4 6 – 12 3 – 6 15 – 35 pH 6 – 7 6 – 7 8 – 9,5 5 – 6 6 – 8,5HS-, RSH 20 – 200 10 – 50 500 – 3000 3000 – 5000 10 – 20Cl- 5 – 10 5 – 50 10 – 50 10 – 30 10 - 30CN- 5 – 200 5 – 10 NH4 10 – 60 5 – 30 300 – 3000 1500 – 3000Phénols 10 – 30 5 – 10 80 – 300 10 – 20 20 - 30HC 30 – 60 5 – 20 5 – 60 5 – 20 30 - 50

Tableau 1: Exemple de composition en mg/l de condensats de procédé2.

2.5.3. Effluents particuliers de procédé :

Ces effluents regroupent les eaux résiduaires du soufflage des bitumes, d’alkylation

catalytique et de fabrication d’huiles lubrifiantes par utilisation de solvants (il en résulte la

création de DCO variable et importante).

2.5.4. Eaux huileuses :

Elles représentent le pourcentage le plus dominant des rejets du raffinage du pétrole,

on peut les catégoriser en deux groupes :

- Les eaux normalement huileuses : regroupent les drainages des stockages du brut

ou de produits raffinés, les eaux pluviales tombées sur les unités et les eaux de

lavage de sol ;

2 Selon Traitement des eaux de F. Berné.

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- Les eaux accidentellement huileuses : les purges des réfrigérations atmosphériques

à la suite de fuites d’échangeurs par exemple.

2.5.5. Eaux non huileuses :

- Les eaux domestiques (douche et sanitaire) du site ;

- Les eaux de laboratoire ;

- Les purges de chaudière ;

- Les éluats de régénération des échangeurs d’ions.

2.5.6. Eaux résiduaires du transport :

- Eau de déballastage : Caractérisée par sa forte salinité (eau saumâtre), sa teneur en

HC entre 50 à 100 mg/l, sa teneur en MES de moins de 50 mg/l et quelques traces

de phénols ;

- Eau de nettoyage des tankers.

2.5.7. Condensat de vapocraquage :

Ces eaux sont légèrement alcaline (pH 8 à 9) et leur teneur en phénols est de 20 à 30

mg/l.

2.6.

L’impact des rejets liquides des raffineries sur le milieu aquatique :

Le raffinage du pétrole consomme d’importantes quantités d’eau qui servent à laver des

matières superflues engendrées par les flux de traitement, la production d’eaux de

refroidissement et de vapeur et les procédés de réaction. Les principaux polluants contenusdans les eaux usées rejetées par les raffineries de pétrole se composent d’huiles et de graisses,

d’ammoniac, de composés de phénol, de sulfures, d’acides organiques, de chrome et autres

métaux. Ces polluants peuvent s’exprimer en termes de demande biochimique en oxygène

(DBO5), en demande chimique en oxygène (DCO) et en carbone organique total.

2.6.1. Les matières en suspension :

Les matières en suspension sont des matières fines minérales ou organiques insolubles

visibles à l’œil nu qui contribuent à la turbidité de l’eau. Par leur effet obscurcissant, les

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matières en suspension – fibres, poussières minérales - présentes dans les eaux, diminuent la

photosynthèse qui contribue à l’aération de l’eau. Les organismes vivants peuvent alors

manquer d’oxygène. Par ailleurs, les matières en suspension donnent au cours d’eau un aspect

sale et trouble et peuvent gêner ou tuer les poissons par bouchage des branchies.

2.6.2. La matière organique :

La matière organique est présente sous forme dissoute et sous forme solide.

Elle est composée d'atomes de carbone associés à d'autres éléments, principalement :

l'hydrogène, l'oxygène et l'azote.

Les matières organiques consomment, en se dégradant, l'oxygène dissous dans l'eau et

peuvent, si elles sont trop abondantes, provoquer l'asphyxie des organismes aquatiques. Elles

peuvent également avoir un impact sur la santé humaine lorsqu'elles se retrouvent de façon

trop importante dans les eaux destinées à la consommation humaine. Elle est souvent

responsable d'odeur, de couleur et de saveur.

Une pollution par les matières organiques peut se caractériser par différents paramètres

dont principalement :

La demande biochimique en oxygène sur 5 jours (DBO5), qui exprime la

quantité d'oxygène nécessaire à la destruction ou à la dégradation des matières

organique d'une eau par les micro-organismes du milieu.

La demande chimique en oxygène (DCO), qui représente la quantité d'oxygène

consommée par les matières oxydables chimiquement contenues dans un

effluent.

Le carbone organique total (COT) qui représente la teneur en carbone lié à la

matière organique.

2.6.3. Les produits azotés et les produits phosphorés :

L’azote représente la majeure partie de l’atmosphère mais il est également présent dans

les autres compartiments de la biosphère (eau, sol, êtres vivants) où il est impliqué dans des

composés chimiques minéraux et organiques. Les composés contenant de l'azote peuvent se

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présenter sous différentes formes dans le milieu aqueux, sous forme oxydée (azote nitreux

NO2 ou nitrique NO3-) ou sous forme réduite (ammoniac NH4+).

Pour sa part le phosphore contenu dans les eaux industrielles apparaît sous forme

d'ortho-phosphates solubles, de poly-phosphates ainsi que sous forme de phosphore lié à

l'utilisation de molécules organiques ou contenu dans les matières en suspension; Il provient

en majorité de la dégradation de la matière organique ou de l'hydrolyse des poly-phosphates.

Les phosphates et les nitrates sont des substances nutritives pour les végétaux qui sont

directement assimilables. Ils sont en partie responsables du phénomène d'eutrophisation des

rivières par le développement anarchique d'organismes photosynthétiques tels que les algues.Leur prolifération conduit à l'anorexie du milieu, et par voie de conséquence, à la mortalité de

la faune et de la flore.

Il est à noter que l'azote sous forme de nitrite et en particulier d'acide nitreux est

toxique. Quant à l'ammoniac, il provoque, même à de faibles concentrations des lésions

branchiales chez les poissons qui limitent les échanges entre le sang et le milieu extérieur.

2.6.4.

Les métaux lourds :Ceux qui sont les plus fréquemment rencontrés et qui sont aussi les plus dangereux sont

: le cadmium, le chrome, le cuivre, le mercure, le plomb. Ils ont la particularité de

s’accumuler dans les organismes vivants ainsi que dans la chaîne trophique.

2.6.5. Les hydrocarbures :

La demande en oxygène des hydrocarbures est très importante et le problème posé par

ce type de polluant est lié à sa grande stabilité Les hydrocarbures se dissolvent peu et se

présentent généralement sous forme d’émulsion ou de surnageant, contribuant ainsi à la

modification des échanges gazeux avec l’atmosphère. Outre leur toxicité interne, les

hydrocarbures sont nocifs de part les additifs incorporés (phénols, amines aromatiques, ...).

2.6.6. Les Phénols :

Le terme « Phénol » regroupe un ensemble de molécules hydroxylées substituées,

dérivées du benzène (phénols simple) et de ses homologues supérieurs (crésols) et de

molécules à noyaux polycondensés (naphtols et naphtols sulfonés).

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Dans l’environnement, les principales sources de rejet de phénols sont reliées à

l’industrie pétrolière, aux fonderies, aux industries chimiques et pharmaceutiques. Parfois,

l’utilisation de revêtements bitumineux dans les canalisations ou des réservoirs peut, à

l’occasion de mise en service ou de réparations, être la cause de l’introduction de quantités

limités de phénols dans les réseaux (aqueux/hydriques).

Selon le Règlement sur les déchets solides, la concentration en composés phénoliques

dans une eau de lixiviation d’un lieu d’enfouissement sanitaire ne peut excéder 0.02 mg/l.

Impact des phénols :

Les phénols sont plus lourds que l’eau et tendent à se déposer par gravité. Ils se

dissolvent lentement, et même dilués, les phénols continuent à former des solutions toxiques.

En raison de leur forte toxicité dans l’eau, les phénols figurent dans la catégorie de risque

WGK23 (polluant de l’eau) en république fédérales d’Allemagne.

2.6.7. Les sulfures :

L’hydrogène sulfuré est un élément chimique toxique. Il intègre généralement

l’organisme par inhalation. Dans les eaux bien aérées et oxygénées, les sulfures setransforment rapidement en sulfates. Les sulfates peuvent toutefois être réduits sous l’action

des bactéries. Des teneurs de quelques dizaines de µg/l donnent une odeur et une saveur

car actéristiques à l’eau.

Impact des sulfures sur l’environnement :

Plusieurs effets néfastes sur le milieu environnant du traitement des eaux usées

chargés, d’une quantité plus ou moins importantes en sulfures, sont à considérer, on peut citer

à titre d’exem ple :

Les bactéries sulfatoréductrices sont incriminées dans les phénomènes de

détérioration et corrosion des appareils et des matériaux des équipements de la

station et les réseaux d’assainissement ;

Perturbation du traitement biologique ;

Le dégagement de mauvaises odeurs nuisibles pour l’environnement ;

3 German Water Hazard Class

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CHAPITRE III : Rôle et

caractéristiques de la station ‘TER’

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1. Rôle et caractéristiques de la station ‘TER’ :

1.1.

But de la station ‘TER’ :

La station ‘TER’ (Station de Traitement des Eaux Résiduaires) a été mise en place

pour deux objectifs. Principalement pour le traitement des effluents des eaux résiduaires

générés par la raffinerie SAMIR avant tout déversement dans la mer, mais aussi pour

récupérer les produits ayant une valeur économique importante tel que les huiles et les

essences en particulier et les hydrocarbures en générale.

Cette station est dotée d’une capacité nominale de 550 m3/h, divisée en deux circuits

de traitement identiques et indépendants de 275 m3/h.

Elle est constituée essentiellement d’un prétraitement physique par le biais des

séparateurs suivi d’un traitement primaire physico-chimique par coagulation-floculation et

flottation et se terminant par un traitement secondaire biologique par boues activées.

Le but de sa mise en place est de ramener l’effluent final traité à respecter les

caractéristiques maximales admises par la législation marocaine.

1.2.

Eléments de la station ‘TER’ :

La station d’épuration dispose des ouvrages suivants :

Deux pré-séparateurs ;

Deux séparateurs API ;

Un bassin tampon ;

Une vanne régulatrice de débit ;

Trois bassins pour le traitement physico-chimique ;

Deux bassins d’aéro-flottation ;

Deux bassins d’aération ;

Deux clarificateurs ;

Deux épaississeurs ;

Une centrifugeuse ;

Huit lits de séchage.

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Figure 5 : Représentation en image de synthèse de la station de traitement des rejets liquides de la

raffinerie.

1.3.

Sources des eaux résiduaires de la SAMIR :

Les eaux usées à l’entrée de la station d’épuration proviennent des installations et des

procédés de raffinage, elles sont classées selon leurs types de rejet et leurs sources comme

suit :

Eaux huileuses issues des procédés de fabrication des grands produits

blancs (Gasoil, Essence,…), des complexes des huiles, des purges des bacs de

stockage, et des unités d’Upgrade, leurs débit est variable et elles sont chargées

en hydrocarbures ;

Eaux de lavage à contrecourant des réfrigérants ;

L’eau de procédé, des vapeurs d’eau et de l’eau de nettoyage. Ces eaux ont été

en contact avec les fluides du procédé, et à part l’huile, ont aussi engrangé dessulfures d'hydrogène (H2S), de l’ammoniaque (NH3) et des phénols. Plus les

procédés de conversion sont sévères, plus la quantité de H2S et de NH3

engrangée par l’eau du procédé est important ;

Eaux de lavage des sols et machines : Au contraire des rejets précédents, la

qualité et le débit des eaux de lavage sont très variables. Ces eaux sont

chargées de produits divers : matières premières, hydrocarbures et huiles de

machines, produits détergents.

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1.4. Type d’effluents traités par la station ‘TER’ :

Les eaux résiduaires de la SAMIR peuvent être regroupées en cinq types d’effluent àsavoir les eaux propres, huileuses, de procédés, acides et basiques. La différence entre ces

types d’effluents est due essentiellement à leurs différences de composition (type de polluant).

La composition de chaque effluent s’explique par son origine. Le tableau (2) contient les

types d’effluents, leurs origines, les types de polluant qu’ils contiennent et le traitement

associé.

Type de l’effluent Origine Type de polluant Traitement

Eaux propresEaux derefroidissement

Néant Bassin d’inspection

Eaux huileuses

Purges des bacs

Hydrocarbures, sulfures,H2S et solvants

Station d'épuration (Station'TER')

Lavage des unités

Poste dechargementEaux de pluie

Eaux de procédé

Condensats de

vapeur de stripping Hydrocarbures, sulfures,H2S, NH4+, phénols et sels

Eaux de dessalage

Eaux acides

Eaux derégénération deschaînes dedéminéralisation

H2SO4 Neutralisation dans des bassins avec de la soude

Eaux basiquesLavage del’essence légère et

des GPL

Soudes, composés soufrés,

RSNa, Na2S

Neutralisation en ligne

avec les eaux acides

Tableau 2: Types d’effluents de la SAMIR et leurs traitements.

2.

Fiche technique :

Cette fiche technique présentée sous forme de tableau donne les différents ouvrages de

la station ‘TER’ et leurs caractéristiques.

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Station 'TER'

Capacité Design m3/h 550

Fosses Nombre Unité 4

Pré-séparateurs Nombre Unité 2Volume total m 607,2Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 22 x 6 x 2,3

API séparateurs Nombre Unité 2Volume total m3 967,2

Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 31 x 6 x 2,6Fosse boues huileuses

Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 1,5 x 1,5 x 4Fosse hydrocarbures

Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 2 x 2 x 4Réservoir d’égalisation (bac tampon)

Volume m3 5000Diamètre x Hauteur m x m 10 x 26,5

Station de pompage

Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 5,4 x 3,6 x 4,6 Nombre de pompes Unité 3Débit unitaire des pompes m /h 275Hauteur manométrique m 20

Fosse NeutralisationLongueur x Largeur x Hauteur m x m x m 4 x 4 x 3

Fosse CoagulationLongueur x Largeur x Hauteur m x m x m 4 x 4 x 3

Fosse Floculation

Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 4 x 4 x 3Flottateurs Nombre Unité 2Diamètre x Hauteur m x m 9,5 x 2,5

Bassins d’aération Nombre Unité 2Volume total m3 6733,8Longueur x Largeur x Hauteur m x m x m 43 x 14,5 x 5,4

Aérateurs de Surface

Nombre Unité 6

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Puissance kW 30Bassins de sédimentation

Nombre Unité 2Diamètre x Hauteur m x m 30 x 2,5

Pompes à boues Nombre de pompes Unité 2x3Débit unitaire des pompes m3/h 825x35Hauteur manométrique m 5x12

Pompes à boues Nombre Unité 8

Tableau 3 : Ouvrages de la station et leurs caractéristiques.

3.

Fonctionnement :

Le procédé de traitement adopté pour la station ‘TER’ est celui habituellement

appliqué pour le traitement des eaux usées des raffineries de pétrole. La chaîne de traitement

est composée des étapes principales suivantes:

3.1. Prétraitement (Physique) :

Ce type de traitement est utilisé pour séparer par simple décantation les hydrocarbures,

la boue primaire et l’eau dans les prés-séparateurs et séparateurs API suivi d’une

homogénéisation et oxydation des sulfures dans le bac tampon. Il est constitué de deux

pré-séparateurs suivi de deux séparateurs API dont le but est le déshuilage et le dégraissage.

Les pré-décanteurs et séparateurs API sont des bassins rectangulaires à circulation

longitudinale. Ils sont équipés de répartiteurs élaborés, d’un raclage de fond et de surface, de

dispositifs de sortie de l’eau traitée et de dispositifs de reprise des hydrocarbures et des boues.

Ces bassins sont constitués de deux cellules identiques isolables par des vannes murales,

permettant d’effectuer d’éventuelles opérations d’entretien.

Au niveau de ces pré-décanteurs et séparateurs API s’effectue :

La sédimentation des boues par simple gravité et leur raclage par un racleur

vers les trémies puis vers la fosse à boues. Ces boues sont concentrées ensuite

dans l’épaississeur à herse avant leur déshydratation dans une centrifugeuse.

La récupération des hydrocarbures à l’aide des goulottes sont envoyés vers une

fosse puis vers des bacs de Slop puis vers les bacs de brut pour être retraiter.

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L’effluent sortant des pré-séparateurs et séparateurs API rejoint ensuite le bac Tampon

dont le rôle est :

L’oxydation des sulfures par injection d’air ;

La régularisation du débit ;

L’homogénéisation de l’effluent avant d’entamer le traitement secondaire.

L’élimination des sulfures vient du fait qu’ils ont un certain effet d’inhibition sur les

épurateurs biologiques ou, du moins, peuvent limiter le développement de certaines souches

bactériennes et retarder la dégradation de certains composants de la DBO5 (phénols, SCN-)

De plus par précipitation sous forme de S colloïdal ou de FeS, ils peuvent aussi rendre

la floculation de l’épuration physico-chimique plus délicate et plus génératrice de boues.

Figure 6 : Pré-décanteurs.

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Figure 7 : Séparateurs API et Bac tampon.

3.2.

Traitement primaire (physico-chimique) :

Le traitement physico-chimique consiste en l’élimination de la matière colloïdale parun ajout de réactifs chimiques provoquant sa déstabilisation et l’agglomération des flocs ainsi

constitués.

La séparation des flocs par décantation, généralement utilisée après la coagulation-

floculation, n’est plus que rarement utilisée dans les station de traitement des eaux résiduaires

de raffinage et la séparation par flottation à l’air dissous est devenue la voie la plus employée.

3.2.1.

Coagulation :

Coaguler les MES (colloïdes) consiste à neutraliser les charges électrostatiques de

surface des particules. Ainsi, une fois ces charges pratiquement annulées, les particules

initialement négatives ne se repoussent plus et peuvent donc s’agglomérer.

L’annulation de ces charges électrostatiques se fait à l’aide du coagulant et vient donc

la formation des flocs. Ces derniers sont de petite taille et il est difficile de les éliminer d’où

l’importance de l’ajout d’un polymère pour les agglomérer.

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Les principaux coagulants utilisés pour déstabiliser les particules sont:

Le sulfate d’aluminium Al2(SO4)3,18H2O; L’aluminate de sodium NaAlO2 ;

Le chlorure ferrique FeCl3, 6H2O ;

Le sulfate ferrique Fe2(SO4)3, 9H2O;

Le sulfate ferreux FeSO4, 7H2O.

Le coagulant utilisé pour le cas de SAMIR est le chlorure ferrique. Le choix de ce

coagulant minéral vient du fait que les émulsions visées sont les émulsions chimiques. De

plus les sels de fer présentent un avantage en déshuilage par rapport aux sels d’aluminium.

3.2.2. Floculation :

La floculation consiste à agglomérer les particules déchargées par l’ajout d’un

polymère. Le polymère est une longue chaine moléculaire, très longue et très ramifiée,

possédant des sites électrostatiques chargés soit positivement, soit négativement. Sur ces sites

peuvent se fixer les colloïdes préalablement coagulés. Ainsi l’ensemble pourra décanter

spontanément sous forme de flocs physico-chimiques de taille supérieure à 1mm.

Figure 8 : Bassin de coagulation-floculation

On utilise très peu les polymères naturels (amidons, polysaccharides, alginates, ...)

dans le traitement physico-chimique en raison de la floculation médiocre obtenue. En

revanche, les polyélectrolytes (polymères de synthèse) sont beaucoup plus efficaces. Ils

forment des flocs volumineux

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Il y a le choix entre plusieurs types de polyélectrolytes :

Les polyélectrolytes cationiques ; Les polyélectrolytes anioniques.

Les polyélectrolytes cationiques sont les plus efficaces pour le conditionnement des

eaux à teneur élevée en matières organiques colloïdales.

Le floculant utilisé, est une molécule organique, cationique et polymérique, qui va

favoriser les pontages entre les particules déstabilisées, appelé polyélectrolyte (polymère de

haut poids moléculaire). Ce floculant va permettre d’alléger les agrégats afin qu’ils puissent

être entraînés par les bulles de la FAD en surface.

Figure 9 : Bassin d'injection chimique.

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3.2.3. L’aéroflottation :

L’effluent conditionné rentre ensuite dans les deux bassins d’aéroflottation ce qui va permettre d'assurer la séparation des flocs de l’eau qui se fait par flottation à l’air dissous(FAD).

Ce type de séparation consiste à accrocher des bulles d’air très fines, formées suite àl’expansion de l’eau sursaturée d’air, aux flocs. Ce qui permet de diminuer leur densitérelative et constituer des agrégats très légers qui seront entraînées à la surface de ce bassin.Alors la première étape consiste à produire de l’air pressurisé dans de l’eau.

Pour ce faire, de l’air (alimenté par un compresseur) est insufflé dans de l’eaucontenue dans un ballon maintenu à une pression de 4 à 8 bars. Le mélange eau/air pressuriséest ensuite injecté à l’admission de l’eau floculée dans la partie de séparation. L’air une fois à

pression atmosphérique dans le flottateur, dégaze en formant des microbulles, ce qui provoque la remontée des flocs en surface de l’aéroflotatteur.

Les flocs surnageant sont écrémés par raclage, puis transférés dans une fosse à boue.L’eau traitée sera déchargée vers la section de traitement biologique.

Figure 10 : Bassin d'aéroflottation.

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3.3. Traitement secondaire (biologique) :

L’épuration biologique a pour but d’éliminer la matière polluante biodégradablecontenue dans l’effluent en la transformant en matières en suspension plus facilement

récupérables.

Le procédé de traitement biologique adopté est basé sur un système à boues activées,

suivi d'une clarification.

L’effluent, à la sortie des flottateurs sera distribué uniformément sur deux bassins de

traitement à boues activées. De l’acide phosphorique et de l’urée seront injectés en continue à

l’entrée des bassins pour maintenir les éléments Carbonne/Azote/Phosphore dans les

proportions requises pour le traitement biologique. L’aération des bassins, vital pour le

déroulement du processus de biodégradabilité, est assuré au moyen de 3 aérateurs de surface

par bassin. Le maintien des conditions de traitement sera assuré notamment par le suivi en

continue du taux d’oxygène et du pH.

Après traitement, l’effluent sera déchargé vers les 2 clar ificateurs. Les boues

biologiques y seront décantées et recyclées avec un taux de recyclage de 1,2. L’excédent seraenvoyé vers l’épaississeur.

3.3.1.

Bassin d’aération :

Après traitement physique et physico-chimique, l’effluent est acheminé vers les

bassins d’aération, où il est mis en contact avec une suspension de flore microbienne appelée

boue activée, dont la croissance est assurée par l’apport d’oxygène fourni par trois aérateurs

de surface et par l’apport de la matière organique contenue dans l’effluent.

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Figure 11 : Bassin d'aération.

3.3.2. Clarificateur :

Après aération, la boue activée et l’eau épurée transitent gravitairement dans les

deux bassins de clarification secondaire pour être séparées. Une partie de la boue décantée au

fond du clarificateur, est recyclée vers le bassin d’aération, pour :

Maintenir une bonne concentration en boue constante dans le bassin

d’aération ;

Eviter l’accumulation des boues dans le clarificateur et le débordement du lit

de boue ; Limiter le temps de séjour des boues dans le clarificateur pour garantir une

bonne qualité de l’eau traitée et de la boue.

Et les boues excédentaires (boues biologiques ou secondaires) sont évacuées à

intervalles de temps réguliers à l’aide d’une pompe vers une fosse de stockage et envoyées en

mode batch vers l’épaississeur pour être traitée. Les eaux décantées subissent un raclage de

surface afin d’éliminer d’éventuelles écumes et mousses, puis elles sont rejetées dans la mer.

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Figure 12 : Clarificateur.

3.4. Traitement des boues :

Les boues d’épuration, désignent l’ensemble des concentrâts, issues des opérations de

séparation de phase du traitement des eaux résiduaires de la raffinerie. Selon le type

de traitement, on distingue trois types de boues générées :

Les boues primaires obtenues à partir des deux pré-séparateurs et des

deux séparateurs API, par simple décantation des résidus insolubles. Ces

boues correspondent à la pollution particulaire directement décantable ;

Les boues physico-chimiques générées par l’ajout d’un réactif injecté,

elles correspondent à la pollution colloïdale. Elles sont issues des

aéroflottateurs ;

Les boues biologiques sont issues des 2 clarificateurs et la fraction de

matières volatiles avoisine couramment 80 à 90 % ;

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Les boues biologiques sont épaissies puis dirigées vers les lits de séchage, alors que

les boues primaires et physico-chimiques sont épaissies puis centrifugées.

3.4.1. Epaississement :

L’épaississement est la première étape du traitement des boues, Il permet de

concentrer les boues, sous la seule action de la force de pesanteur.

L’épaississeur est équipé d’une herse pour éviter des dysfonctionnements sur la filière

boue, tels que la fermentation acides non contrôlées et l’émission de H2S.

Figure 13 : Epaississeur.

3.4.2. Centrifugation :

la séparation est effectuée dans un rotor cylindro-conique horizontal contenant

une vis convoyeuse qui tourne dans le même sens que le rotor mais à une vitesse légèrement

supérieure. La boue à traiter, additionnée de polymères, est introduite dans la machine.

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Sous l'action de la force centrifuge, les solides se déposent en couche sur les parois. La vitesse

relative de la vis convoyeuse fait progresser le produit décanté ou sédiment vers la sortie de la

machine, alors que le liquide extrait des boues se collecte au centre de la machine pour être

évacué (concentrât). Ainsi le concentrât est renvoyé vers une fosse à eau puis vers l’entrée de

la station, et le sédiment riche en hydrocarbures est envoyé vers le bac de brut.

Figure 14 : Centrifugeuse.

3.4.3. Lits de séchage :

Cette technique est appliquée aux boues biologiques à fin de réduire leur teneuren eau. Elle consiste à répandre des boues liquides sur un lit formé de sable et de

graviers, constitué de 8 cellules. Un drain assure l’évacuation des eaux de percolation pendant

quelques jours. Le cycle se termine avec le curage de la cellule, puis les boues séchées sont

dirigées vers l’incinérateur.

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Figure 15 : Lits de séchage.

3.4.4.

Elimination finale des boues d’épuration :

Les boues issues des lits de séchage et de la centrifugeuse sont récupérées par

une société œuvrant dans le domaine de traitement des déchets industriels. Cette solution

alternative remplace le traitement des boues en les brûlant en présence de combustible afin de

réduire leur fraction organique résiduelle, leur teneur en eau et de concentrer leurs polluants.

L’incinération est réalisée par oxydation thermique à haute température jusqu’à 800°C

dans un incinérateur dédié à ces fin. Après que ces boues aient subis une destruction préalabledu potentiel organique par incinération, les cendres générées sont envoyés vers un centre

d’enfouissement technique.

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CHAPITRE IV : La caractérisation des

eaux

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Après son passage dans la raffinerie, l’eau arrive à l’entrée du TER, où elle est sensée

subir un pré-déshuilage, suivi d’un traitement physico-chimique et puis un traitement

biologique avant son évacuation en mer. Ces traitements ont pour but de faire correspondre

les caractéristiques de cette eau aux normes de rejet imposés par la législation.

La caractérisation de ces eaux permettra donc de vérifier la conformité aux normes

d’une part, d’autre part elle permettra d’estimer le rendement épuratoire de la station et ainsi

les performances des équipements existants. Elle permettra aussi de choisir le traitement à

utiliser afin d’atteindre la qualité d’eau requise en amont de la station.

1.

Sortie de l’usine :

A la sortie des unités l’eau passe d’abord par un déshuileur avant d’être envoyée à

l’entrée du TER. Les caractéristiques de l’eau à l’entrée du TER :

Elément UnitéValeurs

min max moyenne

Température °C 28 39 32,75

Conductivité électrique µS/cm 29600

MES mg/l 145 80 222

pH 6,3 8,5 7,53

DCO mg/l 300 580 384,58

DBO5 mg/l 68 210 108,08

Phénols mg/l 1,15 1,99 1,39

HC mg/l 30 55 40,83Tableau 4 : Caractéristiques de l'eau à l'entrée du TER.

Ces caractéristiques font apparaitre un taux élevé de la conductivité. Ce taux est dû en

premier lieu à la qualité du pétrole importée qui est excessivement chargé en sels. Cela

découle de la mauvaise gestion du transport du pétrole qui est mis en contact avec l’eau demer. Anormal

2. Sortie du traitement existant :

Le but du TER est de ramener l’effluent final traité à respecter les caractéristiques

maximales admises par la législation marocaine. Ces caractéristiques sont regroupées sur le

tableau ci-dessous :

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Paramètres Valeurs limites spécifiques de rejet

DBO5 < 60 mg d’O2/LDCO < 200 mg d’O2/L

Hydrocarbures < 20 mg/L

MES < 50 mg/L

pH 5.5-8.5

Phénols < 1 mg/L

Plomb < 0.1 mg/L

Température ≤ 35 ºC Tableau 5 : Valeurs limites spécifiques de rejet.

Les caractéristiques de l’eau à la sortie de la station d’épuration sont définies dans le

tableau :

Elément UnitéValeurs

Normesmin max moyenne

Température °C 13 34 23,5 35Conductivité électrique µS/cm 26500

MES mg/l 18 45 25 50 pH 6,5 8,4 7,45 5.5 - 8,5DCO mg/l 81 198 140 200DBO5 mg/l 15 50 30 60

Phénols mg/l 0,98 1HC mg/l 0,5 1,1 0,8 20

Tableau 6 : Caractéristiques des eaux à la sortie du TER.

Les caractéristiques de l’eau à la sortie répondent aux normes imposées par la

législation marocaine, ce qui justifie le rejet en mer.

2.1. Rendement épuratoire actuel :

Le rendement épuratoire d’une station est calculé à l’aide de la relation :

% = é é

Avec Centrée : La concentration de l’élément à l’entrée.

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Csortie : La concentration de l’élément à la sortie.

Ainsi on obtient le tableau suivant :

Elément UnitéRendement épuratoire

de la station

Température °C 28,24%Conductivité électrique µS/cm 10,47%

MES mg/l 88,74%DCO mg/l 63,60%DBO5 mg/l 72,24%

Phénols mg/l 29,50%

HC mg/l 98,04%Tableau 7 : Tableau du rendement épuratoire du TER.

2.1.1. La température :

Sa variation dépend de la température ambiante parce que toutes les phases du

traitement qu’elles soient physique, physico-chimique ou biologique se font à toit ouvert.

2.1.2.

La conductivité :

Sa variation reste faible vu qu’aucun des procédés d’épuration mis en place ne permet la

réduction de ce paramètre.

2.1.3. Les matières en suspension :

Les MES granuleuses (sables, argiles et gravillons) sont éliminées durant le pré-

déshuilage, quant au MES fines (limons, produits de corrosion), elles sont éliminées durant le

traitement physico-chimique. Donc leur élimination se fait en deux phases, l’augmentation du

taux d’élimination peut se faire en s’assurant de l’annulation du potentiel zêta pendant la

phase de coagulation.

2.1.4. La DCO et la DBO5 :

Leur élimination se fait pendant le traitement biologique (boues activées). Le rendement

peut être amélioré en augmentant par exemple le taux de recirculation des boues ou encore en

augmentant la vitesse des aérateurs de surface.

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2.1.5.

Les hydrocarbures :

L’élimination des hydrocarbures se fait en 3 phases : d’abord les HC libres, en nappes

et en gouttelettes de 100 à 200 microns s’éliminent dans le traitement primaire, ensuite vient

l’élimination des HC en émulsion qui se fait pendant la coagulation/floculation en y ajoutant

la FAD pour ramener les HC floculés à la surface. Enfin le traitement biologique qui agit sur

une partie des HC aromatiques.

Les HC sont l’axe principale du TER de presque toutes les raffineries vu leurs impacts

incontestables sur le milieu aquatique.

2.1.6.

Le phénol :

Son élimination est prévue lors du traitement biologique. C’est vrai que son taux de

rejet en mer correspond aux normes, mais l’augmentation de son rabattement s’avère

nécessaire vu sa forte toxicité dans l’eau.

2.2. Performance des équipements existants :

On peut dire que la station de traitement des eaux résiduaires n’atteint pas l’optimum de

ses performances. Le traitement biologique se fait sur un effluent dont la salinité est élevée.

La concentration en chlorures à l’entrée est d’une moyenne de 5,32 g/l et la sortie est de 5,96

g/l. Cette augmentation est due à l’utilisation du chlorure ferrique comme coagulant.

En particulier, l’action principale des chlorures sur le fonctionnement biologique d’une

station d’épuration est liée au gradient de pression osmotique entre la bactérie et le liquide

interstitiel. Plus le gradient est fort, plus la défloculation sera importante. Lors d’une

défloculation partielle, l’activité biologique est réduite car les cinétiques sont diminuées.

En général, les micro-organismes sont mal adaptés au traitement de déchets liquides

contenant des composés organiques et une forte concentration en minéraux. Selon une étude

élaborée par Uygur [Uygur et al. 2004] les sels peuvent avoir un effet inhibiteur sur la

dégradation biologique de la matière organique. Les résultats de cette étude ont donné un

diagramme de la vitesse de diminution de la DCO en fonction de la teneur en NaCl. (Voir

figure 16)

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Figure 16 : Variation de la vitesse de diminution de la DCO en fonction de la teneur en sel. ([Uygur etal. 2004])

Il est clair que la présence excessive de sel à un effet néfaste sur la biodégradation. Plus

la teneur en sel augmente plus l’efficacité de dégradation diminue.

2.3. Qualité requise à l’entrée de l’usine :

En ce qui concerne la SAMIR , on peut distinguer trois réseaux d’alimentation en eau :

D’abord un réseau d’alimentation en eau potable pour l’ensemble de la raffinerie

(Sanitaires et autres). Après, il y a le réseau d’eau déminéralisée : cette eau potable a comme

source Lydec. Elle passe dans un processus de déminéralisation à l’aide de résines

(cationique, anionique et puis à lit mélangé) dans le but d’alimenter le dessaleur et l’ensemble

des chaudières. Enfin il y a le réseau d’eau osmosée, la source de celle-ci est l’unité de

dessalement de l’eau de mer dimensionnée pour un débit de 400 m3/h et son utilisation est

exclusivement pour le refroidissement et la condensation des hydrocarbures dans les

différentes unités de raffinage.

La nouvelle installation a pour but l’alimentation des chaudières. La qualité de cette eau

dépend de la pression de service utilisée, plus cette pression augmente, plus la qualité requise

devient de plus en plus rigoureuse. La pression de service utilisée à la SAMIR varie entre 40

et 45 bars. Les caractéristiques de l’eau correspondantes à ces pressions sont :

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Caractéristiques ValeursConductivité < 25 µS/cm

Dureté < 0,3 °FChlorures < 0,5 mg/l

pH Entre 9 et 11Oxygène dissous < 0,04 mg/l

Alcalinité < 2,5 ppm CaCO3 Tableau 8 : Caractéristiques des eaux de chaudières.

Plus on s’approche de ses valeurs, plus on réduit le coût d’entretien des chaudières, qui pèse sur l’économie de la SAMIR.

2.4.

Importance des chaudières dans les raffineries :La vapeur est une source d’énergie, très utile pour le fonctionnement de la raffinerie.

Elle est utilisée pour différentes fins :

- Alimentation des machine tournantes (pompes, compresseurs..) ;

- Vapeur d’atomisation du fuel (fours, brûleurs) ;

- Mise sous vide de certaines enceintes ;

- Vapeur de stripage dans la colonne de séparation ;

- Traçage (des lignes de produits) ;- Dégazage physique ;

- Fournir de la chaleur à certains produits visqueux pour les rendre pompables ;

- Accélérer le mouvement de séparation des produits dans la colonne de séparation.

Ainsi que le barbotage dans les ballons pour élimination des impuretés ;

2.5. Inconvénients dus aux impuretés de l’eau en chaudières :

La production de vapeur dans une chaudière est réalisée par la vaporisation partielle de

l’eau contenue dans les faisceaux de vaporisation. Dans la mesure où, en première

approximation, la vapeur produite est constituée d’eau pure, les impuretés apportées

par l’eau d’appoint se concentrent dans les faisceaux de vaporisation. Cette concentration des

impuretés peut conduire aux inconvénients suivants :

2.5.1. Incrustations :

Pour la majeure partie des sels minéraux contenus en chaudière, l’effet de

concentration par évaporation est prépondérant sur l’accroissement de solubilité associé à

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l’élévation de température en chaudière et dès que la limite de solubilité est atteinte, des

dépôts incrustants apparaissent. Les premiers sels à précipiter sont les sulfates de calcium

(CaSO4) et le carbonate de calcium (CaCO3) constituants essentiels du “tartre” des

chaudières.

2.5.2. Corrosions :

Les principales origines des corrosions en chaudières sont liées :

A la présence d’oxygène dissous : cette corrosion se traduit par des piqûres plus ou

moins profondes de métal.

A l’attaque directe du fer par l’eau : l’eau oxyde le fer et les aciers ordinaires.

Cependant, la nature et les propriétés des produits d’oxydation dépendent du pH de

l’eau :

Pour des valeurs de pH inférieures à 9,8 l’oxydation conduit à une dissolution du

métal à l’état d’ions ferreux.

Lorsque le pH est compris entre 10 et 12, le métal se recouvre d’une couche d’oxyde

magnétique Fe3O4 qui joue le rôle de couc

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