devenir des déversements d`hydrocarbures en mer

DEVENIR DES DÉVERSEMENTS
D’HYDROCARBURES EN MER
GUIDE D’INFORMATIONS TECHNIQUES
2
Introduction
Les hydrocarbures déversés en mer subissent diverses modifications physiques et chimiques ; certaines
entraînent leur élimination de la surface de l’eau tandis que d’autres favorisent leur persistance. Le
devenir de ces hydrocarbures est déterminé par différents facteurs, dont la quantité déversée, les
caractéristiques physiques et chimiques de l’hydrocarbure, les conditions climatiques qui prévalent
et l’état de la mer. Le fait que les hydrocarbures restent en mer ou viennent s’échouer sur la côte
influence également son devenir.
Comprendre les processus et les interactions qui entrent en jeu et altèrent la nature, la composition
et le comportement de l’hydrocarbure avec le temps est fondamental pour tous les aspects de la
lutte antipollution. Il est parfois possible, par exemple, de prévoir avec un relatif degré de certitude
que l’hydrocarbure se dissipera naturellement avant d’atteindre telle ou telle ressource vulnérable,
et donc que des opérations de nettoyage ne seront pas nécessaires. Lorsqu’une opération de lutte
antipollution active s’impose, le type d’hydrocarbure et son comportement probable déterminent les
options les plus susceptibles d’être efficaces.
Ce document décrit les effets combinés des divers processus naturels qui agissent sur les
hydrocarbures déversés, collectivement appelés « vieillissement ». Les facteurs qui déterminent
dans quelles mesures l’hydrocarbure risque de persister dans l’environnement marin sont abordés
en rapport avec leurs conséquences en matière de lutte antipollution. Etant donné que le devenir
des hydrocarbures déversés dans l’environnement marin a d’importantes implications pour tous les
aspects de la lutte antipollution, ce document devrait être lu en conjonction avec d’autres Guides
d’Informations Techniques de cette série.
Propriétés des hydrocarbures
Le comportement et la persistance d’un hydrocarbure déversé
en mer sont avant tout influencés par sa masse volumique, ses
caractéristiques de distillation, sa pression de vapeur, sa viscosité
et son point d’écoulement. Chacune de ces propriétés dépend de
la composition chimique, c’est-à-dire notamment de la proportion
de composants volatils et de la teneur en asphaltènes, résines et
paraffines.
La masse volumique (ou densité relative) d’un hydrocarbure
correspond à sa densité par rapport à l’eau pure, dont la masse
volumique est égale à 1. La plupart des hydrocarbures sont moins
denses ou plus légers que l’eau de mer, dont la masse volumique
se situe généralement aux alentours de 1,025. L’échelle des masses
volumiques de l’American Petroleum Institute (exprimées en degré
API) est couramment utilisée pour décrire la masse volumique des
pétroles bruts et des produits pétroliers, comme suit :
°API=
141,5
–131,5
masse volumique
En plus de déterminer si l’hydrocarbure flottera ou non, la masse
volumique peut donner une indication générale concernant d’autres
propriétés. Par exemple, les hydrocarbures à faible masse volumique
(°API élevé) ont tendance à être caractérisés par une forte proportion
de composants volatils et une faible viscosité.
2
Draugen
Coco
Boscan
400
600
100
90
Pourcentage distillé (volume)
Les pétroles bruts ont des propriétés physico-chimiques très
différentes selon leurs origines, tandis que de nombreux produits
raffinés conservent les mêmes propriétés bien définies quel que soit
le pétrole brut dont ils sont dérivés. Les fiouls lourds et intermédiaires,
qui contiennent des proportions variables de résidus du processus
de raffinage mélangées à des produits raffinés plus légers, ont eux
aussi des propriétés très variables.
Cossack
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
200
Température de distillation (°C)
5Figure 1 : Courbes de distillation de quatre pétroles bruts. Les
hydrocarbures restant au-dessus de la température maximale
indiquée sont principalement des résidus. Données d’analyses sur
les pétroles bruts.
Les caractéristiques de distillation d’un hydrocarbure décrivent sa
volatilité. Dans le processus de distillation, au fur et à mesure que
la température d’un hydrocarbure monte, les différents composants
atteignent leur point d’ébullition l’un après l’autre, s’évaporent, puis
sont refroidis et se condensent. Les caractéristiques de distillation
sont exprimées par les proportions de l’hydrocarbure parent qui se
distillent à l’intérieur de plages de températures données (Figure 1).
DEVENIR DES DÉVERSEMENTS D’HYDROCARBURES EN MER
5Tableau 1 : Caractéristiques physiques de quatre pétroles bruts
typiques. Les couleurs et les groupements correspondent aux
classifications données au Tableau 2 (page 8).
Arab Super Light
Brent
Cabinda
Merey
10,000
Viscosité (cSt)
1,000
100
10
1
0
10
20
30
40
Température (°C)
5Figure 2 : Rapport viscosité/température pour les quatre pétroles
bruts du Tableau 1.
Certains hydrocarbures contiennent des résidus bitumineux,
paraffiniques ou asphalténiques, qui ne se distillent pas facilement
même à fortes températures, et qui ont tendance à persister
longtemps dans l’environnement marin (par ex. le pétrole brut
Boscan à la Figure 1).
La pression de vapeur donne une autre indication de la volatilité
d’un hydrocarbure, généralement citée en pression de vapeur Reid
mesurée à 37,8 °C. Dans la plupart des conditions, une pression
de vapeur supérieure à 3 kPa (23 mmHg) est requise pour que
l’évaporation se produise. Au-delà de 100 kPa (760 mmHg), la
substance se comporte comme un gaz. La pression de vapeur
de l’essence, par exemple, est de l’ordre de 40 à 80 kPa (300 à
600 mmHg). Le pétrole brut Cossack a une pression de vapeur
Reid de 44 kPa et est très volatil, avec une forte proportion de
composants atteignant leur point d’ébullition à basse température.
En revanche, le pétrole brut Boscan est beaucoup moins volatil,
avec une pression de vapeur Reid de tout juste 1,7 kPa.
La viscosité d’un hydrocarbure définit sa résistance à l’écoulement.
Les hydrocarbures à forte viscosité s’écoulent moins facilement
que ceux à plus faible viscosité. Tous les hydrocarbures deviennent
plus visqueux (c’est-à-dire s’écoulent moins facilement) au fur et
à mesure que la température baisse ; certains plus que d’autres,
selon leur composition. Le rapport température/viscosité de quatre
pétroles bruts est indiqué à la Figure 2. Les unités de viscosité
cinématique* sont employées dans ce document, exprimées en
centistokes (cSt = mm2.s-1).
GUIDE D’INFORMATIONS TECHNIQUES 2
5Figure 3 : Les hydrocarbures déversés en milieu marin à des
températures inférieures à leur point d’écoulement forment des
fragments semi-solides. Cette image montre le pétrole brut Nile
Blend (point d’écoulement +33 °C) dans une eau de mer à 28 °C.
Ces hydrocarbures sont hautement persistants et peuvent parcourir
de très grandes distances.
Le point d’écoulement correspond à la température au-dessous de
laquelle un hydrocarbure ne s’écoule plus ; il dépend de la teneur
paraffinique et asphalténique de l’hydrocarbure. En refroidissant,
un hydrocarbure atteint une température appelée point de trouble,
qui correspond au point auquel les composants paraffiniques
commencent à former des structures cristallines. Plus la température
baisse, plus cette formation de cristaux compromet l’écoulement
de l’hydrocarbure. Lorsque le point d’écoulement est atteint,
l’écoulement cesse et l’hydrocarbure passe de l’état liquide à l’état
semi-solide (Figure 3). Un exemple de ce comportement est donné
pour le pétrole brut Cabinda sur la Figure 2. En refroidissant à partir
de 30 °C, la viscosité de cet hydrocarbure augmente lentement.
Lorsque le point de trouble (20 °C) est dépassé, l’hydrocarbure
commence à s’épaissir de manière exponentielle. Au point
d’écoulement (12 °C), la viscosité a suffisamment augmenté pour
empêcher son écoulement.
Processus de vieillissement
Les processus individuels traités dans la section suivante provoquent
ensemble le vieillissement d’un hydrocarbure déversé (Figure 4).
L’importance relative de chaque processus varie cependant avec le
temps. La Figure 6 illustre le vieillissement d’une nappe de pétrole
brut moyen typique par mer modérée. Il convient également de tenir
compte du fait qu’un déversement d’hydrocarbures dérive sous l’effet
du vent et des courants (voir le Guide d’informations techniques :
Observation aérienne des déversements d’hydrocarbures en mer).
Étalement
Un hydrocarbure commence à s’étaler à la surface de la mer dès
qu’il est déversé. La vitesse à laquelle cela se produit dépend dans
une grande mesure de la viscosité de l’hydrocarbure et du volume
en question. Les hydrocarbures fluides à faible viscosité s’étalent
beaucoup plus rapidement que les hydrocarbures à haute viscosité.
Les hydrocarbures liquides s’étalent sous forme de nappe continue
mais se fragmentent vite. Au fur et à mesure qu’ils s’étalent et que
leur épaisseur diminue, leur couleur évolue du noir ou brun foncé des
zones épaisses à une irisation iridescente et argentée en bordure
de la nappe (Figure 5). Au lieu de s’étaler en fines couches, les
* viscosité cinématique = viscosité dynamique ÷ densité. La
viscosité dynamique est mesurée en centipoise (cP) ou en
milliPascals par seconde (mPA/s), unité équivalente dans le SI
3
5Figure 4 : Processus de vieillissement sur un hydrocarbure en mer. Une fois l’hydrocarbure échoué sur la côte, certains de ces processus n’entrent
plus en jeu.
hydrocarbures semi-solides ou très visqueux se fragmentent en
plaques qui évoluent séparément et peuvent parfois atteindre une
épaisseur de plusieurs centimètres. En haute mer, les vents ont
tendance à entraîner la formation de bandes parallèles et étroites
d’hydrocarbure. Avec le temps, les propriétés de l’hydrocarbure
deviennent moins importantes pour déterminer les mouvements
de la nappe.
La vitesse à laquelle un hydrocarbure s’étale ou se fragmente est
également influencée par les vagues, les turbulences et les courants
de marée et autres ; plus les forces combinées sont fortes, plus le
processus est rapide. Les exemples sont nombreux d’hydrocarbures
étalés sur plusieurs kilomètres carrés en quelques heures seulement
et sur plusieurs centaines de kilomètres carrés en quelques jours.
Exception faite des petits déversements d’hydrocarbures à faible
viscosité, l’étalement n’est pas uniforme et d’importantes variations
d’épaisseur peuvent se produire, de moins d’un micromètre à
plusieurs millimètres ou plus.
Évaporation
Les composants plus volatils d’un hydrocarbure s’évaporent dans
l’atmosphère à un taux dépendant des températures ambiantes
et de la vitesse du vent. En règle générale, les composants de
l’hydrocarbure dont le point d’ébullition est inférieur à 200 °C
s’évaporent dans les 24 heures par conditions modérées. Plus la
proportion de composants à faible point d’ébullition – indiquée par
les caractéristiques de distillation de l’hydrocarbure – est forte, plus
l’évaporation est importante. Sur la Figure 1, par exemple, le pétrole
brut Cossack est constitué à 55 % de composants qui entrent en
ébullition au-dessous de 200 °C. Cette proportion est réduite à 4
% pour le pétrole brut Boscan.
Le degré d’étalement initial de l’hydrocarbure affecte également
le taux d’évaporation. En effet, plus la superficie de la nappe est
importante, plus les composants légers s’évaporent vite. Les mers
agitées, les vents forts et les températures élevées accélèrent
également l’évaporation.
Les résidus de l’hydrocarbure après évaporation ont une densité et
une viscosité accrues, ce qui affecte les processus de vieillissement
ultérieurs ainsi que les techniques de nettoyage.
Les déversements de produits raffinés, comme le kérosène et
l’essence, peuvent s’évaporer entièrement en quelques heures. Les
pétroles bruts légers (type Cossack) peuvent perdre plus de 50 %
de leur volume durant le premier jour. Déversés dans des espaces
confinés, ces hydrocarbures extrêmement volatils peuvent présenter
des risques d’incendie et d’explosion, ou des dangers pour la santé
humaine. En revanche, les fiouls lourds s’évaporent peu, voire pas du
tout, et le risque d’explosion est minime. Ils présentent toutefois un
risque d’incendie : des débris enflammés au milieu d’hydrocarbures
par mer calme peuvent former une mèche qui suffit à entretenir un
feu de fioul vigoureux.
Dispersion
5Figure 5 : Lorsque des hydrocarbures moyens et légers s’étalent
sans obstacle, des films très minces finissent par se former. Ils
se présentent sous forme d’irisations iridescentes (arc-en-ciel) et
argentées, qui se dissipent rapidement.
4
Le taux de dispersion dépend largement de la nature de l’hydrocarbure
et de l’état de la mer ; il est le plus élevé avec les hydrocarbures de
faible viscosité, en présence de vagues déferlantes. Les vagues et les
turbulences à la surface de la mer peuvent causer la fragmentation
de tout ou partie d’une nappe en gouttelettes de tailles diverses
qui s’intègrent dans les couches supérieures de la colonne d’eau.
Les plus petites gouttelettes restent en suspension, tandis que les
DEVENIR DES DÉVERSEMENTS D’HYDROCARBURES EN MER
Heures 1
10
Jour
100
1,000
Semaine Mois
10,000
Année
Évapora'on
Dissolu'on
Oxyda'on
Biodégrada'on
Sédimenta'on
Émulsifica'on
Émulsion instable
Émulsion stable
Dispersion
Étalement
5Figure 6 : Représentation schématique du devenir d’un déversement
typique d’hydrocarbure de groupe 2/3, montrant les processus de
vieillissement avec le temps. La largeur de chaque bande indique
l’importance du processus (d’après un diagramme fourni par le
SINTEF).
plus grosses remontent à la surface et soit reforment une nappe
par fusion avec d’autres gouttelettes, soit s’étalent en une très fine
couche. Les gouttelettes de moins de 70 μm de diamètre environ
sont maintenues en suspension par l’effet des turbulences marines
sur leur vitesse de remontée à la surface. L’hydrocarbure ainsi
dispersé s’intègre dans des volumes chaque fois plus importants
d’eau de mer, résultant en une réduction rapide et très sensible
de la concentration d’hydrocarbure. La surface de contact accrue
présentée par l’hydrocarbure dispersé favorise par ailleurs d’autres
processus, dont la biodégradation, la dissolution et la sédimentation.
Émulsification
De nombreux hydrocarbures incorporent de l’eau et forment des
émulsions eau dans l’huile. Le volume d’un hydrocarbure émulsionné
peut ainsi être quintuplé. Une concentration combinée de nickel/
vanadium supérieure à 15 ppm ou une teneur asphalténique
supérieure à 0,5 % au moment du déversement de l’hydrocarbure
sont les facteurs les plus favorables à la formation d’une émulsion.
La présence de ces composés et des conditions en mer dépassant
la force 3 sur l’échelle de Beaufort (vitesse du vent de 3 à 5 m/s
ou 7 à 10 nœuds) déterminent la vitesse à laquelle les émulsions
se forment. Les hydrocarbures visqueux, dont les fiouls lourds, ont
tendance à incorporer l’eau plus lentement que les hydrocarbures
plus fluides. Au fur et à mesure que l’émulsion se forme, le mouvement
de l’hydrocarbure dans les vagues entraîne la réduction de la taille
des gouttelettes d’eau qui ont été incorporées dans l’hydrocarbure
(Figure 7). L’émulsion devient ainsi progressivement plus visqueuse.
En même temps, les asphaltènes de l’hydrocarbure peuvent
précipiter pour enrober les gouttelettes d’eau, augmentant ainsi
la stabilité de l’émulsion. Alors que la quantité d’eau incorporée
augmente, la densité de l’émulsion se rapproche de celle de l’eau
de mer, mais il est peu probable qu’elle la dépasse sans ajout de
particules solides. Les émulsions stables peuvent contenir jusqu’à
70 à 80 % d’eau, sont souvent semi-solides, et ont une couleur intense
rouge/brune, orange ou jaune (Figure 8). Elles sont hautement
persistantes et peuvent rester émulsionnées indéfiniment. Les
émulsions moins stables peuvent se séparer en huile et eau sous
l’effet de la chaleur solaire, par mer calme, ou lorsqu’elles sont
échouées sur le littoral.
La formation d’émulsions eau dans l’huile ralentit les autres processus
de vieillissement et constitue la raison principale de la persistance
des hydrocarbures bruts légers et moyens à la surface de la mer
et sur le littoral. Bien que les émulsions eau dans l’huile stables se
comportent de manière analogue aux hydrocarbures visqueux, leurs
différences de composition ont des implications en ce qui concerne
les options de lutte antipollution.
Dissolution
Les hydrocarbures qui restent fluides et s’étalent sans être altérés
par d’autres processus de vieillissement peuvent se disperser
entièrement en quelques jours par mer modérée. L’application de
dispersants peut accélérer ce processus naturel. Inversement, les
hydrocarbures visqueux ont tendance à former des fragments épais
à la surface de l’eau, qui ne manifestent qu’une très faible tendance
à se disperser, même sous l’effet de dispersants.
La vitesse et le degré auxquels un hydrocarbure se dissout dépendent
de sa composition, de son étalement, de la température de l’eau,
des turbulences et du degré de dispersion. Les composants lourds
du pétrole brut sont pratiquement insolubles dans l’eau de mer
tandis que les composants plus légers, et plus particulièrement
les hydrocarbures aromatiques comme le benzène et le toluène,
sont légèrement solubles. Or, ces composés sont également les
5Figure 7 : Image considérablement agrandie (x 1 000) d’une émulsion
eau dans l’huile, montrant les gouttelettes d’eau entourées d’huile.
5Figure 8 : Récupération de fioul lourd émulsionné, montrant la couleur
rouge/brune typique. L’analyse a montré que la teneur en eau de
cette émulsion atteignait 50 %.
GUIDE D’INFORMATIONS TECHNIQUES 2
5
plus volatils et se perdent très rapidement par évaporation, soit
généralement 10 à 1 000 fois plus vite qu’ils ne se dissolvent. Par
conséquent, les concentrations d’hydrocarbures dissouts dans l’eau
de mer dépassent rarement 1 ppm et la dissolution ne contribue
pas de manière significative à l’élimination de l’hydrocarbure de la
surface de la mer.
Photo-oxydation
Les hydrocarbures peuvent réagir avec l’oxygène, entraînant ainsi
la formation soit de produits solubles, soit de goudrons persistants.
L’oxydation est favorisée par la lumière solaire ; bien qu’elle se
produise sur toute la durée du déversement, son effet global sur
la dissipation est minime par rapport à celui d’autres processus de
vieillissement. Même sous une lumière solaire intense, les films
d’hydrocarbure minces ne se décomposent que lentement, soit
à raison de moins de 0,1 % par jour dans la plupart des cas. Les
couches épaisses d’hydrocarbures très visqueux ou d’émulsions
eau dans l’huile ont tendance à s’oxyder en résidus persistants
plutôt qu’à se dégrader, en raison de la formation de composés à
masse moléculaire supérieure qui créent une couche superficielle
protectrice. Tel est le cas des boulettes de goudron échouées sur
le littoral, qui sont généralement constituées d’une croute externe
solide d’hydrocarbure oxydé et de particules sédimentaires, tandis
que l’intérieur est plus mou et moins altéré par le vieillissement.
Sédimentation et tendance à couler
Les gouttelettes d’hydrocarbure dispersé peuvent entrer en
interaction avec les particules sédimentaires et la matière organique
en suspension dans la colonne d’eau, devenant ainsi suffisamment
denses pour couler lentement vers le fond marin. Les eaux littorales
peu profondes et les eaux des embouchures de fleuves et des
estuaires sont souvent chargées de solides en suspension qui, en se
liant aux gouttelettes d’hydrocarbure dispersé, créent des conditions
favorables à la sédimentation des particules d’hydrocarbure. Dans
les eaux saumâtres, où l’eau douce des fleuves réduit la salinité
de l’eau de mer et donc sa masse volumique, des gouttelettes
d’hydrocarbure à flottabilité neutre peuvent couler. Les hydrocarbures
peuvent également être ingérés par les organismes planctoniques
et incorporés dans les pelotes fécales qui tombent ensuite sur le
fond marin. Dans quelques cas rares, l’hydrocarbure peut être
entraîné avec des niveaux élevés de solides en suspension, sous
l’effet d’une tempête, et retomber sur le fond marin. De même, le
sable éolien peut parfois être déposé sur un hydrocarbure flottant
et le faire couler.
La plupart des hydrocarbures ont des masses volumiques
suffisamment faibles pour flotter, à moins qu’ils n’entrent en
interaction avec des matériaux plus denses et qu’ils ne s’y attachent.
Cependant, certains pétroles bruts lourds, la plupart des fiouls
lourds et les émulsions eau dans l’huile ont des masses volumiques
proches de celle de l’eau de mer ; même une interaction minimale
avec des sédiments peut suffire à les faire couler. Seuls quelques
hydrocarbures résiduels ont une masse volumique supérieure à
celle de l’eau de mer (>1,025) et coulent lorsque déversés.
Certains hydrocarbures peuvent couler sous l’effet de la combustion,
qui non seulement consume les composants plus légers mais
entraîne également la formation de produits pyrogènes plus lourds
sous l’effet des températures élevées générées. Il convient d’en tenir
compte si le brûlage in situ délibéré est envisagé comme technique
de lutte antipollution.
Par mer agitée, les hydrocarbures denses peuvent être submergés
et passer un temps considérable juste au-dessous de la surface, ce
qui rend leur observation aérienne très difficile. Ce phénomène est
6
5Figure 9 : Récupération manuelle de fioul lourd coulé.
parfois confondu avec le cas des hydrocarbures coulants mais, après
submersion, l’hydrocarbure refait surface lorsque la mer se calme.
La sédimentation est l’un des principaux processus à long terme
qui aboutissent à l’accumulation d’hydrocarbures déversés dans
l’environnement marin. La tendance à couler d’un pétrole brut n’est
cependant que rarement observée ailleurs que dans des eaux
peu profondes, à proximité du littoral, principalement en raison de
l’interaction avec celui-ci (Figure 9).
Interaction avec le littoral
L’interaction des hydrocarbures échoués avec le littoral dépend
avant toute chose des niveaux d’énergie auxquels le littoral est
exposé, ainsi que de la nature et de la granulométrie du substrat
dont il est constitué.
L’interaction avec les sédiments, cause de la tendance à couler
des hydrocarbures, résulte généralement de l’échouage sur un
littoral sableux. Sur les plages de sable exposées, les couches
d’hydrocarbures peuvent être successivement enfouies et exposées
sous l’effet des cycles saisonniers d’accumulation (accrétion) et
d’érosion sédimentaires. Même sur les plages de sable moins
exposées, les hydrocarbures échoués peuvent être recouverts de
sable éolien. L’hydrocarbure mélangé au sable coule s’il est entraîné
dans les eaux littorales par les marées montantes et descendantes
ou par les tempêtes. Un cycle répétitif se produit souvent, selon
lequel le mélange d’hydrocarbure et de sable présent sur la plage
est entraîné dans les eaux littorales, favorisant ainsi la libération des
particules de sable plus grossières et l’hydrocarbure revient alors
flotter à la surface. Ce même hydrocarbure s’échoue de nouveau,
se mélange au sable, et le cycle se répète. Une irisation émanant
d’une plage de sable peut indiquer que ce processus est en cours.
L’interaction de l’hydrocarbure avec de très fines (<4 µm)
particules (les fines ou pélites) sur le littoral entraîne la formation
de floculats minéraux-pétrole ou argile-pétrole. Selon la viscosité
de l’hydrocarbure, un mouvement suffisant de l’eau peut donner
naissance à des gouttelettes qui attirent les fines électrostatiquement.
Les fines qui entourent chaque gouttelette empêchent la fusion en
de plus grosses gouttelettes et l’adhérence aux plus gros substrats
sédimentaires, par exemple le sable ou le gravier. Les floculats
stables qui en résultent sont proches de la flottabilité neutre et de
suffisamment petite taille pour être maintenus en suspension par
les turbulences lorsque l’eau submerge la plage sous l’effet des
marées ou des tempêtes. Ils peuvent par la suite être largement
dispersés par les courants côtiers et, avec le temps, participer
à l’élimination d’une grande partie des hydrocarbures des côtes
DEVENIR DES DÉVERSEMENTS D’HYDROCARBURES EN MER
abritées (à faible énergie), notamment lorsque l’action des vagues
et des courants est trop faible pour que d’autres processus (par ex.
l’abrasion sédimentaire) se produisent.
Des sédiments vaseux et des marais sont souvent rencontrés
sur les côtes abritées. Dans la majorité des cas, l’hydrocarbure
ne pénètre pas dans ces sédiments fins et reste à la surface.
Cependant, la « bioturbation », c’est-à-dire la redistribution des
sédiments sous l’action d’animaux fouisseurs, permet parfois aux
hydrocarbures moins visqueux de pénétrer un peu dans le sédiment
par migration dans les trous de vers, le long des tiges de végétaux,
etc. Il peut également y avoir incorporation de l’hydrocarbure dans
ces sédiments à granulométrie fine pendant les fortes tempêtes,
lorsque de fines particules de vase sont remises en suspension
dans la colonne d’eau et se mélangent à l’hydrocarbure. Au fur
et à mesure que les conditions se calment, la vase se dépose et
l’hydrocarbure peut être piégé dans le sédiment. Dans ces lieux
abrités, le sédiment peut ne pas être perturbé pendant de longues
périodes et, étant donné que les niveaux d’oxygène dans le sédiment
sont faibles, très peu de dégradation se produit.
Sur les grèves de galets ou les plages de gravier abritées, les
hydrocarbures à forte viscosité peuvent former des couches indurées
dites « revêtement d’asphalte » s’ils ne sont pas éliminés par les
opérations de nettoyage. Ce phénomène résulte principalement de
l’oxydation de la couche d’hydrocarbure superficielle (Figure 10).
Les hydrocarbures flottants peuvent pénétrer ces substrats ouverts
plus facilement ; le substrat même les protège en empêchant ensuite
leur élimination par la mer et les autres processus de vieillissement.
Les revêtements d’asphalte peuvent persister pendant plusieurs
décennies s’ils ne sont pas perturbés.
Biodégradation
L’eau de mer contient divers micro-organismes marins capables de
métaboliser les hydrocarbures. Pour ces bactéries, moisissures,
levures, champignons, algues unicellulaires et protozoaires;
l’hydrocarbure peut être une source de carbone et d’énergie.
Largement distribués dans les océans du monde entier, ces
organismes sont toutefois plus abondants dans les zones de
suintements naturels d’hydrocarbures ou dans les eaux côtières à
pollution chronique. Dans ce dernier cas, il s’agit le plus souvent
des eaux côtières proches des centres urbains, qui reçoivent les
rejets industriels et les eaux d’égout brutes.
Les principaux facteurs qui influent sur la vitesse et le degré
de biodégradation sont les caractéristiques de l’hydrocarbure,
la disponibilité d’oxygène et de nutriments (principalement les
composés d’azote et de phosphore) et la température. Plusieurs
composés intermédiaires sont produits au fur et à mesure de la
décomposition des hydrocarbures, mais les produits finaux de la
biodégradation sont le dioxyde de carbone et l’eau.
Chaque type de micro-organisme impliqué dans le processus a
tendance à dégrader des composés spécifiques d’hydrocarbures,
d’où la nécessité d’un large éventail de micro-organismes, agissant
ensemble ou en succession, pour que la dégradation puisse
continuer. Au fur et à mesure de la dégradation, une population
complexe de micro-organismes se développe. Les micro-organismes
nécessaires à la biodégradation sont présents en nombres
relativement faibles en haute mer mais se multiplient rapidement
en présence d’hydrocarbures. La dégradation se poursuit alors
jusqu’à ce que le processus soit limité par un manque de nutriments
ou d’oxygène. En outre, bien que les micro-organismes soient
capables de dégrader un grand nombre des composés présents
dans le pétrole brut, certaines macromolécules complexes résistent
à l’attaque. Ces résidus ont tendance à inclure les composés qui
donnent au pétrole sa couleur noire.
Des produits censés accélérer la biodégradation sont disponibles,
bien que leur efficacité soit douteuse. En effet, les déficits en
nutriments sont peu probables, notamment dans les eaux côtières,
et les niveaux d’oxygène ou la température de l’eau sont difficilement
modifiables.
Les micro-organismes vivent dans l’eau, dont ils extraient l’oxygène
et les nutriments essentiels. Par conséquent, la biodégradation ne
peut se produire qu’à une interface hydrocarbure/eau. En mer, la
création de gouttelettes d’hydrocarbure, par dispersion naturelle
ou chimique, augmente la surface interfaciale disponible pour
l’activité biologique et stimule ainsi la dégradation. Par contraste,
les hydrocarbures échoués en couches épaisses sur le littoral ou
au-dessus de la laisse de haute mer, ont une surface limitée et
un contact très restreint avec l’eau. Dans de telles conditions, la
biodégradation se produit extrêmement lentement, entraînant la
persistance de l’hydrocarbure pendant de nombreuses années à
défaut de mesures d’élimination.
La variété des facteurs qui influent sur la biodégradation complique
la prévision de la vitesse à laquelle un hydrocarbure peut être
éliminé. Bien que la biodégradation ne puisse évidemment pas
éliminer les accumulations d’hydrocarbures massives, elle n’en est
pas moins l’un des principaux mécanismes à long terme assurant
la disparition naturelle des dernières traces d’hydrocarbures sur les
littoraux fréquemment submergés sous l’effet des marées ou des
surcôtes liées aux vents.
Processus combinés
5Figure 10 : Dans le cadre d’une expérience suite à un rejet de pétrole
brut, une zone de littoral touchée a été délibérément laissée telle
quelle. Cette plaque d’hydrocarbure, d’environ 1 m², persiste après
plus de 15 années, constituant un « revêtement d’asphalte ».
GUIDE D’INFORMATIONS TECHNIQUES 2
L’effet combiné des processus décrits ci-dessus est résumé
à la Figure 13. Tous entrent en jeu dès que l’hydrocarbure est
déversé, bien que leur importance relative varie avec le temps
(Figure 6). L’étalement, l’évaporation, la dispersion, l’émulsification
et la dissolution sont les plus importants aux premiers stades d’un
déversement, tandis que la photo-oxydation, la sédimentation et la
biodégradation sont des processus au long terme qui déterminent le
devenir final de l’hydrocarbure. La dispersion et l’émulsification sont
des processus concurrents : la dispersion élimine l’hydrocarbure de
la surface de l’eau, tandis que l’émulsification cause l’augmentation
du volume de polluant et sa persistance. Les facteurs qui déterminent
si l’hydrocarbure se dispersera ou s’émulsionnera comprennent les
7
Remarque : les hydrocarbures à point d’écoulement élevé se
comportent comme le Groupe 3 à des températures ambiantes
supérieures à leur point d’écoulement. En deçà, les traiter comme
des hydrocarbures du Groupe 4.
Remarque : les hydrocarbures à point d’écoulement élevé se
comportent comme le Groupe 2 uniquement à des températures
ambiantes supérieures à leur point d’écoulement. En deçà, les traiter
comme des hydrocarbures du Groupe 4.
5Tableau 2 : Exemples d’hydrocarbures classifiés selon leur degré API (American Petroleum Institute gravity). Les couleurs de chaque groupe
correspondent au Tableau 1 et aux figures 1, 2, 12 et 13. En règle générale, la persistance après déversement augmente avec le numéro du
groupe.
8
DEVENIR DES DÉVERSEMENTS D’HYDROCARBURES EN MER
Un cinquième groupe est parfois reconnu pour les hydrocarbures dont
la masse volumique est supérieure à 1 et le degré API inférieur à 10.
Ces hydrocarbures sont susceptibles de couler, notamment en eau
trouble, et sont parfois appelés LAPIO (Low API Oils – hydrocarbures
à faible degré API). Cette catégorie est constituée des fiouls très
lourds et des boues d’hydrocarbures résiduelles (Figure 11).
La Figure 12 indique, pour les groupes 2 et 4, les hausses typiques
de la viscosité avec le temps résultant de l’évaporation et de
l’émulsification à la suite d’un déversement. Elle démontre que
l’émulsification influe plus que tout autre processus sur la hausse
de viscosité.
conditions du rejet (débit et quantité déversée, rejet en surface ou
sous l’eau, etc.), les conditions environnementales (température, état
de la mer, courants, etc.) et les propriétés physiques et chimiques
de l’hydrocarbure.
Il est important de comprendre l’interaction des processus de
vieillissement pour prévoir les modifications des caractéristiques
d’un hydrocarbure pendant la durée de présence d’une nappe en
mer. Les prévisions d’évolutions possibles des caractéristiques de
l’hydrocarbure avec le temps permettent d’établir la persistance
probable de l’hydrocarbure déversé et donc l’option de lutte
antipollution la plus appropriée. À cet égard, une distinction est
souvent opérée entre les hydrocarbures non persistants qui, parce
qu’ils sont volatils et peu visqueux ont tendance à disparaître
rapidement de la surface marine, et les hydrocarbures persistants
qui se dissipent plus lentement et nécessitent généralement une
intervention de nettoyage. L’essence, le naphta et le kérosène
sont des hydrocarbures non persistants, tandis que la plupart des
pétroles bruts, des fiouls intermédiaires et lourds, et des bitumes
sont classés persistants*.
Une autre classification divise les hydrocarbures couramment
transportés en quatre groupes, en fonction de leur degré API
(Tableau 2). L’objectif en est de regrouper les hydrocarbures
susceptibles d’avoir un comportement analogue en cas de
déversement en milieu marin. En règle générale, plus le degré
API de l’hydrocarbure est élevé (et plus la masse volumique est
faible), moins il est persistant. Il est néanmoins important d’apprécier
que certains hydrocarbures apparemment légers se comportent
davantage comme des hydrocarbures lourds en raison de la présence
de paraffines. Les hydrocarbures à teneur paraffinique supérieure
à environ 10 % ont tendance à avoir des points d’écoulement
élevés. Si la température ambiante est basse, l’hydrocarbure sera
soit un semi-solide, soit un liquide très visqueux et les processus
de vieillissement naturel seront lents.
* Le régime international de responsabilité et d’indemnisation
pour les dommages dus à la pollution par les hydrocarbures
établit une différence entre les hydrocarbures persistants et non
persistants, ces derniers étant définis comme composés de fractions
d’hydrocarbures, (a) dont au moins 50 %, en volume, se distillent
à une température de 340 °C, et (b) au moins 95 % se distillent à
une température de 370 °C, au cours d’essais effectués selon la
méthode D86/78 de l’American Society for Testing and Materials
ou toute révision ultérieure de cette méthode.
GUIDE D’INFORMATIONS TECHNIQUES 2
Modèles informatiques
Plusieurs modèles informatiques sont disponibles, permettant de
prévoir la dérive ou la trajectoire d’une nappe d’hydrocarbures.
Certains comprennent des prévisions de vieillissement indiquant
l’évolution probable de l’hydrocarbure déversé avec le temps, dans
des conditions données. Ces prévisions reposent souvent sur des
1 000 000
Viscosité cinématique en cSt à 15 °C
5Figure 11 : Fioul très lourd sur le fond marin, après son rejet d’une
barge endommagée. L’hydrocarbure avait un degré API de 4, soit
une masse volumique de 1,04, comparé à une eau de mer à 1,025
(image reproduite avec la permission de la NOAA).
La Figure 13 donne un diagramme simplifié du taux d’élimination
naturelle des quatre groupes d’hydrocarbures, en tenant compte
de l’effet de la formation d’émulsions eau dans l’huile sur le volume
de polluant avec le temps. Elaboré à partir d’observations sur le
terrain, le diagramme est conçu pour donner une idée de la manière
dont la persistance varie en fonction des propriétés physiques de
l’hydrocarbure. Le comportement précis d’un pétrole brut individuel
dépendra de ses propriétés et des circonstances au moment du
déversement. Les conditions météo-climatiques ont une influence
particulière sur la persistance d’une nappe d’hydrocarbures. Par
exemple, par très mauvais temps, un hydrocarbure du groupe 3
peut se dissiper dans des délais plus typiques d’un hydrocarbure
du groupe 2. Inversement, par temps froid et calme, sa persistance
peut approcher celle des hydrocarbures du groupe 4. Les
hydrocarbures du groupe 4, y compris les fiouls lourds transportés
en tant qu’hydrocarbures de soute par de nombreux navires, sont
généralement très visqueux et très persistants ; ils comptent parmi
les plus problématiques à nettoyer. Leur persistance les rend
susceptibles de parcourir des distances considérables en mer et
de causer une contamination très étendue.
100 000
10,000
10 000
Hydrocarbures
du groupe 2
Hydrocarbures
du groupe 3
1 000
Hydrocarbures
du groupe 4
100
0
10
20
30
40
Heures
5Figure 12 : Taux d’accroissement de viscosité types dans les eaux
modérées à agitées. La viscosité des hydrocarbures du groupe 1 ne
dépasse jamais 100 cSt dans l’environnement marin et n’est donc
pas illustrée.
9
bases de données des caractéristiques physiques et chimiques de
différents hydrocarbures, ainsi que sur les résultats de recherches
scientifiques et d’observations d’hydrocarbures. Cependant, en
raison de la complexité des processus de vieillissement et de
l’incertitude quant à l’évolution de la nappe, des prévisions précises
du devenir global restent difficiles à effectuer.
Dès lors, il est important de comprendre les hypothèses sur lesquelles
les modèles de vieillissement et de trajectoire sont basés et de
les prendre en compte au moment d’utiliser les résultats. Dans
le cadre des opérations de lutte antipollution, par exemple, les
prévisions modélisées devraient être vérifiées par des observations
de la distribution et du comportement réels de l’hydrocarbure. En
revanche, ces modèles donnent des indications utiles pour orienter
les inspections, ainsi qu’une idée du devenir et du comportement
probables d’un hydrocarbure particulier. Ils sont également efficaces
dans le contexte de l’évaluation des techniques de nettoyage
optimales, de la formation et de la planification des interventions
d’urgence.
Implications pour le nettoyage et
la planification des interventions
d’urgence
La tendance des hydrocarbures à s’étaler et à se fragmenter
rapidement, surtout par mer agitée, est toujours contraignante
pour les techniques de lutte antipollution et ne devrait pas être
sous-estimée. Par exemple, les systèmes de récupération des
hydrocarbures embarqués, avec des envergures typiques de
quelques mètres seulement, manqueront d’importantes quantités
d’hydrocarbure déversé une fois que celui-ci se sera étalé et
fragmenté sur plusieurs kilomètres. Dans le cas des hydrocarbures à
faible viscosité, cela peut se produire en quelques heures seulement.
Il s’agit là de l’une des principales raisons pour lesquelles les
opérations de récupération des hydrocarbures en mer éliminent
rarement plus d’une fraction minime d’une grande nappe.
La dérive des nappes et la nature changeante des hydrocarbures
sous l’effet du vieillissement peuvent déterminer si une intervention,
au-delà du suivi de la dissipation de la nappe, est nécessaire. Lorsque
des mesures antipollution actives s’imposent, les processus de
vieillissement exigent que l’adéquation des techniques de nettoyage
sélectionnées soit réévaluée et modifiée au fur et à mesure que la lutte
antipollution progresse et que les conditions changent. Par exemple,
des dispersants appliqués en mer perdent de leur efficacité lorsque
les hydrocarbures s’étalent et que la viscosité de l’hydrocarbure
augmente. Selon les caractéristiques de l’hydrocarbure, de nombreux
dispersants deviennent considérablement moins efficaces quand la
viscosité approche 10 000 cSt. La plupart cessent d’avoir un effet
quelconque lorsque la viscosité dépasse de loin cette valeur. Parce
que la viscosité de l’hydrocarbure peut augmenter très rapidement,
le délai disponible pour l’application de dispersants peut être très
court. Ainsi, l’application de dispersant doit être régulièrement
surveillée et les opérations d’épandage doivent cesser quand elles
deviennent inefficaces (Figure 14).
De même, si des systèmes de récupération mécanique sont
mis en œuvre, le type de récupérateurs et de pompes employé
devra éventuellement changer en fonction du vieillissement
de l’hydrocarbure, de l’accroissement de sa viscosité et de la
formation d’émulsions. Par exemple, l’efficacité des récupérateurs
à disque oléophiles (qui attirent l’huile) dépend de l’adhésion de
l’hydrocarbure au disque (Figure 15). Or, une émulsion agit en tant
qu’agent de fluidisation, de telle sorte que lorsqu’un mouvement
de torsion est appliqué, par exemple par un disque tournant, les
gouttelettes d’eau dans l’émulsion s’alignent toutes dans le même
sens. La viscosité est ainsi réduite et l’émulsion est découpée en
tranches au lieu d’adhérer au disque. Le même effet se produit
avec les pompes centrifuges : l’hélice de la pompe peut tourner
sans mouvement efficace de l’émulsion à travers la pompe. Pour
5Figure 13 : Volume d’hydrocarbure et d’émulsion eau dans l’huile restant à la surface de la mer, indiqué en pourcentage du volume du déversement
d’origine (100 %) pour un hydrocarbure typique de chacun des groupes indiqués aux Tableaux 1 et 2. Les courbes représentent un comportement
« moyen » estimé pour chaque groupe. Cependant, le comportement d’un pétrole brut particulier peut s’écarter de la tendance générale selon
ses propriétés et les conditions environnementales au moment du déversement.
10
DEVENIR DES DÉVERSEMENTS D’HYDROCARBURES EN MER
5Figure 14 : En raison de la forte viscosité de l’hydrocarbure,
l’application de dispersant est restée sans effet, comme en témoigne
le panache blanc de dispersant autour de l’hydrocarbure.
5Figure 15 : Récupérateur à disque fonctionnant efficacement dans un
pétrole brut léger récemment déversé. Cependant, si l’hydrocarbure
devenait considérablement émulsionné, l’efficacité de l’opération de
récupération serait réduite en raison de l’incapacité de l’émulsion à
adhérer aux disques.
cette raison, les pompes volumétriques sont recommandées pour
le transfert d’émulsions.
Pour les installations fixes, c’est-à-dire les terminaux pétroliers et
les bouées de chargement et de déchargement offshore, lorsqu’un
nombre limité de types d’hydrocarbures est concerné et que les
conditions météorologiques et marines qui prévalent sont bien
connues, des prévisions assez précises sont possibles. Cela
simplifie l’élaboration d’un plan d’intervention d’urgence efficace
et permet de mettre en place des mesures de lutte antipollution
appropriées. Dans les zones de trafic maritime intense, avec
des nombres importants de navires en transit, ou lorsque de
nombreux types d’hydrocarbures sont manipulés, les plans ne
peuvent pas couvrir toutes les éventualités. Il est donc d’autant
plus important que le type et le comportement de l’hydrocarbure
déversé soient établis dès que possible afin que les techniques les
plus appropriées puissent être utilisées si une lutte antipollution
s’avère nécessaire.
Il est essentiel de bien comprendre le devenir et le comportement
probables des différents hydrocarbures, ainsi que les contraintes
qu’ils imposent aux opérations de nettoyage, pour préparer des plans
d’intervention d’urgence efficaces. En outre, les informations sur les
vents et les courants dominants tout au long de l’année indiqueront
l’évolution la plus probable des hydrocarbures et les ressources
sensibles pouvant être affectées en tel ou tel lieu. Les données sur les
types d’hydrocarbures manipulés et transportés peuvent permettre
d’effectuer des prévisions concernant la persistance probable des
nappes, ainsi que la quantité et la nature des hydrocarbures restants
nécessitant éventuellement une opération de nettoyage. Elles
aident aussi à déterminer le choix de techniques et de matériels
de nettoyage appropriés.
L’essentiel
• Une fois déversé, un hydrocarbure subit un processus de vieillissement et ses caractéristiques
physico-chimiques changent avec le temps.
• L’étalement, l’évaporation, la dispersion et l’émulsification sont importantes aux premiers stades
du déversement, tandis que la photo-oxydation, la sédimentation et la biodégradation sont des
processus au long terme qui déterminent le devenir final de l’hydrocarbure.
• La vitesse à laquelle ces processus se produisent dépend des conditions météorologiques et des
caractéristiques de l’hydrocarbure, dont sa masse volumique, sa volatilité, sa viscosité et son point
d’écoulement.
• L’évaporation et la dispersion sont responsables de l’élimination de l’hydrocarbure de la surface
marine, tandis que l’émulsification entraîne sa persistance et l’augmentation du volume du polluant.
• L’interaction avec le littoral peut entraîner l’élimination de l’hydrocarbure par la formation de
floculats d’argile-pétrole. Il peut également persister dans les lieux abrités, par incorporation dans
les sédiments fins ou par la formation de couches indurées dites « revêtement d’asphalte » lorsque
l’hydrocarbure se mêle aux grèves de galets ou aux plages de gravier.
• Un petit nombre d’hydrocarbures résiduels sont suffisamment denses pour couler lorsqu’ils sont
déversés. Cependant, la plupart des hydrocarbures flottent et peuvent couler uniquement s’ils
sont mélangés à des sédiments plus denses.
• Comprendre le devenir et le comportement probables d’un hydrocarbure permet d’optimiser les
options de lutte antipollution.
GUIDE D’INFORMATIONS TECHNIQUES 2
11
1 Observation aérienne des déversements
d’hydrocarbures en mer
2 Devenir des déversements d’hydrocarbures en mer
3 Utilisation des barrages dans la lutte contre la
pollution par les hydrocarbures
4 Utilisation des dispersants dans le traitement des
déversements d’hydrocarbures
5 Utilisation des récupérateurs dans la lutte contre
la pollution par les hydrocarbures
6 Reconnaissance des hydrocarbures sur les
littoraux
7 Nettoyage des hydrocarbures sur les littoraux
8 Utilisation de matériaux absorbants dans la lutte
contre la pollution par les hydrocarbures
9 Traitement et élimination des hydrocarbures et
des débris
10 Direction, commandement et gestion des
déversements d’hydrocarbures
11 Effets de la pollution par les hydrocarbures sur les
pêches et la mariculture
12 Effets de la pollution par les hydrocarbures sur les
activités sociales et économiques
13 Effets de la pollution par les hydrocarbures sur
l’environnement
14 Échantillonnage et suivi des déversements
d’hydrocarbures en mer
15 Préparation et soumission des demandes
d’indemnisation pour les dommages dus à la
pollution par les hydrocarbures
16 Planification d’urgence en cas de déversement
d’hydrocarbures en mer
17 Intervention en cas d’accident chimique en mer
L’ITOPF est une organisation à but non lucratif, fondée au nom des armateurs du monde entier et de leurs assureurs. Sa
mission : contribuer à l’efficacité des interventions de lutte contre la pollution en cas de déversements en mer d’hydrocarbures, de
produits chimiques et autres substances dangereuses. De l’intervention d’urgence à la formation, l’éventail de services proposés
comprend également l’apport de conseils techniques en matière de nettoyage, l’évaluation des dommages causés par la pollution
et l’aide à la préparation de plans d’intervention en cas de déversement. Source d’informations exhaustives sur la pollution marine
par les hydrocarbures, l’ITOPF publie ce document dans le cadre d’une série de guides basés sur l’expérience de son personnel
technique. L’information qu’il contient peut être reproduite avec la permission expresse préalable de l’ITOPF. Pour tout renseignement
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