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Les effluents liquides du secteur des raffineries de pétrole
État de situation en 1994 et 1995

Sommaire

Ce rapport fait d'abord état des taux de conformité des trois raffineries de pétrole en 1994 et 1995 par rapport aux trois normes qui visent cinq paramètres identifiés dans le Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole. Les taux de conformité aux normes de Pétro-Canada et de Shell ont été de 98,3 % et plus en 1994 et ont atteint 100 % en 1995 et les taux de conformité d'Ultramar furent de 98,9 % et plus en 1994 et ont aussi atteint 100 % en 1995.

Par ailleurs, l'étude des performances révèle que, de façon générale, les trois raffineries de pétrole ont amélioré le rendement de leur système de traitement des eaux entre 1994 et 1995 car on constate des diminutions sensibles autant dans les concentrations moyennes annuelles que dans la valeur des écarts types pour la plupart des contaminants.

À plus long terme, soit depuis 1990, on constate de façon générale, à part un seul paramètre, que les rejets quotidiens ont diminué depuis le début de la décennie.

Introduction

Ce rapport se veut dans la même lignée que d'autres bilans sectoriels publiés par notre direction tels les bilans de conformité environnementale du secteur des pâtes et papiers et du secteur minier. Le secteur des raffineries de pétrole est relativement homogène et représente un important secteur économique au Québec, ce qui justifie que le MEF s'y attarde et publie un rapport de conformité de cette industrie. Ce rapport est le premier bilan touchant les raffineries de pétrole et sera publié de façon périodique.

Ce rapport trace d'abord un portrait général de cette industrie et explique brièvement les principaux procédés de raffinage, la nature des effluents liquides de même que le traitement type des effluents d'une raffinerie de pétrole.

Le deuxième chapitre énumère les règlements environnementaux touchant ce secteur industriel et explique les principaux articles du Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole.

Le chapitre trois évalue en premier lieu la conformité des rejets aux normes actuelles du RELRP de chacune des raffineries pour les années 1994 et 1995 à partir de la compilation des rapports mensuels d'autosurveillance transmis au Ministère par les entreprises. La deuxième section de ce chapitre analyse par ailleurs la performance des systèmes de traitement des eaux usées en fonction d'une exploitation optimale.

Le chapitre quatre trace l'évolution des rejets liquides de l'ensemble des raffineries de pétrole de 1990 à 1995 autant en fonction des quantités rejetées que des taux de conformité réglementaire.

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Chapitre I - Les raffineries de pétrole au Québec

1.1 Situation générale

Il existe présentement trois raffineries de pétrole au Québec, soit Pétro-Canada, division des Produits inc. et Produits Shell Canada Limitée, à Montréal, et Ultramar Ltée, située à St-Romuald. Il faut rappeler que l'est de l'île de Montréal comptait auparavant six raffineries sur son territoire, mais quatre d'entre elles ont cessé leurs activités durant les années 80. La capacité de production des raffineries de pétrole s'établissait en 1994(9) à 377 000 barils de pétrole, ce qui représentait 20 % de la capacité canadienne.

La balance des échanges de produits pétroliers énergétiques du Québec a été légèrement excédentaire en 1994 avec un surplus de 0,1 million de tonnes équivalent pétrole (tep). Ce surplus net est attribuable au solde largement positif des échanges avec les autres provinces canadiennes, qui est de 1,5 millions tep.

Les trois raffineries québécoises procuraient en 1994 environ 1150 emplois directs sans compter les emplois découlant de la distribution de leurs produits; en effet, 72 % des 5800 stations distributrices d'essence du Québec sont sous la même bannière que les raffineries.

1.2 Le raffinage du pétrole

L'objectif premier d'une raffinerie est de fractionner le pétrole brut, qu'il soit de provenance naturelle (formation géologique) ou dit synthétique (sable bitumineux) et de le convertir en différents produits de consommation tels les essences, le carburant diesel, les mazouts légers et lourds, les bitumes, le kérosène ou des produits intermédiaires alimentant l'industrie pétrochimique (naphta, distillat)(2).

Les deux principaux constituants du pétrole sont le carbone (84-87 %) et l'hydrogène (11-14 %) et, à des niveaux moindres, le soufre (0-3 %), l'oxygène (0-2 %), l'azote (0-1 %). Le pétrole brut peut aussi contenir certains métaux lourds à l'état de trace.

Les procédés unitaires du secteur du raffinage du pétrole sont nombreux. L' USEPA(1,11), l'agence américaine de protection de l'environnement, dans son analyse de ce secteur industriel, en a décrit plus d'une trentaine. Une vingtaine de ces procédés sont réalisés par les trois raffineries québécoises, dont les principaux sont le dessalage, la distillation atmosphérique, la distillation sous vide, le craquage et le reformage catalytique et l'hydrotraitement. La figure 1 représente un schéma simplifié du procédé de raffinage du pétrole.

Figure 1 : schéma simplifié du procédé de raffinage du pétrole.

Figure 1 : Schéma simplifié du procédé de raffinage du pétrole

Source : Environnement Canada, SPE 1/PN/4

La première étape obligatoire dans le traitement du pétrole est le dessalage, qui consiste à préchauffer le pétrole brut et à le mélanger avec de l'eau. Différents additifs sont ajoutés afin de dissoudre les sels minéraux présents. L'eau contaminée est dirigée vers le système de traitement.

Tout le pétrole brut dessalé est ensuite chauffé et dirigé dans la colonne à distillation atmosphérique. Il est ensuite séparé, par distillation et épuisement à la vapeur, en diverses fractions de plages d'ébullition différentes; les fractions sont retirées en continu de la colonne et dirigées vers d'autres unités pour traitement ultérieur.

Le résidu en provenance de la colonne de distillation atmosphérique (environ 30 % du brut) est acheminé dans une colonne à distillation sous vide pour produire des gazoles légers et lourds et du brai (asphalte).

Les gazoles lourds (environ 25 % de l'alimentation) provenant de la colonne de distillation sous vide subissent une conversion par craquage catalytique pour produire des essences de meilleure qualité. Les gazoles sont alimentés en pied de colonne et se vaporisent au contact du catalyseur chaud dans un lit fluidisé. Les vapeurs sont séparées du catalyseur et les produits sont récupérés dans une colonne de fractionnement.

L'hydrotraitement, dont la capacité représente environ 30 % de la distillation, est un procédé catalytique par hydrogénation utilisé pour la purification du naphta, du distillat et des gazoles. Il permet de convertir les oléfines en paraffines en les saturant avec l'hydrogène. Ce procédé permet de purifier les produits pétroliers en réduisant approximativement 90 % des sulfures et 80-90 % des composés azotés. Il permet de plus de réduire les composés oxygénés ainsi que les halogénures et les métaux traces. Ce procédé convient parfaitement à la production de carburant diesel et de mazout domestique à faible teneur en soufre.

Le reformage catalytique est le procédé de réarrangement le plus utilisé (environ 15 à 30 % de la capacité totale de raffinage) et sert à augmenter l'indice d'octane de l'essence extraite du pétrole brut. La réaction prédominante est la déshydrogénation des naphtènes tandis que l'isomérisation et la déshydrocyclisation des paraffines sont aussi d'importantes réactions secondaires. Le catalyseur utilisé dans la réaction doit être remplacé périodiquement ou régénéré. Les raffineries choisissent cependant de plus en plus de régénérer le catalyseur en continu afin d'éviter les arrêts de production.

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1.3 La nature des effluents

Le pétrole brut est un mélange complexe constitué d'hydrocarbures et d'impuretés tels des composés azotés, sulfurés et oxygénés, des sels inorganiques et des traces de métaux; ces contaminants se trouvent à l'effluent en plus ou moins grande concentration.

Les principaux procédés de la raffinerie tels que le dessalage et la distillation du brut ainsi que les unités de craquage et d'hydrotraitement contribuent à la contamination des eaux; on y trouve des débits importants d'eaux usées de même que des concentrations élevées de contaminants. De plus, les eaux de ballast qui servent à la stabilité des navires constituent une charge importante au système de traitement des eaux, principalement en fonction des huiles, des phénols, des matières en suspension et des solides dissous.

Il existe beaucoup d'autres sources de contamination des eaux dans une raffinerie de pétrole mais elles sont de moindre importance. Mentionnons les eaux pluviales qui ruissellent sur les terrains de la raffinerie, les eaux usées domestiques, les eaux de service (chaudières, eaux brutes, eaux de refroidissement); en outre, les nombreux produits chimiques utilisés dans les procédés tels la soude caustique et les acides, les solvants, les inhibiteurs de corrosion, les détergents, etc. peuvent contribuer à contaminer l'effluent à la suite d'un déversement, lors des purges ou des nettoyages d'équipements.

Ainsi, les paramètres les plus représentatifs pour assurer une surveillance adéquate d'un effluent d'une raffinerie de pétrole sont les huiles et graisses (H&G), les phénols, les sulfures, le NH3 et les matières en suspension (MES). Le pH doit aussi être mesuré en continu. Les réglementations plus récentes comme celles de l'Ontario, visent aussi les carbones organiques dissous (COD)(7).

1.4 Le traitement des eaux usées

Les trois raffineries de pétrole du Québec traitent leurs eaux usées de procédé de façon semblable. La chaîne de traitement habituelle d'un système de traitement des eaux usées d'une raffinerie est la suivante :

  • traitement à la source des eaux acides (épuisement des eaux acides);

  • traitement primaire dans des séparateurs API;

  • traitement intermédiaire pour parachever l'enlèvement des H&G;

  • traitement secondaire biologique;

  • clarification de l'effluent.

L'épuisement des eaux acides sert principalement à réduire la concentration des sulfures et de l'ammoniac et, à un moindre degré, les phénols dans les eaux usées en provenance des unités d'hydrotraitement et de craquage. Dans une tour à plateaux ou à garnissage, on chauffe l'eau acide pour en récupérer les gaz. Les eaux acides épuisées sont utilisées de nouveau à l'unité de dessalage en présence du pétrole brut où les phénols encore présents dans ces eaux ont une plus forte tendance à migrer dans le pétrole brut en fonction du coefficient de partition eau-huile.

Les eaux usées sont ensuite traitées pour enlever les matières en suspension et les huiles et graisses. Les eaux circulent d'abord dans des séparateurs API où sédimentent les particules et où flottent les huiles libres qui sont récupérées dans le procédé de raffinage. Par la suite, un flottateur à air dissous ou induit permet d'éliminer pratiquement toutes les huiles libres en atteignant des concentrations de l'ordre de 10 mg/l.

Un bassin d'égalisation permet ensuite de régulariser le débit et sert également à équilibrer le pH avant le traitement secondaire.

Sur ce dernier point, les trois raffineries québécoises se distinguent par leur traitement biologique. Ainsi, Pétro-Canada possède deux réacteurs à lits bactériens. Shell exploite un système à boues activées et Ultramar traite ses eaux dans un étang d'aération. Ces trois systèmes sont suivis d'un décanteur secondaire.

Les eaux usées ainsi traitées sont mesurées et échantillonnées avant d'être rejetées au fleuve Saint-Laurent.

Par ailleurs, Pétro-Canada et Shell recueillent séparément leurs eaux pluviales pour les traiter de façon primaire dans des bassins conçus à cet effet tandis qu'Ultramar dirige actuellement toutes ses eaux pluviales vers les séparateurs API et la chaîne complète de traitement.

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Chapitre II - La réglementation applicable aux effluents liquides des raffineries de pétrole

Ce chapitre décrit brièvement l'actuel Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole (RELRP)(5) et le projet de Règlement édité à la Gazette officielle du Québec le 27 novembre 1996 de même qu'un article du Règlement relatif à l'application de la Loi sur la qualité de l'environnement(6).

Il faut noter que d'autres règlements à caractère environnemental visent aussi les raffineries de pétrole tels le Règlement sur les déchets dangereux, le Règlement sur la qualité de l'atmosphère et les règlements 87 et 90 de la Communauté urbaine de Montréal qui couvrent respectivement l'assainissement des eaux et l'assainissement de l'air. De plus, une directive fédérale vise les effluents des raffineries de pétrole du Québec; mentionnons que les exigences de cette directive sont en tous points identiques aux prescriptions du RELRP à l'exception des essais de toxicité, qui ne sont pas exigés dans le règlement.

2.1 Le Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole

Les trois niveaux de quantités permises pour chaque paramètre réglementé sont décrits au tableau 1. La première limite est la quantité moyenne mensuelle, qui est la moyenne arithmétique de toutes les valeurs quotidiennes de chaque contaminant mesurées pendant le mois. La suivante, la quantité quotidienne, est la quantité d'un contaminant qu'une raffinerie a le droit de rejeter chaque jour d'un mois civil à l'exception de la quantité maximale quotidienne, qui est la quantité maximale qu'une raffinerie a le droit de rejeter à l'effluent un seul jour par mois civil. À la lecture du tableau 1, il est clair que la norme la plus significative est la quantité moyenne mensuelle car elle représente la valeur moyenne des rejets à l'environnement, tandis que les deux normes quotidiennes sont des limites plus élevées qui tiennent compte des fluctuations inhérentes à un système de traitement des eaux usées.

Tableau 1 : Normes d'effluent pour les raffineries existantes (article 6)

Nature du contaminant

Quantité moyenne mensuelle
(kg/1000 barils)

Quantité quotidienne
(kg/1000 barils)

Quantité maximale quotidienne (kg/1000 barils)

Huiles et graisses

2,80

5,00

6,80

Phénols

0,28

0,50

0,68

Sulfures

0,10

0,28

0,46

Azote ammoniacal

2,26

3,62

4,52

Matières en suspension

6,52

10,90

13,60

Les normes sont exprimées en kilogrammes par 1000 barils de pétrole brut; notons que le baril de pétrole est l'unité de mesure utilisée dans le secteur pétrolier et qu'il représente un volume de 158,8 litres.

Une raffinerie qui évacue des eaux pluviales séparément des autres eaux comprises dans ses effluents liquides doit également respecter les normes établies à l'article 9 pour les contaminants suivants : huiles et graisses, phénols et matières volatiles en suspension (voir le tableau 2).

Tableau 2 : Normes des eaux pluviales (article 9)

Nature du contaminant

Concentration quotidienne (en mg/l d'eaux pluviales rejetées)

Quantité mensuelle totale (en kg/1000 barils de pétrole brut traité par jour)

Huiles et graisses

10

11,34

Phénols

1

1,13

Matières volatiles en suspension

30

34,02

Les raffineries doivent aussi prélever des échantillons composés de l'effluent trois jours non consécutifs par semaine afin d'en vérifier la conformité aux allocations prévues pour les raffineries existantes. De plus, le débit et le pH doivent être mesurés en continu. Enfin, un rapport mensuel doit être transmis au ministère de l'Environnement et de la Faune dans lequel on fait état des rejets à l'environnement. Les rejets mensuels des années 1994 et 1995 ainsi que les quantités moyennes mensuelles sont présentés à l'annexe 1.

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2.2 Règlement modifiant le Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole

L'actuel Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole est en vigueur depuis plus de quinze ans et les normes établies pour les raffineries existantes témoignent d'une certaine désuétude en comparaison de nos voisins immédiats que sont l'Ontario et les États du nord-est américain. Par ailleurs, l'analyse des résultats des dernières années, comme expliqué au chapitre 3, démontre que la performance des systèmes de traitement des eaux usées des raffineries de pétrole s'est améliorée au cours des dernières années et permet de respecter les normes actuelles avec une bonne marge de manoeuvre(8).

Le ministère de l'Environnement et de la Faune a donc préparé un projet de règlement modifiant le Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole afin d'actualiser les normes de rejet. Le règlement modifiant le Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole(4) a été prépublié dans la Gazette officielle du Québec le 27 novembre 1996 et consistera essentiellement à appliquer les normes des raffineries nouvelles du Règlement sur les effluents liquides des raffineries de pétrole aux trois raffineries québécoises, à la seule exception de la quantité moyenne mensuelle applicable aux matières en suspension.

Ces normes pour les raffineries nouvelles abaisseront les normes actuelles à des niveaux atteignables par les systèmes de traitement actuels. Ces nouvelles normes, qui entreront en vigueur lors de la deuxième publication dans la Gazette officielle du règlement modifiant le Q-2, r. 6, sont décrites au tableau 3.

Tableau 3 : Normes nouvelles

Nature du contaminant

Quantité moyenne mensuelle
(en kg/1000 barils)

Quantité quotidienne
(en kg/1000 barils)

Quantité maximale quotidienne
(en kg/1000 barils)

Huiles et graisses

1,40

2,50

3,40

Phénols

0,14

0,25

0,34

Sulfures

0,05

0,14

0,23

Azote ammoniacal

1,63

2,60

3,27

Matières en suspension

4,80

5,45

6,80

L'analyse présentée au chapitre 3 fera aussi référence aux normes nouvelles afin de mettre en perspective les paramètres qui pourraient poser des problèmes lors de l'entrée en vigueur du règlement.

2.3 Règlement relatif à l'application de la Loi sur la qualité de l'environnement

L'article 12 du Règlement relatif à l'application de la Loi sur la qualité de l'environnement stipule que tout équipement d'épuration doit fonctionner de façon optimale. Cet article d'ordre général s'applique aussi à l'assainissement des eaux usées. Il est donc de la responsabilité des pétrolières de tout mettre en oeuvre pour que leur système de traitement fonctionne en tout temps de manière optimale.

Dans le contexte de ce rapport, il y a lieu de définir le fonctionnement optimal. À cette fin, des valeurs guides publiées par le gouvernement fédéral dans ses directives aux raffineries de pétrole(3) donnent un ordre de grandeur des rejets pour un système de traitement biologique jugé efficace. Les valeurs du tableau 4 représentent les concentrations qu'on devrait trouver à l'effluent final après un traitement primaire et un traitement biologique de rendement optimum.

Tableau 4 : Valeurs guides (directive fédérale aux raffineries de pétrole)

 

Concentration (mg/l)

H&G

phénols

sulfures

ammoniac

matières en suspension

10

1

3

12,5

25

Les concentrations que l'on trouve dans ce tableau sont des valeurs habituellement reconnues dans le domaine de l'assainissement des eaux. Ainsi, les rejets en MES et en NH3-N des stations d'épuration municipales avec traitement biologique construites dans le contexte du Programme d'assainissement des eaux du Québec avoisinent ces valeurs guides et viennent donc valider les concentrations citées au tableau 4.

Pour définir le fonctionnement optimal d'un système de traitement des eaux, nous avons adopté la même approche que celle élaborée par les Américains lors de l'établissement de règlements touchant les effluents industriels(12,13). Ainsi, à partir des résultats d'une année complète, chaque valeur dont la concentration était supérieure à la somme de la moyenne et de trois écarts types fut identifiée et considérée comme une journée où le système de traitement ne fonctionnait pas de façon optimale. Chacune de ces valeurs représente pratiquement la valeur du 99e percentile (plus précisément 99,7 %) d'une courbe de distribution statistique de type log-normale.

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