Du puits de pétrole à l’utilisateur, chaque étape de l’industrie pétrolière nécessite un transport. Des moyens de transport massifs, pétroliers et pipelines, sont utilisés pour amener le pétrole brut du lieu de production aux raffineries, puis aux centres de consommations.
a) Les pétroliers ou tankers
Définition : Un pétrolier est un vaste navire-citerne spécialisé dans le transport du pétrole brut ou des produits dérivés. Le premier navire utilisé pour transporter du pétrole était un bâtiment allemand en 1886.
Construction : Les navires pétroliers, notamment pour les plus grands, sont construits dans des chantiers navals. En effet leur fabrication requiert des endroits spécialisés : les dimensions des cales doivent être adaptées à la taille des navires. C’est là que se fait l’assemblage de toutes les pièces préfabriqués dans des ateliers, dont divers équipements de propulsion, de navigation et les logements de l'équipage.
Autrefois les principaux chantiers navals étaient situés en Europe. Maintenant ils se situent en Extrême-Orient, comme la Corée du Sud qui est devenue le premier constructeur mondial de navires pétroliers.
La taille des navires varie en fonction de la nature des produits transportés et du trajet à effectuer. Elle s’exprime en « Dead Weight Ton » : 1dwt = 1.016047 tonne. Jusqu’en 1967 et la fermeture du canal de Suez, la taille des navires était de 25 000 dwt (barge) ou entre 50 et 250 000 dwt (tanker). Puis sont apparus, pour des raisons économiques des supertankers de 250 à 350 000 dwt. Enfin en 1976 quelques pétroliers de 550 000 dwt sont apparus mais ont du être retirés du service à cause de la réduction des besoins.
La double-coque est une sorte d’enveloppe latérale et horizontale de 2 mètres d’épaisseur, aménageant un espace libre entre la coque et les citernes. En cas d’échouage ou d’abordage, ce bouclier peut donc encaisser une partie du choc. L’inconvénient majeur est que le navire pourrait devenir une « bombe flottante » à cause de l’accumulation de gaz détonnant entre les 2 coques. Le seul moyen pour éviter une explosion consiste à abaisser le taux d’oxygène de l’air dans cette partie du bateau en y injectant des gaz inertes (ex : azote). Ainsi cette partie du navire devient inaccessible sans masque respiratoire, ce qui rend difficile l’entretien du bateau. Au 1er janvier 2000 étaient déjà en service 561 pétroliers à double coque, qui représentaient à l’époque 17% du nombre total de navires et 29% de la capacité totale de transport.
La propulsion : Jusqu'au début des années 1980, la plupart des gros navires étaient équipés de turbines à vapeur qui assuraient la rotation de l'hélice et qui fournissaient la puissance nécessaire à la propulsion. Mais l'accroissement très important du coût de l'énergie a conduit à installer sur les nouveaux navires uniquement des moteurs consommant en général des produits pétroliers lourds, pour un meilleur rendement énergétique. La propulsion est assurée par une seule hélice, à l'exception des plus gros pétroliers mais ceux-ci ont rapidement disparu (surdimensionnés par rapport aux besoins réels). La puissance de la propulsion est adaptée à la taille du navire pour lui permettre, d'abord, de vaincre les résistances de frottement de la carène (partie immergée de la coque), ainsi que les résistances de vagues qui se créent à la surface de la mer lors du déplacement du navire et ensuite pour lui permettre d'obtenir une vitesse optimale qui varie (selon la taille des navires) autour de 15 nœuds environ, c'est-à-dire approximativement 28 km/h.
La cargaison est embarquée au port de chargement par gravité ou par pompage à partir d'un terminal à terre ou d'une bouée de chargement, via des collecteurs dimensionnés de façon à permettre un chargement en une vingtaine d'heures. En revanche, les opérations de déchargement sont effectuées grâce à l'utilisation de pompes de cargaison, situées sur l'arrière des compartiments à cargaison et fonctionnant en pleine autonomie par rapport à la terre. La capacité de pompage d'un pétrolier de 300 000 tonnes est comprise entre 15 000 et 20 000 mètres cubes/h, permettant ainsi de limiter la durée des opérations de déchargement à environ 24 heures.
Un pétrolier en pleine mer
b) Les oléoducs ou pipelines
Définition : Un oléoduc est une conduite terrestre ou maritime composée de tubes soudés les uns aux autres et permettant de transporter le pétrole. C'est aux États-Unis en 1865 que fut utilisée, pour la première fois, une conduite pour évacuer la production d'un gisement. Depuis l'emploi de ce mode de transport des hydrocarbures liquides ou gazeux s'est généralisé dans le du monde entier. A l'heure actuelle on estime que les réseaux d'oléoducs et de gazoducs du monde entier représentent une longueur totale de 1 million de kilomètres.
Construction : La pose d’un oléoduc terrestre est une opération complexe qui met en jeu plusieurs centaines de véhicules spécialisés, se déplaçant à la vitesse de 2 km/jour. Après la réalisation d’une tranchée, les tubes sont soudés entre eux, puis déposés au fond de la tranchée et enfin recouverts de terre. Au-dessus, la nature retrouvera rapidement son aspect initial. Pour installer au fond de la mer un oléoduc, on utilise un bateau spécialisé sur lequel sont soudés les tubes avant d’être posés et recouverts pour les protéger des ancres et des filets de pêche.
Le principe : Le pétrole étant un liquide, la solution la plus simple pour le transporter est de le pomper en permanence dans un tuyau. Pour ce faire, au départ le fluide est passé dans une station de compression qui comprime et élève la pression à un certain niveau. Il est ensuite envoyé dans l'oléoduc pour être acheminé vers sa destination. Mais en cours de route, par friction interne entre la paroi du tuyau et le fluide, la pression diminue et le pétrole n'avance plus dans l'oléoduc. Cette diminution de pression s'appelle la perte de charge. Aussi l'oléoduc est toujours équipé de stations de pompage relais qui sont des stations de compression afin de maintenir une pression constante dans le tuyau tout au long de l'oléoduc. Elles sont plus ou moins nombreuses selon la dénivellation du terrain traversé (montagne ou plaine) pour maintenir une pression assez conséquente afin de pouvoir écouler le produit à un débit raisonnable, c’est-à-dire 5 à 10 Méga Pascals.
Les cycles de fonctionnement : D'une manière générale, la séquence dans l’oléoduc va de l’hydrocarbure le plus léger à l’hydrocarbure le plus lourd, ou vice versa. La même règle doit être observée pour les bruts peu sulfureux et très sulfureux. Par exemple on envoie d'abord dans l'oléoduc de l'essence ordinaire sans plomb, ensuite du super sans plomb, ensuite du « jet fuel » (kérosène), du gasoil puis du fuel etc.… On peut aussi utiliser un oléoduc dans les deux sens, à l'aller et au retour. Dans le cas du pompage au retour, on dit qu'il y a « rétro pompage ». Par exemple l'oléoduc Grandpuits-Le Havre, qui transporte du brut depuis Le Havre pour alimenter la Raffinerie de Grandpuits, peut être utilisé en « rétro-pompage ».
Main d’œuvre : Les oléoducs modernes sont exploités à distance, avec un haut degré d'automatisation, permettant le fonctionnement de l'ensemble grâce à un personnel relativement restreint. Mais l’utilisation d’un oléoduc nécessite tout de même une coordination rigoureuse entre le gestionnaire de l'oléoduc, du terminal maritime et du lieu de réception.
Inconvénient : Dès lors qu’un oléoduc est construit et qu'il traverse deux ou plusieurs États, il devient un moyen de transport vulnérable, qui peut être interrompu à tout moment par la volonté politique de l'un de ces États. C'est ainsi que plusieurs des pipelines situés au Moyen-Orient sont fermés de manière provisoire ou définitive. De même, l’actualité a montré les tensions entre ukrainiens et russes : l’Ukraine a envisagé de fermer les gazoducs qui passaient sur son territoire en protestation de l’augmentation des prix russes.
En résumé, le transport des hydrocarbures par oléoduc est le moyen de transport le moins onéreux. En effet l'oléoduc fonctionne 24h /24h, il consomme peu d'énergie, sa fiabilité est maximum et les frais d'entretien sont insignifiants. De plus cette solution respecte l’environnement et les risques de pollution sont pratiquement négligeables. Mais ce moyen de transport est réservé à des débits importants à cause de son installation très coûteuse.
Le pétrole étant un mélange d’hydrocarbures inutilisables à l’état naturel, trop inflammable et particulièrement riche en carbone. Le raffinage consiste donc en une série d’opérations de transformations pour obtenir différents produits.
a) La raffinerie
Les premières raffineries étaient construites sur les lieux même de production de pétrole. Mais on s’est vite aperçu qu’il était plus simple et plus économique de transporter un seul produit, le brut, plutôt qu’une multitude de produits finis. De plus une raffinerie moderne, qui traite environ 6 à 8 Mt de pétrole par an, occupe près de 250 hectares (=25 millions de mètres carrés). Pour les construire, il faut donc trouver un vaste terrain qui soit facilement raccordable au réseau routier, ferroviaire et fluvial.
Lors de la construction d’une raffinerie, les risques réels de pollution de l’air et de l’eau sont examinés avec le plus grand soin. Les hautes cheminées assurent la bonne dispersion des fumées et sont surveillées en permanence. De même on utilise de l’eau pour refroidir les tours ou laver les hydrocarbures. Pour nettoyer cette eau, on utilise des bassins de décantations et des bactéries qui se nourrissent de pétrole. Ainsi l’eau est recyclée et le surplus peut être rejeté dans les fleuves. En plus une enceinte de béton de 5 km (en moyenne) entoure la raffinerie pour protéger la nappe phréatique d’éventuels fuites.
Le plus grand danger est l’incendie. Des pompiers sont en permanence sur le site et les entraînements sont réguliers. Des jets de vapeurs d’eau permettent d’isoler des secteurs en cas de problème.
Schéma d’une raffinerie simple
b) Les procédés de séparation
Le pétrole brut est un mélange complexe d'hydrocarbures. La première étape du raffinage consiste à séparer les différents hydrocarbures en fonction de leurs températures d'ébullition, qui diffère selon leurs compositions. Celle-ci est peu élevée pour les fractions légères (les plus volatiles), et augmente pour les plus lourdes.
La distillation atmosphérique : Jusque vers 1910 on réalisait en quatre ou cinq jours un cycle d'opérations comprenant : le remplissage du pétrole brut dans des chaudières cylindriques en acier de 50 à 100 tonnes de capacité, la chauffe, la distillation et la vidange. C'est en 1926 que la société américaine Power Specialty Company construisit la première unité de distillation continue de pétrole brut, composée d'un four tubulaire et d'une grande colonne à plateaux. Ce système de distillation fractionnée est aujourd'hui universellement employé.
C’est donc l’opération essentielle de raffinage qui permet de fractionner le pétrole en divers produits. Cette opération nécessite une « colonne de Vigreux » dont la taille est bien différente : c’est en fait une grosse tour d’acier qui peut atteindre 8 à 10 mètres de diamètre et 60 mètres de hauteur. Le pétrole est d’abord chauffé dans un four puis envoyé dans la tour. Les produits les plus volatils montent à travers la tour et sont recueillis à son sommet. Cette fraction contient des gaz, dont le butane et le propane, et des essences légères. D’autres distillats sont soutirés à différents niveaux intermédiaires de la tour. Il s’agit de l’essence lourde, du kérosène, du gasoil et du fuel domestique. Enfin les produits les plus lourds descendent vers le fond de la tour, ce résidu fournit le fuel lourd.
Une installation moderne de distillation a une très grande capacité de traitement (jusqu'à 25 000 tonnes de pétrole brut par jour) et comprend plusieurs tours de distillation. Chaque tour comporte une trentaine de plateaux. Tous les débits, températures et pressions sont commandés en chaque point de l'installation par des appareils automatiques, dont le réglage est établi en tenant compte des caractéristiques du pétrole brut et de celles des produits à obtenir. Grâce à de tels aménagements, il suffit en général d'une équipe de trois opérateurs pour conduire une unité moderne de distillation.
La distillation sous vide : Du fond de la tour atmosphérique, le résidu est pompé à travers un four où l'on introduit de la vapeur surchauffée. Si bien que le mélange partiellement vaporisé sort du four à une température proche de 400°C. La vaporisation se poursuit en direction de la tour de distillation sous vide dont la zone d'entrée se trouve sous une pression absolue de 100 millimètres de mercure. Le vide, ou plutôt une dépression importante (32 mm de mercure), est en effet maintenu en tête de tour à l'aide d'un éjecteur d'air. De la vapeur d'eau surchauffée est aussi introduite dans le fond de la tour et dans la zone d'entrée du mélange pour abaisser la pression partielle des hydrocarbures. Les distillats recueillis en tête sont appelés distillats sous vide. Les produits prélevés latéralement sont les distillats sous vide, de couleur ambrée, et utilisés soit comme alimentation des unités de conversion soit comme matière première pour les lubrifiants. Le produit noir sortant du fond de tour s'appelle le résidu sous vide : il est plus dense et plus concentré en composés soufrés et métalliques que le résidu atmosphérique. Selon la qualité du brut dont il est issu, il est incorporé aux fuels lourds, aux bitumes, ou destiné à une nouvelle séparation.
Dans le cas de la distillation sous vide, le degré de séparation est plus fin et la colonne de distillation plus sophistiquée.
Le Désasphaltage : Le désasphaltage du résidu sous vide est une étape ultime de séparation qui permet d'obtenir l'huile désasphaltée, produit jaune-orangé, et un asphalte utilisable comme combustible malgré sa concentration en composés soufrés et métalliques. En pratique, le résidu sous vide et un solvant sont introduits séparément sous forme liquide dans une tour d'une dizaine de mètres de hauteur, équipée de chicanes qui assurent un bon brassage du courant ascendant de solvant et du courant descendant de résidu sous vide. Les conditions opératoires dépendent du solvant choisi : avec le propane liquide, la pression est de 35 atmosphères et la température voisine de 50°C. Les deux phases séparées par décantation contiennent du solvant, qui est ensuite récupéré par distillation puis recyclé. L'huile désasphaltée est utilisée pour la fabrication des lubrifiants très visqueux et pour la conversion en essences.
Expérience : La distillation est la principale méthode de séparation des constituants du pétrole. Cette technique est basée sur les différences de température d'ébullition des divers constituants du pétrole. La distillation permet d'isoler un ou plusieurs produits.
Montage de l’expérience
Protocole : Le mélange à distiller (acétone + eau) est introduit dans le ballon, avec quelques grains de pierre ponce qui servent à réguler l'ébullition. Le ballon est fixé au bas de la colonne à distiller, puis placé dans le chauffe-ballon. Le chauffe-ballon doit être placé sur un support élévateur qui permette de le descendre suffisamment pour mettre le ballon en place. Ensuite on raccorde les différentes parties de l'appareil. La circulation d'eau dans le réfrigérant est réalisée à l'aide de tuyaux souples reliant d'une part le robinet de l'alimentation en eau à la base du réfrigérant (eau froide), d'autre part le sommet du réfrigérant à l'évier (eau chaude). La mise en température de la colonne doit être lente pour que la distillation soit correctement faite. Ainsi la surveillance de la distillation doit être constante.
Résultat : Une première coupure est prélevée jusqu’à 100°C et est soumis à la phenylhydrazine. Le test est positif : présence d’acétone. Une seconde coupure est ensuite prélevée de 100°C jusqu’à ce que le ballon soit vide. Le même test est négatif : ce n’est pas de l’acétone mais de l’eau.
Conclusion : Cette expérience a permis de montrer le principe d’une distillation fractionnée et plus largement de la distillation atmosphérique faite avec du pétrole brut : il est possible de décomposer un produit complexe en plusieurs produits dont les températures d’ébullition sont différentes.
c) Les procédés de conversion
Les proportions des produits obtenus par séparation à partir des pétroles bruts ne coïncident avec le profil des besoins du marché ni en quantité ni en qualité : la quantité de produits lourds est trop élevée. Les procédés de conversion effectuent des transformations moléculaires qui accomplissent cette adéquation. Ils utilisent essentiellement des réactions chimiques que l'on peut classer en trois catégories suivant que les liaisons entre les molécules sont rompues (craquage), regroupées (synthèse) ou conservées (réarrangement). D'une façon générale, ces transformations sont soit purement thermiques, soit aidées par un catalyseur, soit réalisées en présence d'hydrogène.
Le Craquage Catalytique : Le craquage catalytique en présence d'hydrogène est pratiqué sur les distillats sous vide (hydrocraquage) et sur les résidus atmosphériques (hydrodémétallisation).
Le craquage catalytique réalise une transformation presque complète en essence, carburéacteurs et gazoles. Il s'effectue en une ou deux étapes suivant que l'on vise la fabrication maximale de gasoils ou d'essences. Une forte pression d'hydrogène (100 à 150 atmosphères) associée à une température modérée (350°C à 450°C) limite les dépôts de coke sur le catalyseur. En effet le coke qui se dépose à sa surface est brûlé au fur et à mesure ce qui permet au catalyseur de fonctionner en permanence avec une régénération périodique due à la combustion. La consommation d'hydrogène est importante et représente plus de la moitié du coût d'exploitation.
Cette opération a depuis longtemps remplacé le craquage thermique. Les catalyseurs et la technologie de la réaction ont évolué pour augmenter à la fois la conversion et la production d'essences. Maintenant les catalyseurs sont très actifs et le temps de contact est de l'ordre de quelques secondes et le rendement en essence voisin de 50%. Des installations de craquage catalytique de résidu atmosphérique commencent à se développer, mais ce produit doit préalablement être épuré pour éviter l'empoisonnement du catalyseur.
La Synthèse des gaz : La synthèse des gaz de pétrole en carburants liquides revêt plusieurs formes, notamment la polymérisation et l'alkylation (ou alcoylation).
La polymérisation est pratiquée en raffinerie sur les gaz de craquage catalytique car leur teneur en oléfines (molécules non saturées) est importante. Si l'on chauffe ensemble ces gaz à une température comprise entre 150 et 220°C en présence d'acide phosphorique et sous une pression de 30 à 70 atmosphères, on obtient des hydrocarbures polymérisés liquides qui constituent une fraction d'essence à haut indice d'octane.
L'alkylation consiste à associer des hydrocarbures gazeux paraffiniques ramifiés (par exemple l'isobutane) avec des oléfines légères. La combinaison s'effectue à la température ambiante avec comme catalyseur l'acide sulfurique concentré ou l'acide fluorhydrique. Elle conduit à des hydrocarbures paraffiniques ramifiés liquides (par exemple l'isooctane) à haut indice d'octane.
Le reformage et l'isomérisation : Le reformage des distillats légers dont le point d'ébullition est supérieur à 80°C est le procédé le plus classique pour fabriquer des fractions d'essences riches en hydrocarbures aromatiques qui ont un très haut indice d'octane. Il s'effectue vers 530°C, donc à plus haute température que le craquage. L'opération de reformage catalytique est conduite sous une pression de 20 à 40 atmosphères en présence d'hydrogène fabriqué par la réaction, ce qui évite la formation de coke. Il s'en dépose néanmoins un peu sur le catalyseur qui doit être régénéré par combustion tous les six à neuf mois. On obtient de 75 à 80% d'essence reformée à haut indice d'octane, des gaz liquéfiés et environ 1% d'hydrogène, considéré aujourd'hui comme précieux.
Les distillats légers dont le point d'ébullition est inférieur à 80°C ne sont pas transformables par le reformage catalytique car leurs molécules contiennent moins de six atomes de carbone, seuil des hydrocarbures aromatiques. S'il s'avère nécessaire d'améliorer leur indice d'octane, on fait appel au procédé d'isomérisation qui transforme les hydrocarbures paraffiniques à chaîne droite en hydrocarbures paraffiniques ramifiés dont l'indice d'octane est meilleur. L'opération s'effectue avec des produits sous forme liquide ou gazeuse, entre 20 et 70 atmosphères, à une température de 120 à 200°C, en présence d'hydrogène pour éviter les réactions parasites de craquage.
d) Les procédés d'épuration
Les procédés d'épuration ont pour but de débarrasser les produits traités des composés indésirables qui y sont contenus en faibles proportions. Ces procédés séparent ou transforment les composés qui pourraient s'avérer nocifs pour les opérations de raffinage, pour les utilisateurs des produits fabriqués ou pour l'environnement.
Le dessalage : Le dessalage du pétrole brut avant sa distillation évite des dépôts de sels dans les tubes des fours et des corrosions acides en tête des colonnes de fractionnement. Même s'il a été préalablement dessalé sur le champ de production, le pétrole brut a recueilli au cours de son transport maritime des chlorures de sodium, de magnésium et de calcium - d'une dizaine de grammes à plusieurs kilogrammes par tonne, suivant son origine - qu'on dissout en y injectant de 7 à 8% d'eau douce et en formant une émulsion chaude. Cette émulsion s'écoule dans un récipient où elle est soumise à l'action d'un champ électrostatique de 20 000 à 35 000 volts, qui favorise l'agglomération des gouttes d'eau chargées de sels et leur séparation par décantation.
La désulfuration : La désulfuration est un traitement très répandu qui utilise les procédés les plus variés. Les gaz incondensables ou liquéfiés sont épurés de leur hydrogène sulfuré par les éthanolamines ou propylamines qui le dissolvent à froid. Ils sont ainsi recyclés un grand nombre de fois. Les gaz liquéfiés sont ensuite séchés par passage sur des tamis moléculaires. Les distillats légers sont le plus souvent totalement désulfurés avant même d'être séparés, par une hydrogénation à 350°C sous 30 atmosphères. Les carburéacteurs et les gasoils sont hydrogénés séparément à 400°C et sous une pression de 30 à 70 atmosphères.
Stocker le pétrole répond à un impératif économique. On ne peut imaginer une chaîne allant de la tête de puits sur les champs producteurs à la pompe à essence du consommateur sans stockages régulateurs. Les fluctuations de la demande sont nombreuses et entraînent des pointes de consommation, d'où la nécessité de répartir des capacités régulatrices capables d'absorber toutes ces variations.
a) Stockages aériens
Actuellement, les stockages aériens sont les plus répandus, en raison de leur aptitude à s'adapter à la presque totalité des sites. Selon les produits à stocker, on distingue plusieurs types de réservoirs :
Pour les gaz, les gazomètres fonctionnant à une pression voisine de la pression atmosphérique tendent à disparaître en raison du coût élevé au mètre cube stocké ramené aux conditions standards (1 atmosphère/15°C), par suite de la faible pression de stockage. Dans le stockage aux températures cryogéniques, un gaz naturel liquéfié (G.N.L.) occupe 587 fois moins de volume lorsqu'il est refroidi à – 165°C. Les réservoirs métalliques ou en béton ont une double paroi et une isolation thermique très poussée qui limite la consommation de frigories. La paroi métallique exposée au choc thermique est en acier spécial à 9% de nickel ou d’aluminium.
Dans leurs versions les plus élaborées, conformes aux nouvelles réglementations, ils atteignaient des coûts très élevés. Parmi les plus grands existants, on peut citer les deux réservoirs de Montoir en Bretagne (120 000 mètres cubes chacun).
Pour les gaz de pétrole liquéfiés (G.P.L.) tels le butane et le propane, on distingue les réservoirs sphériques ou cylindriques horizontaux fonctionnant à la température ambiante. Les produits, liquéfiés sous pression, sont en équilibre avec leur vapeur (pressions respectivement de 0,75 et 0,2 MPa pour le propane et le butane à 15°C). Ces réservoirs exigent des parois de forte épaisseur, ce qui pour des raisons technologiques limite leur volume à 6 000 mètres cubes environ. Les réservoirs semi-réfrigérés ou réfrigérés permettent de maintenir les G.P.L. à basse pression dans des réservoirs moins coûteux que les sphères calculées pour de hautes pressions (1,75 MPa pour le propane). Ils nécessitent une unité de réfrigération pour maintenir le produit à la température requise (de – 42°C à – 45°C pour le propane).
Pour les liquides à forte tension de vapeur (bruts volatils, carburants pour automobile ou avion), des réservoirs spéciaux sont généralement utilisés pour prévenir les pertes de vapeur par évaporation, remplissage et éviter la respiration de ces vapeurs par des employés. Il existe des réservoirs à toit conique étanche munis de soupapes contrôlant la pression interne. Leur sommet est parfois relié par un collecteur au ciel gazeux des réservoirs voisins pour limiter les rejets de vapeur ou à un autre récipient à volume variable (vaposphère) où les vapeurs sont condensées afin d'éviter toute pollution atmosphérique. Les réservoirs à toit flottant suppriment la pollution atmosphérique : comme le toit flottant repose directement sur le liquide, il suit donc tous ses déplacements. Ils sont constitués d'un voile d'acier raidi à sa périphérie et muni d'un joint d'étanchéité, il peut être externe ou interne ; dans ce dernier cas, il est protégé par un toit fixe, conique ou sphérique, selon le diamètre, dont le rôle est de garantir les produits contre les agents atmosphériques (neige, pluie, etc.).
Pour les liquides à tension de vapeur faible ou nulle : (pétroles bruts lourds, combustible de fours, carburants diesel), on utilise de simples réservoirs à toit conique.
Cuves de stockage d’une raffinerie
Intérieur d’une cuve
b) Stockages souterrains
Ce sont les Allemands qui les premiers déposèrent, un brevet portant sur le stockage d'hydrocarbures dans les cavités dissoutes dans le sel, en 1916. Cette idée fut ensuite reprise par les Etats-Unis et aussi par les suédois favorisés par la qualité de leur granite. Les stockages souterrains demeurent une solution d'avenir. Déjà compétitifs pour les grands stockages, ils le deviennent pour les plus petits. De plus ils ont d’énormes avantages au niveau de l'environnement (respect du paysage, préservation des espaces verts, sécurité).
Les stockages en couches aquifères ne sont utilisés que pour les gaz qui peuvent être injectés et soutirés à cadence rapide dans des formations perméables généralement constituées par des sables ou des grès. Le réservoir n'étant jamais totalement décomprimé, un certain volume de gaz, dit « gaz coussin », n'est pas récupéré.
Les stockages de ce type les plus importants se trouvent à Stehelkovo en U.R.S.S. (2,8 milliards de mètres cube), à Horscher Dome près de Chicago (2,5 milliards de mètres cube). Il en existe une trentaine en Europe dont douze en exploitation en France.
Stockage de gaz en couches aquifères
Les stockages dans le sel sont réalisés par lessivage à l'eau douce de formations salines du sous-sol, de façon à créer des cavités dans lesquelles les hydrocarbures gazeux, liquéfiés ou liquides peuvent être stockés.
En 1991, il en existait 1 100 en fonctionnement aux États-Unis pour les G.P.L. Dans le sud-est de la France, le stockage de Manosque, d'importance mondiale, atteint en 1993 un volume utile de 7 770 000 mètres cubes répartis en 36 cavités permettant de stocker séparément 11 qualités de pétroles bruts et 3 produits raffinés différents, ainsi que plusieurs cavités en cours d'affectation au gaz naturel.
Lessivage d’une cavité de sel
Les stockages en cavités minées conviennent pour tous les hydrocarbures. Excavés à l'explosif ou à la machine, les volumes de stockage sont des chambres munies de piliers ou des galeries parallèles. La roche doit être mécaniquement stable et aussi étanche que possible pour que le stockage soit économique. Les cavités sont placées sous des nappes phréatiques contrôlées, à profondeur telle que les hydrocarbures ne puissent s’échapper de ces cavités et contaminer ces nappes. De nombreux stockages fondés sur ce principe d'étanchéité existent, notamment en Scandinavie, aux États-Unis et en France. Ils contiennent toutes sortes d'hydrocarbures, liquides ou liquéfiés sous pression, refroidis aux températures cryogéniques ou réchauffés (fuel lourd). Cinq stockages de G.P.L. de ce type fonctionnent en France, dont ceux de Lavéra (Bouches-du-Rhône - 123 000 mètres cubes) et du Vexin (130 000 mètres cubes) contenant tous deux du propane liquéfié sous une pression de 0,7 MPa à 15°C avec une profondeur du toit des cavernes voisine de 110 m sous la nappe phréatique. Le second stockage créé à Lavéra, d'une capacité de 189 000 mètres cubes, est destiné au butane (chimique et commercial).
Les stockages en mines abandonnées sont beaucoup moins répandus, mais fondés sur le même principe d'étanchéité. Il en existe aux États-Unis et en Belgique pour des gaz naturels stockés à faible pression, ainsi qu'en Afrique du Sud pour des hydrocarbures liquides. En France, le stockage de fuel domestique de May-sur-Orne en Normandie mis en service en 1972 et fermé en 1993 était réalisé dans une mine de fer abandonnée, avec une capacité de 5 millions de mètres cubes qui en faisait l'un des premiers du monde. D'autres ont été réalisés aux États-Unis à Weeks Island et à Côte Blanche en Louisiane dans le cadre du programme de stockage stratégique de pétrole brut.
De nombreuses études et essais ont été faits par les États-Unis, l' U.R.S.S et la France pour aboutir à la création de stockages souterrains de pétrole par des explosions nucléaires contenues. Mais ces essais n’étant pas concluants, ces projets ont dus être abandonnés.
