FR 3038647 A1 20170113 FR 1655436 A 20160613 1 CONTEXTE [0001] la présente divulgation concerne des procédés d'utilisation de fluides de traitement et, plus particulièrement, des procédés d'utilisation de fluides de traitement comprenant du ciment d'aluminate de calcium dans des opérations de puits. [0002] Les compositions de ciment peuvent être utilisées dans une variété d'opérations souterraines comprenant des opérations qui utilisent des fluides de traitement. Une large variété de compositions de ciment a été utilisée comme fluides de traitement. Les compositions de ciment à durée de vie prolongée sont un type de composition de ciment. Contrairement aux compositions de ciment conventionnelles qui se fixent et durcissent au moment de la préparation, les compositions de ciment à durée de vie prolongée sont caractérisées en ce qu'elles sont capables de rester dans un état de fluide pompable pendant au moins un jour (par exemple, environ 7 jours, environ 2 semaines, environ 2 ans ou plus) à température ambiante (par exemple, environ 80 °F (soit environ 27°C)) en stockage. Lorsque leur utilisation est souhaitée, les compositions de ciment à durée de vie prolongée doivent être capables d'activation et développent en conséquence des résistances à la compression raisonnables. Par exemple, une composition de ciment à durée de vie prolongée qui est activée peut durcir en une masse durcie. [0003] L'accumulation de pression annulaire est une augmentation de pression dans le puits de forage et dans les équipements de forage. L'accumulation de pression annulaire peut rompre des tubages et provoquer l'affaissement du puits de forage. Dans certains exemples, une 20 accumulation de pression annulaire peut se produire lorsque des fluides de traitement ou des parties de fluides de traitement sont laissés dans le puits de forage. Des exemples de certains types de fluides de traitement qui peuvent être laissés comprennent les fluides de forage, les fluides d'espacement, les fluides de rinçage, les fluides de positionnement, et similaires. Ces fluides de traitement peuvent être piégés dans l'état liquide pendant ou après le processus de 25 cimentation lorsque le ciment circule au-dessus du sabot de tubage, lorsque des sections de purge ou des fractures de formation sont bloquées, ou dans toute autre situation qui étanchéifie efficacement l'anneau. La chaleur générée par la production ou le forage peut volatiliser les fluides de traitement entraînant une expansion thermique du gaz et générant en conséquence une augmentation de pression. Comme décrit ci-dessus, cette accumulation de pression peut entraîner 30 des problèmes dans des applications de puits de forage. [0004] De nombreuses solutions ont été utilisées pour réduire l'accumulation de pression annulaire comprenant un tubage et des accessoires de tubage spécialisés, des fluides et des matériaux compressibles, et des techniques de fonctionnement conçues pour réduire le risque d'accumulation de pression annulaire. Ces solutions ne se sont pas avérées efficaces. Ces 3038647 2 solutions peuvent avoir des désavantages, puisqu'elles n'ont pas abordé la source du problème, qui est l'utilisation de fluides de traitement volatiles qui peuvent être piégés dans le puits de forage. PRÉSENTATION 5 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de traitement d'un puits comprend : l'introduction, dans un puits de forage, d'un fluide de traitement comprenant un ciment d'aluminate de calcium, un retardateur de prise de ciment, et de l'eau ; et l'élimination d'une partie du fluide de traitement du puits de forage. 10 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de traitement d'un puits comprend : l'introduction, dans un puits de forage, d'un fluide de traitement comprenant un ciment d'aluminate de calcium, un retardateur de prise de ciment, et de l'eau ; la mise en contact d'un fluide placé au préalable dans le puits de forage avec le 15 fluide de traitement ; le déplacement d'une partie du fluide placé au préalable du puits de forage ; et l'élimination d'une partie du fluide de traitement du puits de forage. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage comprend l'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage tandis qu'un trépan de forage est présent dans le puits de forage. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage déplace au moins une partie d'un fluide de forage du puits de forage. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement est utilisé comme un fluide de forage, un fluide de déplacement, ou un fluide de positionnement. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, une autre partie du fluide de traitement reste dans le puits de forage. 3038647 3 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, une autre partie du fluide de traitement est amenée à rester statique dans le puits de forage, et dans lequel la partie reste dans un état de fluide pompable pendant une période d'environ 1 jour ou plus tout en restant statique dans le puits de forage. 5 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement ne comprend pas un activateur de prise de ciment. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le retardateur de prise de ciment est sélectionné parmi le groupe constitué d'acides hydroxycarboxyliques ou de leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. 10 Selon un ou plusieurs modes de réalisation de la présente divulgation, le retardateur de prise de ciment est présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement comprend en outre un dispersant. 15 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le dispersant est sélectionné parmi le groupe constitué d'un dispersant à base de formaldéhyde sulfoné, d'un dispersant à base d'éther polycarboxylé, et de toute combinaison de ceux-ci. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le dispersant est présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 5 % en poids du ciment d'aluminate de 20 calcium. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un système de traitement d'un puits comprend : un fluide de traitement comprenant du ciment d'aluminate de calcium, de l'eau, et un retardateur de prise de ciment ; 25 un récipient pour contenir le fluide de traitement ; un système de pompage couplé au récipient pour pomper le fluide de traitement ; et un conduit couplé au système de pompage. 3038647 4 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le système de traitement est spécialement conçu pour la mise en oeuvre d'un procédé de traitement selon l'un quelconque des modes de réalisation précités. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le système 5 comprend en outre un système de stockage pour stocker le fluide de traitement. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le système comprend en outre un système de forage pour forer un puits de forage. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le retardateur de prise de ciment est sélectionné parmi le groupe constitué d'acides hydroxycarboxyliques ou de 10 leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement ne comprend pas un activateur de prise de ciment. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0005] Ces dessins illustrent certains aspects de certains des exemples du présent 15 procédé et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir le procédé. [0006] La figure 1 illustre les équipements de surface qui peuvent être utilisés dans le placement d'un fluide de traitement dans un puits de forage selon certains exemples. [0007] La figure 2 illustre un procédé pour déplacer un fluide placé au préalable en utilisant un fluide de traitement. 20 [0008] La figure 3 illustre un système de préparation et de distribution d'un fluide de forage vers un puits de forage selon certains exemples. DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0009] La présente divulgation concerne des procédés d'utilisation de fluides de traitement et, plus particulièrement, des procédés d'utilisation de fluides de traitement 25 comprenant des compositions de ciment d'aluminate de calcium dans des opérations de puits. [0010] Les fluides de traitement peuvent comprendre du ciment d'aluminate de calcium, de l'eau, et un retardateur de prise de ciment. Éventuellement, les fluides de traitement peuvent comprendre un dispersant. Avantageusement, les fluides de traitement peuvent être capables de rester dans un état de fluide pompable pendant une période de temps prolongée, c'est-à-dire, ils 30 peuvent être capables de rester dans un état de fluide pompable pendant au moins un jour (par 3038647 5 exemple, environ 7 jours, environ 2 semaines, environ 2 ans ou plus) à température ambiante (par exemple, environ 80 °F (soit environ 27°C)) en stockage. De manière générale, les fluides de traitement peuvent développer une résistance à la compression après l'activation. Avantageusement, les fluides de traitement peuvent développer des résistances à la compression 5 raisonnables à des températures relativement basses (par exemple, des températures d'environ 70 °F (soit environ 21°C) ou moins à environ 140 °F (soit 60°C)). Ainsi, tandis que les fluides de traitement peuvent être appropriés pour un certain nombre d'opérations de cimentation souterraines, ils peuvent être particulièrement appropriés pour une utilisation dans des formations souterraines ayant des températures statiques de fond de puits relativement basses, 10 par exemple, des températures d'environ 70 °F (soit environ 21°C) ou moins à environ 140 °F. (soit 60°C). En variante, les fluides de traitement peuvent être utilisés dans des formations souterraines ayant des températures statiques de fond de puits jusqu'à 450 °F (soit environ 230°C) ou plus. [0011] Les fluides de traitement peuvent comprendre un ciment d'aluminate de calcium. 15 Tout ciment d'aluminate de calcium peut être approprié pour une utilisation. Les ciments d'aluminate de calcium peuvent être décrits comme des ciments qui comprennent des aluminates de calcium en quantité supérieure à 50 % en poids du ciment d'aluminate de calcium sec (c'est-à-dire, le ciment d'aluminate de calcium avant l'ajout d'eau ou d'autres additifs). Un aluminate de calcium peut être défini comme tout aluminate de calcium comprenant, mais sans s'y limiter, 20 l'aluminate monocalcique, le dialuminate monocalcique, l'aluminate tricalcique, l'hepta- aluminate de dodéca-calcium, l'hexa-aluminate monocalcique, l'aluminate dicalcique, le trialuminate pentacalcique, le trialuminate tétracalcique, et similaires. Un exemple d'un aluminate de calcium approprié est l'aluminate de calcium SECAR 718, qui est disponible dans le commerce auprès de KerneosTM Aluminate Technologies. Sans limitation, le ciment 25 d'aluminate de calcium peut être compris dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage d'environ 10 % à environ 80 % en poids de la composition de fluide de traitement. Par exemple, le ciment d'aluminate de calcium peut être présent dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 10 %, environ 15 %, environ 20 %, environ 25 %, environ 30 %, environ 35 %, environ 40 %, environ 45 %, environ 50 %, environ 55 %, environ 60 %, environ 65 %, environ 70 %, environ 75 %, ou environ 80 % en poids de la composition de fluide de traitement. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, doit être en mesure de choisir un type approprié de ciment d'aluminate de calcium et doit reconnaître la quantité appropriée du ciment d'aluminate de calcium à inclure pour une application choisie. 3038647 6 [0012] Les fluides de traitement peuvent comprendre de l'eau. L'eau peut provenir de toute source à condition qu'elle ne contienne pas un excès de composés pouvant affecter de manière non souhaitable d'autres composants dans les fluides de traitement, par exemple, l'eau ne peut pas contenir de composés qui augmentent l'alcalinité des fluides de traitement sauf si cela 5 est souhaitable. L'eau peut comprendre de l'eau fraîche ou de l'eau salée. De manière générale, l'eau salée peut comprendre un ou plusieurs sels dissous dans celle-ci et peut être saturée ou non saturée comme souhaité pour une application particulière. De l'eau de mer ou des saumures peuvent être appropriés pour une utilisation dans certaines applications. En outre, l'eau peut être présente en quantité suffisante pour former une composition pompable. Sans limitation, l'eau 10 peut être présente dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage d'environ 20 % à environ 90 % en poids de la composition de fluide de traitement. Par exemple, l'eau peut être présente dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 20 %, environ 25 %, environ 30 %, environ 35 %, environ 40 %, 45 %, environ 50 %, environ 55 %, environ 60 %, environ 65 %, environ 15 70 %, environ 75 %, environ 80 %, environ 85 %, ou environ 90 % en poids de la composition de fluide de traitement. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, doit être en mesure de reconnaître la quantité appropriée d'eau à inclure pour une application choisie. [0013] Les fluides de traitement peuvent comprendre un retardateur de prise de ciment. 20 Des exemples du retardateur de prise de ciment peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, les acides hydroxycarboxyliques comme les acides citriques, tartriques, gluconiques ou leurs sels respectifs, l'acide borique ou son sel respectif, et les combinaisons de ceux-ci. Un exemple spécifique d'un retardateur de prise de ciment approprié est l'agent de séquestration du fer Fe-2TM disponible auprès de Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas. De manière générale, le 25 retardateur de prise de ciment peut être présent dans les fluides de traitement en quantité suffisante pour retarder le durcissement pendant une période souhaitée. Sans limitation, le retardateur de prise de ciment peut être présent dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Plus particulièrement, le retardateur de prise de ciment peut être présent dans une 30 quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 0,01 %, environ 0,1 %, environ 1 %, environ 2 %, environ 4 %, environ 6 %, environ 8 %, ou environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. En outre, il est important d'utiliser des retardateurs de prise de ciment qui n'affectent pas de manière non souhaitable les fluides de traitement, par exemple, en augmentant le pH des fluides de traitement, 3038647 7 sauf si cela est souhaité. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, doit être en mesure de choisir un type approprié de retardateur de prise de ciment et doit reconnaître la quantité appropriée du retardateur de prise de ciment à inclure pour une application choisie. 5 [0014] Les fluides de traitement peuvent éventuellement comprendre un sel de lithium pouvant fonctionner comme accélérateur de prise de ciment. Un accélérateur de prise de ciment peut accélérer le développement d'une résistance à la compression une fois que le ciment d'aluminate de calcium a été activé, mais l'accélérateur de prise de ciment, sauf indication contraire, n'induit pas lui-même l'activation du ciment d'aluminate de calcium. Des exemples de 10 sels de lithium appropriés comprennent, sans limitation, le sulfate de lithium et le carbonate de lithium. Sans être limité par la théorie, il est estimé que les ions de lithium augmentent le nombre de sites de nucléation pour la formation d'hydrates dans le ciment d'aluminate de calcium. Ainsi, lorsque le ciment d'aluminate de calcium est activé par combinaison avec un activateur de prise de ciment, la présence des sels de lithium peut accélérer le développement d'une résistance à la 15 compression du ciment d'aluminate de calcium. De préférence, le sel de lithium doit être ajouté uniquement à des ciments d'aluminate de calcium retardés ou inactifs. L'introduction d'un sel de lithium dans un ciment d'aluminate de calcium non retardé ou non inactif peut accélérer de manière non souhaitable le durcissement du ciment d'aluminate de calcium, selon le ciment d'aluminate de calcium spécifique utilisé et les autres composants dans les fluides de traitement. 20 Toutefois, l'ajout de sels de lithium à des ciments d'aluminate de calcium retardés ou inactifs peut prévenir ce risque. Sans limitation, le sel de lithium peut être inclus dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Plus particulièrement, le sel de lithium peut être présent dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque etiou comprenant l'une quelconque des 25 quantités d'environ 0,01 %, environ 0,1 %, environ 0,5 %, environ 1 %, environ 2 %, environ 3 %, environ 4 %, environ 5 %, ou environ 10 % en poids du ciment. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, doit reconnaître la quantité appropriée de sel de lithium à inclure pour une application choisie. [0015] Comme mentionné précédemment, les fluides de traitement peuvent 30 éventuellement comprendre un dispersant. Des exemples de dispersants appropriés peuvent comprendre, sans limitation, les dispersants à base de formaldéhyde sulfoné (par exemple, condensé de formaldéhyde d'acétone sulfoné), dont des exemples peuvent comprendre le dispersant Daxad® 19 disponible auprès de Geo Specialty Chemicals, Ambler, Pennsylvanie. En outre, des phosphonates de polyoxyéthylène et des polycarboxylates polyox peuvent être utilisés. 3038647 8 D'autres dispersants appropriés peuvent être des dispersants à base d'éther polycarboxylé comme les dispersants Liquiment® 5581F et Liquiment® 514L disponibles auprès de BASF Corporation Houston, Texas ; ou le dispersant EthacryIrm G disponible auprès de Coatex, Genay, France. Un exemple supplémentaire de dispersant approprié disponible dans le commerce est le dispersant 5 CFRm-3, disponible auprès de Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas. Le dispersant Liquimente 514L peut comprendre 36 % en poids de l'éther polycarboxylé dans l'eau. Tandis qu'une variété de dispersants peut être utilisée, certains dispersants peuvent être utilisés avec, par exemple, des retardateurs de prise de ciment spécifiques. En outre, des dispersants qui n'affectent pas de manière non souhaitée les fluides de traitement peuvent être utilisés, par exemple, par 10 induction de durcissement. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, doit reconnaître le type et la quantité appropriés de dispersant à inclure pour une application choisie. [0016] Sans limitation, le dispersant peut être inclus dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage d'environ 0,01 % à environ 5 % en poids du ciment 15 d'aluminate de calcium. Plus particulièrement, le dispersant peut être présent dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 0,01 %, environ 0,1 %, environ 0,5 %, environ 1 %, environ 2 %, environ 3 %, environ 4 %, ou environ 5 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, reconnaîtra la quantité appropriée de dispersant à inclure 20 pour une application choisie. [0017] Les fluides de traitement peuvent éventuellement comprendre un matériau de remplissage. Le matériau de remplissage utilisé pour les fluides de traitement peut comprendre tout matériau de remplissage approprié à condition que le matériau de remplissage n'augmente pas l'alcalinité des fluides de traitement puisque cela peut induire le durcissement des fluides de 25 traitement. Sans limitation, le matériau de remplissage peut inclure la silice, le sable, les cendres volantes, ou les fumées de silice. De manière générale, le matériau de remplissage peut être présent dans les fluides de traitement dans une quantité suffisante pour rendre le système économiquement compétitif. Sans limitation, le matériau de remplissage peut être présent dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage d'environ 0,01 % à environ 30 100 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Plus particulièrement, le matériau de remplissage peut être présent dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 0,01 %, environ 0,1 %, environ 1 %, environ 10 %, environ 25 %, environ 50 %, environ 75 %, ou environ 100 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, 3038647 9 doit reconnaître le type et la quantité appropriés de matériau de remplissage à inclure pour une application choisie. [0018] Les fluides de traitement peuvent éventuellement comprendre un viscosifiant. Le viscosifiant peut être inclus pour optimiser la rhéologie d'un fluide et pour stabiliser la 5 suspension. Le viscosifiant utilisé pour les fluides de traitement peut comprendre tout viscosifiant approprié à condition que le viscosifiant n'augmente pas l'alcalinité des fluides de traitement puisque cela peut induire le durcissement des fluides de traitement. Sans limitation, des exemples de viscosifiants comprennent les polymères synthétiques, les argiles gonflantes comme la bentonite, les particules inorganiques comme le microsable, les billes de verre, et/ou 10 l'oxyde de manganèse ; ou les biopolyrnères comme les dérivés de cellulose (par exemple, l'hydroxyéthylcellulose, la carboxyméthylcellulose, la carboxyméthylhydroxyéthylcellulose). Un exemple de viscosifiant disponible dans le commerce est l'agent de suspension SA-1015TM disponible auprès de Halliburton Energy Services, Inc., Houston, TX. Sans limitation, le viscosifiant peut être inclus dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la 15 plage d'environ 0,01 % à environ 0,5 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Dans des modes de réalisation spécifiques, le viscosifiant peut être présent dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 0,01 %, environ 0,05 %, environ 0,1 %, environ 0,2 %, environ 0,3 %, environ 0,4 %, ou environ 0,5 % en poids du ciment. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, 20 reconnaîtra le type et la quantité appropriés de viscosifiant à inclure pour une application choisie. [0019] D'autres additifs appropriés pour une utilisation dans des opérations de puits peuvent également être ajoutés aux fluides de traitement tel que jugé approprié par un homme du métier ordinaire. Des exemples de ces additifs comprennent, mais sans s'y limiter, les agents alourdissants, les additifs légers, les additifs générateurs de gaz, les additifs améliorant la 25 propriété mécanique, les matériaux de perte de circulation, les agents antimousse, les agents moussants, les additifs thixotropiques, et les combinaisons de ceux-ci. Des exemples spécifiques de ceux-ci, et d'autres additifs comprennent la silice (par exemple, la silice cristalline, la silice amorphe, la silice sublimée, etc.), les sels, les fibres, les argiles hydratables, le schiste, (par exemple, le schiste calciné, le schiste vitrifié, etc.), les microsphères, la terre diacomée, la 30 pouzzolane naturelle, les résines, le latex, les combinaisons de ceux-ci, et similaires. D'autres additifs facultatifs peuvent également être inclus, comprenant, mais sans s'y limiter, les cendres volantes de classe F, le ciment, le schiste, la zéolite, le métakaolin, la ponce, la perlite, la cendre de balle de riz, les combinaisons de ceux-ci, et similaires. Un homme du métier ordinaire, avec le 3038647 10 bénéfice de cette divulgation, sera en mesure de déterminer le type et la quantité d'additifs utiles pour une application particulière et un résultat souhaité. [0020] Les agents alourdissants sont généralement des matériaux qui pèsent plus lourd que l'eau et qui peuvent être utilisés pour augmenter la densité des fluides de traitement. À titre 5 d'exemple, les agents alourdissants peuvent avoir une gravité spécifique d'environ 2 ou plus (par exemple, environ 2, environ 4, etc.). Des exemples d'agents alourdissants qui peuvent être utilisés comprennent, mais sans s'y limiter, l'hématite, la hausmannite, et la barite, et les combinaisons de ceux-ci. Des exemples spécifiques d'agents alourdissants appropriés comprennent l'agent alourdissant HI-DENSE®, disponible auprès de Halliburton Energy 10 Services, Inc. [0021] Des additifs légers peuvent être inclus dans les fluides de traitement pour, par exemple, réduire la densité des fluides de traitement. Des exemples d'additifs légers appropriés comprennent, mais sans s'y limiter, la bentonite, le charbon, la terre diatomée, la perlite expansée, les cendres volantes, la gilsonite, les microsphères creuses, les billes élastiques de 15 faible densité, le nitrogène, la pouzzolane-bentonite, le silicate de sodium, les combinaisons de ceux-ci, ou d'autres additifs légers connus dans la technique. [0022] Des additifs générateurs de gaz peuvent être inclus dans les fluides de traitement pour libérer du gaz à une période prédéterminée, qui peuvent être bénéfiques pour empêcher la migration de gaz depuis la formation à travers les fluides de traitement avant leur durcissement. 20 Le gaz généré peut se combiner avec, ou inhiber la pénétration des fluides de traitement par gaz de formation. Des exemples d'additifs générateurs de gaz appropriés comprennent, mais sans s'y limiter, les particules métalliques (par exemple, poudre d'aluminium) qui réagissent avec une solution alcaline pour générer un gaz. [0023] Des additifs améliorant la propriété mécanique peuvent être inclus dans les fluides 25 de traitement pour, par exemple, assurer une résistance à la compression adéquate et une intégrité structurelle à long ternie. Ces propriétés peuvent être affectées par les souches, les contraintes, la température, la pression, et les effets de choc d'un environnement souterrain. Des exemples d'additifs améliorant la propriété mécanique comprennent, mais sans s'y limiter, les fibres de carbone, les fibres de verre, les fibres métalliques, les fibres minérales, les fibres de silice, les 30 élastomères polymériques, et les latex. [0024] Des matériaux de perte de circulation peuvent être inclus dans les fluides de traitement pour, par exemple, aider à empêcher la perte de circulation de fluide dans la formation souterraine. Des exemples de matériaux de perte de circulation comprennent, mais sans s'y limiter, l'écorce de cèdre, les tiges de canne déchiquetées, les fibres minérales, les paillettes de 3038647 11 mica, la cellophane, le carbonate de calcium, le caoutchouc broyé, les matériaux polymériques, les morceaux de plastique, le marbre au sol, le bois, les coques de noix, les laminés de plastique (laminé Formica), les rafles de maïs, et les pellicules de coton. [0025] Des additifs antimousse peuvent être inclus dans les fluides de traitement pour, 5 par exemple, réduire la tendance des fluides de traitement à mousser pendant le mélange et le pompage des fluides de traitement. Des exemples d'additifs antimousse appropriés comprennent, mais sans s'y limiter, des composés de silicone polyol. Des additifs antimousse appropriés sont disponibles auprès de Halliburton Energy Services, Inc., sous le nom de produit antimousses DAIRTM. 10 [0026] Des additifs moussants (par exemple, des tensioactifs moussants) peuvent être inclus dans les fluides de traitement pour, par exemple, faciliter le moussage et/ou stabiliser la mousse résultante ainsi formée. Des exemples d'additifs moussants appropriés comprennent, mais sans s'y limiter : les mélanges d'un sel d'ammonium d'un sulfate d'éther alkyle, d'un tensioactif de bétaïne de cocoamidopropyle, d'un tensioactif d'oxyde de diméthylamine de 15 cocoamidopropyle, de chlorure de sodium, et d'eau ; les mélanges d'un sel d'ammonium d'un tensioactif de sulfate d'éther alkyle, d'un tensioactif d'hydrosultaïne de cocoamidopropyle, d'un tensioactif d'oxyde de diméthylamine de cocoamidopropyle, de chlorure de sodium, et d'eau ; la kératine hydrolisée ; les mélanges d'un tensioactif de sulfate d'éther d'alcool éthoxylé, d'un tensioactif de bétaïne amidopropyle alcène ou alkyle, et d'un tensioactif d'oxyde de 20 diméthylamine alcène ou alkyle ; les solutions aqueuses d'un tensioactif de sulfonate d'alpha- oléfine et d'un tensioactif de bétaïne ; et les combinaisons de ceux-ci. Un exemple d'un additif moussant approprié est l'agent ZONESEALANTTM 2000, disponible auprès de Halliburton Energy Services, Houston, TX. [0027] Des additifs thixotropiques peuvent être inclus dans les fluides de traitement pour, 25 par exemple, fournir un fluide de traitement qui peut être pompable comme un fluide épais ou à viscosité basse, mais qui atteint une viscosité relativement élevée lorsqu'il est amené à rester au repos. Entre autres, des additifs thixotropiques peuvent être utilisés pour aider à contrôler de l'eau libre, à créer une gélification rapide tandis que les fluides de traitement durcissent, à combattre la circulation perdue, à empêcher un « repli » en colonne annulaire, et à minimiser la 30 migration de gaz. Des exemples d'additifs thixotropiques appropriés comprennent, mais sans sans s'y limiter, le gypse, le carboxyalkyle soluble dans l'eau, l'hydroxyalkyle, le carboxyalkyle hydroxyalkyle mixtes de cellulose, les sels métalliques polyvalents, l'oxychlorure de zirconium avec de l'hydroxyéthylcellulose, ou une combinaison de ceux-ci. 3038647 12 [0028] Lorsque leur utilisation est souhaitée, les fluides de traitement peuvent être pompés dans un puits de forage pour déplacer ou rincer un fluide placé au préalable depuis le puits de forage de sorte que le fluide placé au préalable ne puisse pas être piégé. En variante, les fluides de traitement peuvent être utilisés comme substituts pour les fluides volatiles utilisés dans 5 des opérations de puits. Par exemple, les fluides de traitement peuvent être utilisés comme un fluide de forage, un fluide d'espacement, un fluide de positionnement, etc. Les fluides de traitement peuvent être pompés dans le puits de forage soit pour déplacer un fluide placé au préalable ou pour remplacer un autre fluide de traitement. Toute partie des fluides de traitement qui est piégée dans l'anneau ou qui est laissée dans les poches ou les canaux annulaires peut 10 durcir en une masse durcie lorsqu'elle est exposée à une augmentation de la température associée au forage ou à la production. Comme les fluides de traitement peuvent durcir en une masse durcie, ils ne doivent pas se volatiliser, et ils ne doivent pas ainsi contribuer à une expansion thermique et la quantité d'accumulation de pression annulaire peut être réduite, par rapport au fait d'utiliser des fluides volatiles dans des opérations de puits et/ou au fait de laisser des fluides 15 volatiles dans le puits de forage. [0029] Dans certains exemples, un activateur de prise de ciment facultatif peut être ajouté aux fluides de traitement lorsqu'un certain contrôle sur le durcissement des fluides de traitement est souhaité. Certains activateurs de prise de ciment peuvent en outre fonctionner comme accélérateurs de prise de ciment et peuvent accélérer le développement d'une résistance à la 20 compression dans les fluides de traitement outre l'activation des compositions de ciment à durée de vie prolongée. Un activateur de prise de ciment peut être toute espèce alcaline qui augmente le pH des fluides de traitement suffisamment pour initier des réactions d'hydratation dans les fluides de traitement, mais qui n'interfère pas autrement avec le durcissement des fluides de traitement. Sans être limité à la théorie, il est estimé que l'activation peut être induite en raison de 25 l'élimination de la barrière d'hydratation par l'activateur de prise de ciment causée par les retardateurs de prise de ciment dans la composition de fluide de traitement. En outre, le large exotherme associé au durcissement du ciment d'aluminate de calcium est supposé fournir une augmentation de température assez grande de sorte que les fluides de traitement peuvent être en mesure de durcir à des températures bien plus basses que d'autres types de fluides de traitement 30 durcissables. Des exemples potentiels d'activateurs de prise de ciment peuvent comprendre, mais sans s'y limiter : Les hydroxydes des groupes 1A et IIA comme l'hydroxyde de sodium, l'hydroxyde de magnésium, et l'hydroxyde de calcium ; des aluminates alcalins comme l'aluminate de sodium ; le ciment Portland ; et similaires. Sans limitation, l'activateur de prise de ciment peut être présent dans les fluides de traitement dans une quantité comprise dans la plage 3038647 13 d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Plus particulièrement, l'activateur de prise de ciment peut être présent dans une quantité comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des quantités d'environ 0,01 %, environ 0,1 %, environ 1 %, environ 2 %, environ 4 %, environ 6 %, environ 8 %, ou 5 environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. [0030] Comme décrit ci-dessus, les activateurs de prise de ciment peuvent comprendre l'hydroxyde de calcium qui peut être appelé la chaux hydratée. Comme utilisé dans la présente divulgation, le terme « chaux hydratée » sera interprété comme signifiant hydroxyde de calcium. Dans certains modes de réalisation, la chaux hydratée peut se présenter sous la forme de chaux 10 vive (oxyde de calcium) qui hydrate lorsqu'elle est mélangée à de l'eau pour former la chaux hydratée. La chaux hydratée peut être incluse, par exemple, pour activer les fluides de traitement. [0031] Comme décrit ci-dessus, l'activateur de prise de ciment peut comprendre un ciment Portland ou tout ciment qui peut augmenter le pH du fluide de traitement. Des exemples de ces ciments Portland comprennent, mais sans s'y limiter, les ciments de classes A, C, H, ou G 15 selon l'American Petroleum Institute, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, spécification 10 de PAPI, cinquième édition, nuillet 1990. En outre, le ciment Portland peut comprendre les ciments Portland classifiés comme type ASTM I, Il, III, IV, ou V. [0032] Dans certains exemples, il peut être souhaitable de retarder la libération d'un activateur de prise de ciment ajouté aux fluides de traitement. Dans ces exemples, l'activateur de 20 prise de ciment peut être combiné à un liant pour produire un activateur de prise de ciment à libération retardée. Le liant peut être utilisé pour fournir une structure pour laquelle il convient de maintenir l'activateur de prise de ciment sur une ou plusieurs masses pour permettre à l'activateur de prise de ciment de se répartir. Des liants appropriés peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, le gel de silice, l'aluminosilicate, le chitosan, et la cellulose, les dérivés de ceux- 25 ci, et les combinaisons de ceux-ci. La quantité de liant utilisée dépend de l'activateur de prise de ciment choisi et du niveau souhaité pour lequel l'activateur de prise de ciment choisi doit être lié. [0033] L'activateur de prise de ciment et le liant peuvent être combinés pour former une suspension ou une pâte, puis être laissés à sécher et durcir. Une fois sous forme durcie, l'activateur de prise de ciment peut être coupé ou cassé en petites particules et dimensionné avec 30 un tamis. De manière générale, les particules doivent avoir une taille qui permet aux particules d'être transportables dans une formation souterraine et mélangées avec une composition de ciment à durée de vie prolongée. Dans certains exemples, les particules peuvent avoir une taille dans une plage d'environ 30 mesh à environ 80 mesh. « Mesh », comme utilisée dans la présente divulgation, fait référence à une mesh américaine de taille standard, en sachant qu'une mesure en 3038647 14 itin correspond à environ 15 000 / mesure en mesh. Ainsi, dans les exemples précités, les particules peuvent avoir une taille dans une plage d'environ 190 µm à environ 500 i_tm. [0034] En raison de la nature liée de cette forme à taille particulaire de l'activateur de prise de ciment à libération retardée, l'activateur de prise de ciment à libération retardée peut être 5 libéré lentement et ainsi activer les fluides de traitement à une vitesse plus lente par rapport à un activateur de prise de ciment qui n'a pas été combiné avec un liant. Dans certains exemples, la libération de l'activateur de prise de ciment à libération retardée peut être ultérieurement retardée par Pencapsulation de l'activateur de prise de ciment avec un revêtement extérieur (par exemple, un revêtement dégradable qui se dégrade en fond de puits) qui altère en outre la libération de 10 l'activateur de prise de ciment à libération retardée. Comme utilisé dans la présente divulgation, le terme « revêtement » ou « revêtement extérieur » et similaires, n'implique pas tout niveau particulier de revêtement sur la particule. Plus particulièrement, les termes « revêtir » ou « revêtement » n'impliquent pas une couverture à 100 % par le revêtement sur la particule. Dans certains modes de réalisation, un revêtement extérieur, comprenant un niveau de revêtement, 15 peut être utilisé pour contrôler la vitesse de libération de l'activateur de prise de ciment à libération retardée. Par exemple, dans un exemple spécifique, le revêtement extérieur peut être configuré pour altérer la libération de l'activateur de prise de ciment à libération retardée jusqu'à ce que le fluide de traitement ait mis en oeuvre sa fonction souhaitée (par exemple, rinçage d'autres fluides, etc.), dans lequel le revêtement extérieur peut se dégrader en raison de 20 températures élevées à l'intérieur de la formation souterraine et l'activateur de prise de ciment à libération retardée peut être libéré à travers le fluide de traitement. La période de temps relative au retard de la libération de l'activateur de prise de ciment peut être comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des durées d'environ 1 minute à environ 24 heures. Par exemple, la période de temps relative au retard de libération peut être 25 comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des durées d'environ 1 minute, environ 5 minutes, environ 30 minutes, environ 1 heure, environ 6 heures, environ 12 heures, ou environ 24 heures. Les facteurs opérationnels comme le débit de pompage, les dimensions de conduit, et similaires peuvent influencer la période de temps relative au retard. [0035] Le revêtement extérieur peut être constitué d'un matériau insoluble dans l'eau avec 30 un point de fusion d'environ 100 °F (soit environ 38°C) à environ 500 °F (soit 260°C). Un matériau insoluble dans l'eau peut empêcher le revêtement extérieur de se dissoudre dans les fluides de traitement jusqu'à ce que cela soit souhaité. Des matériaux de revêtement extérieurs appropriés peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, les polysaccharides comme le dextrane et la cellulose, les chitines, les lipides, le latex, la cire, les chitosanes, les protéines, les polyesters 3038647 15 aliphatiques, les poly(lactides), les poly(glycolides), les poly(c-caprolactones), les poly(hydroxybutyrates), les poly(anhydrides), les polycarbonates aliphatiques, les orthoesters, les poly(orthoesters), les acides (poly)aminés, les oxydes dt(de poly)éthylène, les polyphosphazènes, les dérivés de ceux-ci, les copolymères de ceux-ci, ou une combinaison de 5 ceux-ci. [0036] L'activateur de prise de ciment à libération retardée (avec ou sans revêtement extérieur) peut lentement se dégrader ou se dissocier dans les fluides de traitement. Cela peut entraîner le changement du pH des fluides de traitement de fond de puits. La libération du composant modifiant le pH depuis l'activateur de prise de ciment à libération retardée peut être 10 contrôlée en fonction de la durée et/ou de la température. L'activateur de prise de ciment à libération retardée peut être formulé pour libérer le composant modifiant le pH au fil du temps dans le puits de forage ou une fois que l'activateur de prise de ciment à libération retardée est exposé à une certaine température à l'intérieur du puits de forage. En raison de ces propriétés ajustables, un activateur de prise de ciment à libération retardée peut être ajouté aux fluides de 15 traitement avant et/ou pendant le stockage, alors que les activateurs de prise de ciment qui ne comprennent pas une libération retardée peuvent uniquement être ajoutés à un fluide de traitement puisque le fluide de traitement est introduit dans la formation souterraine ou après que le fluide de traitement ait été introduit dans la formation souterraine. Comme tel, l'activateur de prise de ciment à libération retardée peut être mélangé à chaud avec le fluide de traitement et 20 stocké, ou peut être ajouté à une suspension de fluide de traitement et stocké. Dans ces exemples spécifiques, les étapes de mélange supplémentaires d'ajout d'un activateur de prise de ciment à libération non retardée peuvent être éliminées, et les opérations de stockage et de mélange peuvent être simplifiées en conséquence. Si cela est souhaité, l'activateur de prise de ciment à libération retardée peut également être ajouté au fluide de traitement immédiatement avant 25 l'introduction du fluide de traitement dans la formation souterraine, ou en variante, l'activateur de prise de ciment à libération retardée pourrait être ajouté au fluide de traitement tandis que le fluide de traitement est introduit dans la formation souterraine. Enfin et comme décrit ci-dessus, dans certaines variantes, aucun activateur de prise de ciment n'est ajouté aux fluides de traitement et si un certain volume des fluides de traitement est laissé ou est autrement piégé et ne 30 peut pas être pompé, les fluides de traitement peuvent être activés et durcis par la chaleur générée par des opérations de forage ou de production. [0037] Les hommes du métier ordinaires apprécieront que les modes de réalisation des fluides de traitement doivent de manière générale avoir une densité appropriée pour une application particulière. À titre d'exemple, les fluides de traitement peuvent avoir une densité 3038647 16 comprise dans la plage d'environ 4 livres par gallon (« lb/gal ») à environ 20 lb/gal (soit d'environ 480 kg/m3 à environ 2400 kg/m3). Par exemple, les fluides de traitement peuvent avoir une densité comprise dans la plage d'environ 8 lb/gal à environ 17 lb/gal (soit d'environ 960 kg/m3 à environ 2000 kg/m3). Sans limitation, les fluides de traitement peuvent être 5 expansés ou non expansés ou peuvent comprendre d'autres moyens de réduire leurs densités, comme les microsphères creuses, les billes élastiques de faible densité, ou d'autres additifs réduisant la densité connus dans l'état de la technique. La densité peut être réduite après le stockage, mais avant le placement dans une formation souterraine. Des agents alourdissants peuvent être utilisés pour augmenter la densité des fluides de traitement. Des exemples d'agents 10 alourdissants appropriés peuvent comprendre la barite, l'hématite, la hausmannite, le carbonate de calcium, la sidérite, l'ilménite, ou les combinaisons de ceux-ci. Sans limitation, les agents alourdisants peuvent avoir une gravité spécifique d'environ 3 ou plus. Les hommes du métier ordinaires, avec le bénéfice de cette divulgation, reconnaîtront la densité appropriée requise pour une application particulière. 15 [0038] Comme mentionné précédemment, les fluides de traitement peuvent être capables de rester dans un état de fluide pompable pendant environ un jour ou plus (par exemple, environ I jour, environ 2 semaines, environ 2 ans ou plus) à température ambiante (par exemple, environ 80 °F (soit environ 27°C)) en stockage. Par exemple, les fluides de traitement peuvent rester dans un état de fluide pompable pendant une période de temps d'environ 1 jour à environ 7 jours ou 20 plus. Sans limitation, les fluides de traitement peuvent rester dans un état de fluide pompable pendant au moins environ 1 jour, environ 7 jours, environ 10 jours, environ 20 jours, environ 30 jours, environ 40 jours, environ 50 jours, environ 60 jours, ou plus. Un fluide est considéré comme étant dans un état de fluide pompable lorsque le fluide a une consistance de moins de 70 unités de consistance Bearden (« Bc »), comme mesuré sur un consistomètre sous pression selon 25 la procédure de détermination de durées d'épaississement du ciment établie dans la pratique recommandée 10B-2 de PAPI, Recommended Practice for Testing Well Cements, première édition, juillet 2005. Sans limitation, un fluide de traitement qui a été activé (par exemple, par la chaleur générée depuis des opérations de forage ou de production) peut durcir pour former une masse durcie dans une période de temps comprise dans la plage d'environ 1 heure à environ 12 30 jours. Par exemple, les fluides de traitement peuvent durcir pour former une masse durcie dans une période de temps comprise dans une plage entre l'une quelconque et/ou comprenant l'une quelconque des durées d'environ 1 heure, environ 6 heures, environ 12 heures, environ 1 jour, environ 2 jours, environ 4 jours, environ 6 jours, environ 8 jours, environ 10 jours, ou environ 12 jours. 3038647 17 [0039] Les fluides de traitement peuvent durcir pour avoir une résistance à la compression souhaitable après activation. La résistance à la compression est généralement la capacité d'un matériau ou d'une structure à supporter des forces de poussée axiales. La résistance à la compression peut être mesurée à un moment spécifié après l'activation du ciment d'aluminate 5 de calcium tandis que le fluide de traitement est maintenu dans des conditions de température et de pression spécifiées. La résistance à la compression peut être mesurée soit par des procédés destructifs ou non destructifs. Le procédé destructif teste physiquement la résistance des échantillons de fluide de traitement à divers moments en écrasant les échantillons dans une machine d'essai de compression. La résistance à la compression est calculée à partir de la charge 10 de rupture divisée par la surface de section transaversale résistant à la charge et est rapportée en unités de livre-force par pouce carré (psi) ou en bar. Des procédés non destructifs peuvent employer un analysateur de ciment ultrasonore UCA1', disponible auprès de Fann Instrument Company, Houston, TX. Des valeurs de résistance à la compression peuvent être déterminées selon la pratique recommandée 10B-2 de l'API, Recommended Practice for Testing Well 15 Cements, première édition, juillet 2005. [0040] À titre d'exemple, les fluides de traitement peuvent développer une résistance à la compression de 24 heures comprise dans la plage d'environ 50 psi à environ 5 000 psi (soit d'environ 3,4 bar à environ 340 bar), en variante, d'environ 100 psi à environ 4 500 psi (soit d'environ 6,9 bar à environ 310 bar), ou en en variante d'environ 500 psi à environ 4 000 psi (soit 20 d'environ 34 bar à environ 280 bar). Plus particulièrement, les fluides de traitement peuvent développer une résistance à la compression en 24 heures d'au moins environ 50 psi (soit d'au moins environ 3,4 bar), au moins environ 100 psi (soit au moins environ 6,9 bar), au moins environ 500 psi (soit au moins environ 34 bar), ou plus. Les valeurs de résistance à la compression peuvent être déterminées en utilisant des procédés destructifs ou non destructifs à 25 toute température, toutefois, le développement de la résistance à la compression à des températures comprises dans une plage de 70 °F (soit environ 21°C) à 140 °F (soit 60°C) peut être d'une importance particulière pour une utilisation potentielle dans des formations souterraines ayant des températures statiques de fond de puits relativement basses. [0041] Dans certains exemples, les fluides de traitement peuvent avoir des durées 30 d'épaississement souhaitables. La durée d'épaississement fait de manière générale référence à la durée pendant laquelle un fluide, comme un fluide de traitement, reste dans un état de fluide capable d'être pompé. Un certain nombre de techniques de laboratoire différentes peuvent être utilisées pour mesurer la durée d'épaississement. Un consistomètre sous pression, fonctionnant selon la procédure établie dans la pratique recommandée 10B-2 de l'API susmentionnée, peut 3038647 18 être utilisé pour mesurer si un fluide est dans un état de fluide pompable. La durée d'épaississement peut être la durée pour que le fluide de traitement atteigne 70 Be et peut être rapportée comme la durée pour atteindre 70 Be. Les fluides de traitement peuvent avoir des durées d'épaississement supérieures à environ 1 heure, en variante, supérieures à environ 5 2 heures, supérieures à environ 15 heures, supérieures à environ 30 heures, supérieures à environ 100 heures, ou en variante supérieures à environ 190 heures à 3 000 psi (soit environ 210 bar) et des températures comprises dans une plage d'environ 50 °F (soit 10°C) à environ 400 °F (soit 204°C), en variante, dans une plage d'environ 70 °F (soit environ 21°C) à environ 140 °F (soit 60°C), et en variante à une température d'environ 100 °F (soit 38°C). Les durées 10 d'épaississement peuvent être contrôlées par la température du fluide de traitement ou le pH du fluide de traitement. Cela est lié, à un certain niveau, à l'augmentation de la température dans la formation en raison d'opérations de puits de forage comme le forage ou la production et/ou la concentration de tout activateur de prise de ciment ajouté au fluide de traitement. Le contrôle de la température et/ou la concentration de l'activateur de prise de ciment permet à un procédé 15 quantitatif de contrôler la durée de durcissement des fluides de traitement. [0042] En plus de l'utilisation des fluides de traitement pour déplacer ou rincer les fluides placés au préalable, les fluides de traitement décrits ci-dessus peuvent être utilisés dans une variété d'applications. Par exemple, les fluides de traitement décrits dans la présente divulgation peuvent être utilisés comme un fluide de forage pour forer un puits de forage dans une formation 20 souterraine en faisant circuler un fluide de traitement tout en forant un puits de forage en contact avec un trépan de forage et une formation souterraine. Après l'utilisation des fluides de traitement pour forer un puits de forage dans une formation souterraine, un tubage peut être placé à l'intérieur du puits de forage. [0043] Un procédé de traitement d'un puits peut être fourni. Le procédé peut comprendre 25 un ou l'ensemble des composants et/ou des étapes illustrés dans les figures 1 à 3. Le procédé peut comprendre l'introduction d'un fluide de traitement comprenant un ciment d'aluminate de calcium, un retardateur de prise de ciment, et de l'eau dans un puits de forage ; et l'élimination d'une partie du fluide de traitement depuis le puits de forage. L'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage peut comprendre l'introduction du fluide de traitement dans le 30 puits de forage tandis qu'un trépan de forage est présent dans le puits de forage. L'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage peut déplacer au moins une partie d'un fluide de forage depuis le puits de forage. Le fluide de traitement peut être utilisé comme un fluide de forage, un fluide de déplacement, ou un fluide de positionnement. Une autre partie du fluide de traitement peut rester dans le puits de forage. Une autre partie du fluide de traitement peut être 3038647 19 amenée à rester statique dans le puits de forage et la partie peut rester dans un état de fluide pompable pendant une période d'environ 1 jour ou plus tout en restant statique dans le puits de forage. Le fluide de traitement ne peut pas comprendre un activateur de prise de ciment. Le retardateur de prise de ciment peut être sélectionné parmi le groupe constitué d'acides 5 hydroxycarboxyliques ou de leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. Le retardateur de prise de ciment peut être présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Le fluide de traitement peut en outre comprendre un dispersant sélectionné parmi le groupe constitué d'un dispersant à base de formaldéhyde sulfoné, d'un dispersant à base d'éther polycarboxylé, et de 10 toute combinaison de ceux-ci. Le dispersant peut être présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 5 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. [0044] Un procédé de traitement d'un puits peut être fourni. Le procédé peut comprendre un ou l'ensemble des composants et/ou des étapes illustrés dans les figures 1 à 3. Le procédé peut comprendre l'introduction d'un fluide de traitement comprenant un ciment d'aluminate de 15 calcium, un retardateur de prise de ciment, et de l'eau dans un puits de forage ; la mise en contact d'un fluide placé au préalable dans le puits de forage avec le fluide de traitement ; le déplacement d'une partie du fluide placé au préalable depuis le puits de forage ; et l'élimination d'une partie du fluide de traitement depuis le puits de forage. Le fluide de traitement peut être utilisé comme un fluide de forage, un fluide de déplacement, ou un fluide de positionnement. Une autre partie du 20 fluide de traitement peut rester dans le puits de forage. Une autre partie du fluide de traitement peut être amenée à rester statique dans le puits de forage et la partie peut rester dans un état de fluide pompable pendant une période d'environ 1 jour ou plus tout en restant statique dans le puits de forage. Le fluide de traitement ne peut pas comprendre un activateur de prise de ciment. Le retardateur de prise de ciment peut être sélectionné parmi le groupe constitué d'acides 25 hydroxycarboxyliques ou de leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. Le retardateur de prise de ciment peut être présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Le fluide de traitement peut en outre comprendre un dispersant sélectionné parmi le groupe constitué d'un dispersant à base de formaldéhyde sulfoné, d'un dispersant à base d'éther polycarboxylé, et de 30 toute combinaison de ceux-ci. Le dispersant peut être présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 5 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. [0045] Un système de traitement d'un puits peut être fourni. Le système peut comprendre un ou l'ensemble des composants illustrés dans les figures 1 à 3. Le système de traitement d'un puits comprend un fluide de traitement comprenant du ciment d'aluminate de calcium, de l'eau, et 3038647 20 un retardateur de prise de ciment ; un récipient pour contenir le fluide de traitement ; un système de pompage couplé au récipient pour pomper le fluide de traitement ; et un conduit couplé au système de pompage. Le système peut comprendre en outre un système de stockage pour stocker le fluide de traitement. Le système peut comprendre en outre un système de forage pour forer un 5 puits de forage. Le fluide de traitement peut être utilisé comme un fluide de forage, un fluide de déplacement, ou un fluide de positionnement. Une partie du fluide de traitement peut rester dans le puits de forage. Une partie du fluide de traitement peut être amenée à rester statique dans le puits de forage et la partie peut rester dans un état de fluide pompable pendant une période d'environ 1 jour ou plus tout en restant statique dans le puits de forage. Le fluide de traitement ne 10 peut pas comprendre un activateur de prise de ciment. Le retardateur de prise de ciment peut être sélectionné parmi le groupe constitué d'acides hydroxycarboxyliques ou de leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. Le retardateur de prise de ciment peut être présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. Le fluide de traitement peut en outre comprendre un dispersant 15 sélectionné parmi le groupe constitué d'un dispersant à base de formaldéhyde sulfoné, d'un dispersant à base d'éther polycarboxylé, et de toute combinaison de ceux-ci. Le dispersant peut être présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 5 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. [0046] Les exemples de fluides de traitement décrits dans la présente divulgation peuvent 20 directement ou indirectement affecter un ou plusieurs composants ou pièces d'équipements associés à la préparation, la distribution, la récupération, le recyclage, la réutilisation, et/ou l'élimination des fluides de traitement décrits. L'un quelconque des fluides de traitement décrit dans la présente divulgation peut être contenu à l'intérieur d'un récipient et/ou de tout type de système de stockage suffisant. Sans limitation, des exemples de ces récipients peuvent 25 comprendre les bassins à boue, les barils, les mélangeurs, les fûts, les chariots, les récipients de stockage, etc. Certains des exemples de récipients peuvent comprendre les équipements de mélange, par exemple, les chicanes. L'un quelconque des exemples de récipients peut être couplé à l'un quelconque des pompes, des systèmes de pompage, des conduits, ou des systèmes de récupération de fluide décrits dans la présente divulgation. L'un quelconque des pompes, des 30 systèmes de pompage, ou des conduits décrits dans la présente divulgation peuvent être couplés les uns aux autres ainsi que tout autre système ou équipement amont ou aval, comme les récipients, les systèmes de stockage, les systèmes de récupération de fluide, et similaires. En outre, des systèmes de récupération de fluide comprenant des récipients et/ou des systèmes de pompage peuvent être utilisés pour récupérer l'un quelconque des fluides de traitement décrits 3038647 21 dans la présente divulgation. Ces fluides de traitement récupérés peuvent être reconditionnés et recyclés, peuvent être stockés (par exemple, en utilisant un système de stockage ou un récipient), ou peuvent être simplement réutilisés. [0047] Les fluides de traitement décrits dans la présente divulgation peuvent être utilisés 5 pour rincer un fluide placé au préalable. Par exemple, les fluides de traitement peuvent être utilisés pour déplacer une boue de forage ou un autre fluide de traitement, par exemple, par circulation d'un fluide de traitement vers la surface via l'anneau entre le train de forage et les parois du puits de forage. Tandis que le fluide de traitement est renvoyé à la surface, il déplace tous les fluides placés au préalable restant dans le puits de forage. Toute partie du fluide de 10 traitement qui reste dans le puits de forage ou qui est piégée dans le puits de forage peut durcir en une masse durcie (par exemple, après l'activation par la chaleur générée pendant des opérations de forage ou de production) et ne pas se volatiliser ou autrement générer un gaz expansif. [0048] La densité des fluides de traitement peut être ajustée par l'ajout d'eau et/ou d'un 15 viscosifiant. De l'eau et/ou un viscosifiant peuvent être ajoutés en toute quantité pour obtenir la densité appropriée pour une hiérarchie rhéologique pour une application donnée. Un exemple d'un viscosifiant approprié est l'agent de suspension SA-10151M disponible auprès de Halliburton Energy Services, Inc., Houston, TX. En outre, des additifs légers et des agents alourdissants peuvent également être ajoutés pour ajuster la densité tel que jugé approprié pour maintenir la 20 hiérarchie rhéologique. Un homme du métier ordinaire, avec le bénéfice de cette divulgation, reconnaîtra la densité appropriée et le procédé d'ajustement de densité nécessaire pour une application choisie. [0049] Les fluides de traitement peuvent également être expansés avec un additif et/ou un gaz moussant, par exemple, pour fournir un fluide de traitement avec une densité réduite. Le gaz 25 utilisé pour le moussage des fluides de traitement peut être tout gaz approprié pour le moussage, mais sans s'y limiter : l'air, le nitrogène, et les combinaisons de ceux-ci. De manière générale, le gaz doit être d'une quantité suffisante pour former la mousse souhaitée. Des additifs moussants peuvent être inclus dans les modes de réalisation pour, par exemple, faciliter le moussage et/ou stabiliser la mousse résultante ainsi formée. Des exemples d'additifs moussants appropriés 30 comprennent, mais sans s'y limiter : les mélanges d'un sel d'ammonium d'un sulfate d'éther alkyle, d'un tensioactif de bétaïne de cocoamidopropyle, d'un tensioactif d'oxyde de diméthylamine de cocoamidopropyle, de chlorure de sodium, et d'eau ; les mélanges d'un sel d'ammonium d'un tensioactif de sulfate d'éther alkyle, d'un tensioactif d'hydrosultaïne de cocoamidopropyle, d'un tensioactif d'oxyde de diméthylamine de cocoamidopropyle, de chlorure 3038647 22 de sodium, et d'eau ; la kératine hydrolisée ; les mélanges d'un tensioactif de sulfate d'éther d'alcool éthoxylé, d'un tensioactif de bétaïne amidopropyle alcène ou alkyle, et d'un tensioactif d'oxyde de diméthylamine alcène ou alkyle ; les solutions aqueuses d'un tensioactif de sulfonate d'alpha-oléfine et d'un tensioactif de bétaïne ; et les combinaisons de ceux-ci. Un exemple d'un 5 additif moussant approprié est l'agent ZONESEALANTTM 2000, disponible auprès de Halliburton Energy Services, Houston, TX. [0050] En se référant maintenant à la figure 1, un système de manipulation de fluide 100 est illustré. Un fluide de traitement comprenant un ciment d'aluminate de calcium, de l'eau, et un retardateur de prise de ciment peut être mélangé dans un équipement de mélange 105, comme un 10 mélangeur, une cuve de recirculation, ou tout type de récipient comprenant des équipements de mélange, puis pompé via une pompe 110 ou tout type de système de pompage vers le puits de forage. Comme illustré dans la figure 2, le fluide de traitement et tout fluide ultérieur (par exemple, une composition de ciment) peuvent être pompés dans le tubage 115 dans la direction indiquée par les flèches. Le fluide de traitement peut être pompé à travers le tubage 115, un type 15 de conduit, et à travers ou dans la formation souterraine 120 jusqu'à ce qu'il atteigne le point d'extrémité et soit poussé vers le haut dans l'anneau 125 qui se trouve entre le tubage 115 et les parois 130 du puits de forage 135. Le fluide de traitement peut déplacer tout fluide placé au préalable (par exemple, un fluide de forage) et peut également séparer tout fluide ultérieurement pompé (par exemple, une composition de ciment). Le fluide de traitement peut être pompé hors 20 du puits de forage 135, toutefois, comme décrit ci-dessus, si une quelconque partie du fluide de traitement est piégée dans l'anneau et n'est pas pompée hors du puits de forage 135, la partie restante peut durcir en une masse durcie (par exemple, après l'activation par la chaleur générée pendant des opérations de forage ou de production) et ne pas se volatiliser ou autrement générer un gaz expansif. 25 [0051] Les fluides de traitement décrits dans la présente divulgation peuvent être utilisés en remplacement des types de fluides de traitement, par exemple comme un fluide de forage. Lorsqu'ils sont utilisés comme un fluide de forage, ces fluides de forage peuvent comprendre les formulations des fluides de traitement décrits mentionnés ci-dessus. Les fluides de traitement décrits peuvent être utilisés pour aider au forage d'un puits de forage, par exemple, par 30 circulation de déblais de forage vers la surface via l'anneau entre le train de forage et les parois du puits de forage. Si cela est souhaité, le fluide de forage peut être amené à durcir derrière le tubage. [0052] En référence à la figure 3, les fluides de traitement décrits peuvent directement ou indirectement affecter un ou plusieurs composants ou pièces d'équipement associés à un exemple 3038647 23 de module de forage de puits de forage 200. Il convient de noter que tandis que la figure 3 décrit généralement un module de forage terrestre, les hommes du métier reconnaîtront aisément que les principes décrits dans la présente divulgation sont également applicables à des opérations de forage subaquatiques qui utilisent des plateformes et des appareils flottants ou en mer, sans sortir 5 du cadre de la divulgation. [0053] Comme illustré, le module de forage 200 peut comprendre une plateforme de forage 202 qui supporte un derrick 204 ayant un moufle mobile 206 pour lever et abaisser un train de forage 208. Le train de forage 208 peut comprendre, mais sans s'y limiter, les conduits comme un tube de forage et un tube spiralé, tels que généralement connus des hommes du 10 métier. Une tige d'entraînement 210 supporte le train de forage 208 tandis qu'il est abaissé par le biais d'une table rotative 212. Un trépan de forage 214 est fixé à l'extrémité distale du train de forage 208 et est entraîné soit par un moteur de fond de puits et/ou via la rotation du train de forage 208 depuis la surface du puits. Tandis que le trépan 214 tourne, il crée un trou de forage 216 qui pénètre diverses formations souterraines 218. 15 [0054] Une pompe 220 (par exemple, une pompe à boue) fait circuler un fluide de forage 222, qui peut avoir été stocké dans un récipient avant l'utilisation, comprenant au moins l'un des fluides de traitement décrits dans la présente divulgation, à travers un tuyau d'alimentation 224 et vers la tige d'entraînement 210, qui transporte le fluide de forage 222 de fond de puits à travers l'intérieur du train de forage 208 et à travers un ou plusieurs orifices dans le trépan de forage 214. 20 La pompe 220 peut faire partie d'un système de pompage. Le fluide de pompage 222 est ensuite renvoyé à la surface via un anneau 226 défini entre le train de forage 208 et les parois du trou de forage 216. À la surface, le fluide de forage recyclé ou usagé 222 sort de l'anneau 226 et peut être transporté vers une ou plusieurs unité(s) de traitement de fluide 228 via une ligne d'écoulement d'interconnexion 230. Après avoir traversé l'(les)unité(s) de traitement de fluide 25 228, un fluide de forage « nettoyé » 222 est déposé dans une fosse de rétention à proximité 232 (c'est-à-dire, un bassin à boue), qui peut fonctionner comme un récipient ou un système de stockage pour le fluide de forage. Tandis qu'il est illustré comme étant disposé à la sortie du puits de forage 216 via l'anneau 226, les hommes du métier apprécieront aisément que P(les)unité(s) de traitement de fluide 228 puissent être disposées à tout autre endroit dans le module de forage 30 200 pour faciliter sa fonction propre, sans sortir du cadre de la portée de la divulgation. Le fluide de forage peut être pompé hors du puits de forage 216, toutefois, comme décrit ci-dessus, si une quelconque partie du fluide de forage est piégée dans l'anneau et n'est pas pompée hors du puits de forage 216, la partie restante peut durcir en une masse durcie (par exemple, après l'activation 3038647 24 par la chaleur générée pendant des opérations de forage ou de production) et ne pas se volatiliser ou autrement générer un gaz expansif. [0055] Le fluide de forage 222 peut être ajouté à une trémie de mélange 234, un type de récipient, couplé de manière communicante à, ou autrement en communication fluidique avec la 5 fosse de rétention 232. La trémie de mélange 234 peut comprendre, mais sans s'y limiter, des mélangeurs et des équipements de mélange associés connus des hommes du métier. Dans d'autres modes de réalisation, toutefois, le fluide de forage 222 ne peut pas être ajouté à une trémie de mélange. Dans au moins un exemple, il pourrait y avoir plus d'une fosse de rétention 232, comme plusieurs fosses de rétention 232 en série. En outre, la fosse de rétention 232 peut 10 représenter une ou plusieurs installations et/ou unités de stockage de fluide où les fluides de traitement décrits peuvent être stockés, reconditionnés, et/ou régulés jusqu'à être utilisés comme un fluide de traitement, par exemple, comme un fluide de forage 222. [0056] Comme mentionné ci-dessus, le fluide de forage 222 peut directement ou indirectement affecter les composants et équipements du module de forage 200. Par exemple, le 15 fluide de forage peut directement ou indirectement affecter l'(les)unité(s) de traitement de fluide 228 qui peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, un ou plusieurs éléments parmi un agitateur (par exemple, un tamis vibrant), une centrifugeuse, un hydrocyclone, un séparateur (comprenant les séparateurs magnétiques et électriques), un désilteur, un dessableur, un séparateur, un filtre (par exemple, des filtres à terre de diacomée), un échangeur de chaleur, tout équipement de 20 récupération de fluide. L'(les)unité(s) de traitement de fluide 228 peuvent en outre comprendre un ou plusieurs capteurs, jauges, pompes, compresseurs, et similaires utilisés pour stocker, surveiller, réguler, et/ou reconditionner les fluides de traitement. [0057] Les fluides de forage décrits peuvent directement ou indirectement affecter la pompe 220 et tous les systèmes de pompage, qui comprennent de façon représentative tous les 25 conduits, pipelines, chariots, tubulaires, et/ou tuyaux qui peuvent être couplés à la pompe et/ou à tous systèmes de pompage et qui peuvent être utilisés pour transporter fluidiquement le fluide de forage de fond de puits, toutes pompes, tous compresseurs, ou moteurs (par exemple, en surface ou de fond de puits) utilisés pour entraîner le fluide de forage en mouvement, toutes soupapes ou tous joints connexes utilisés pour réguler la pression ou le débit du fluide de forage, et tous 30 capteurs (c'est-à-dire, pression, température, débit, etc.), jauges, et/ou combinaisons de ceux, et similaires. Les fluides de forage décrits peuvent également directement ou indirectement affecter la trémie de mélange 234 et la fosse de rétention 232 et leurs variations assorties. [0058] Les fluides de forage décrits peuvent également directement ou indirectement affecter les divers équipements et outils de fond de puits qui peuvent entrer en contact avec les 3038647 25 fluides de forage comme, mais sans s'y limiter, le train de forage 208, tous les flotteurs, colliers de forage, moteurs à boue, moteurs de fond de puits et/ou pompes associés au train de forage 208, et tous les outils MWD/LWD et équipements de télémétrie associés, capteurs ou capteurs répartis associés au train de forage 208. Les fluides de forage décrits peuvent également 5 directement ou indirectement affecter tous les échangeurs de chaleur, soupapes et dispositifs d'actionnement correspondants de fond de puits, les joints d'outil, garnitures d'étanchéité et autres dispositifs ou composants d'isolation de puits de forage, et similaires associés au puits de forage 216. Les fluides de forage peuvent également directement ou indirectement affecter le trépan de forage 214, qui peut comprendre, mais sans s'y limiter, les trépans à molettes, les trépans en 10 diamant polycristallin compacte (PDC), les trépans en diamant naturel, tous élargisseurs, alésoirs, trépans de carottage, etc. [0059] Tandis qu'ils ne sont pas spécifiquement illustrés dans la présente divulgation, les fluides de forage peuvent également directement ou indirectement affecter tout équipement de transport ou de distribution utilisé pour transporter les fluides de forage vers le module de forage 15 200 comme, par exemple, tous récipients de transport, conduits, pipelines, chariots, tubulaires, et/ou tuyaux utilisés pour déplacer fluidiquement les fluides de forage d'un endroit à un autre, toutes pompes, tous compresseurs, ou moteurs utilisés pour entraîner les fluides de forage en mouvement, toutes soupapes ou tous joints connexes utilisés pour réguler la pression ou le débit des fluides de forage, et tous capteurs (c'est-à-dire, pression et température), jauges, et/ou 20 combinaisons de ceux-ci, et similaires. [0060] Les exemples de fluides de traitement décrits dans la présente divulgation peuvent directement ou indirectement affecter un ou plusieurs composants ou pièces d'équipement associés à la préparation, la distribution, la récupération, le recyclage, la réutilisation, et/ou l'élimination des fluides de traitement décrits. Par exemple, les fluides de traitement décrits 25 peuvent directement ou indirectement affecter un ou plusieurs mélangeurs, équipements de mélange associés, bassins à boue, installations ou unités de stockage, séparateurs de composition, échangeurs de chaleur, capteurs, jauges, pompes, compresseurs, et similaires utilisés pour générer, stocker, surveiller, réguler, et/ou reconditionner les exemples de fluides de traitement. Les fluides de traitement décrits peuvent également directement ou indirectement 30 affecter tout équipement de transport ou de distribution utilisé pour transporter les fluides de traitement vers un site de puits ou un fond de puits comme, par exemple, tous récipients de transport, conduits, pipelines, chariots, tubulaires, et/ou tuyaux utilisés pour déplacer la composition des fluides de traitement d'un endroit à un autre, toutes pompes, tous compresseurs, ou moteurs (par exemple, en surface ou de fond de puits) utilisés pour entraîner les fluides de 3038647 26 traitement en mouvement, toutes soupapes ou tous joints connexes utilisés pour réguler la pression ou le débit des fluides de traitement, et tous capteurs (c'est-à-dire, pression et température), jauges, et/ou combinaisons de ceux-ci, et similaires. Les fluides de traitement décrits peuvent également directement ou indirectement affecter les divers équipements et outils 5 de fond de puits qui peuvent entrer en contact avec les fluides de traitement comme, mais sans s'y limiter, un tubage de puits de forage, une colonne perdue de puits de forage, une colonne de complétion, des colonnes d'insertion, un train de forage, un tube spiralé, un câble lisse, une ligne câblée, un tube de forage, des colliers de forage, des moteurs à boue, des moteurs et/ou des pompes de fond de puits, des pompes à ciment, des moteurs et/ou des pompes montés en surface, 10 des centreurs, des turboliseurs, des gratoirs, des flotteurs (par exemple, sabots, colliers, soupapes, etc.), des outils de diagraphie et des équipements de télémétrie associés, des actionneurs (par exemple, dispositifs électromécaniques, dispositifs hydromécaniques, etc.), des manchons coulissants, des manchons de production, des bouchons, des écrans, des filtres, des dispositifs de régulation de débit (par exemple, dispositifs de commande d'entrée, dispositifs de commande 15 d'entrée autonome, dispositifs de commande de sortie, etc.), des raccords (par exemple, raccord humide électrohydraulique, raccord à sec, coupleur inductif, etc.), des lignes de commande (par exemple, électriques, à fibres optiques, hydrauliques, etc.), des lignes de surveillance, des trépans de forage et des alésoirs, des capteurs ou des capteurs répartis, des échangeurs de chaleur de fond de puits, des soupapes et des dispositifs d'actionnement correspondants, des joints d'outil, des 20 garnitures d'étanchéité, des bouchons de ciment, des bouchons provisoires, et d'autres dispositifs d'isolation de puits de forage, ou composants, et similaires. EXEMPLES [0061] Pour obtenir une meilleure compréhension des présentes revendications, les exemples suivants de certains aspects de la divulgation sont donnés. Les exemples suivants ne 25 doivent en aucun cas être lus comme limitant, ou définissant l'ensemble de la portée des revendications. Exemple 1 [0062] Un échantillon de fluide de traitement a été obtenu, qui comprenait environ 40 % à environ 70 % de ciment d'aluminate de calcium en poids, environ 33 % à environ 200 % d'eau 30 en poids, environ 0,01 % à environ 10 % de retardateur de prise de ciment en poids, et environ 0,01 % à environ 5 % de dispersant en poids. Dans les exemples, les ternies « en poids » ou « en pds » font référence au poids du fluide de traitement. Le fluide de traitement a été obtenu auprès 3038647 27 de Kerneos, Inc., Chesapeake, Virginie ; comme un système d'aluminate de calcium retardé comprenant une suspension de ciment d'aluminate de calcium qui était composée de 40 à 70 % de solides. La densité calculée du fluide de traitement était de 14,68 ppg. [0063] Les viscosités apparentes et les lectures de décroissance FYSA de l'échantillon 5 ont été mesurées au jour 0 et après le stockage au jour 48 en utilisant un viscosimètre modèle 35A Fann® et un ressort 2 avec un adaptateur de contrainte d'écoulement Fann® (FYSA), selon la procédure établie dans la pratique recommandée 10B-2 de l'API, Recommended Practice for Testing Well Cements. Les données sont présentées dans le tableau 1 ci-dessous. Tableau 1 10 Profil rhéologique des fluides de traitement Lectures FYSA 3 6 100 200 300 600 3D 6D Jour 0 17 759 10 212 1 305 839 666 506 7 4 Jour 48 16 871 9 768 1 265 806 644 506 5,5 5,5 [0064] Comme le montrent ces mesures, la rhéologie de suspension est restée stable pendant au moins 48 jours avec peu ou pas de changement dans la viscosité apparente calculée. Aucune sédimentation de solides ou de fluide libre n'a été observée dans les échantillons sur la période de test supportant en outre le niveau élevé de stabilité de suspension. À 181 jours, il n'y 15 avait pas de sédimentation ou de fluide libre bien que la viscosité apparente avait augmenté. Tout gel qui avait formé, et qui a contribué à l'augmentation de la viscosité, était facilement rompu après agitation pour renvoyer la suspension à une suspension à l'état fluide, coulant. Exemple 2 [0065] Un autre échantillon identique à celui utilisé dans l'exemple I avec un pH de 6,3 a 20 été soumis à un test de durée d'épaississement sur un consistomètre à haute température et haute pression avec une montée programmée à 250 °F (soit environ 120°C) maintenue pendant 6 heures, suivie par une montée à 350 °F (soit environ 180°C) où la température a été maintenue pendant le reste du test selon la procédure de détermination de durées d'épaississement de ciment établie dans la pratique recommandée 10B-2 de l'API, Recommended Practice for Testing Well 25 Cements, première édition, juillet 2005. La durée d'épaississement est la durée pour que le fluide de traitement atteigne 70 Bc et peut être reportée comme la durée pour atteindre 70 Bc. Les résultats de ce test sont établis ci-dessous dans le tableau 2. 3038647 28 Tableau 2 Mesures de durées d'épaississement de fluides de traitement 30 Bc TT (h:min:s) 13:40:00 70 Bc TT (h:min:s) 13:40:30 100 Bc TT (h:min:s) 13:41:00 [0066] L'échantillon n'a pas atteint une consistance de 70 13c pendant le maintien à 250 °F (soit environ 120°C) pendant 6 heures. À la température de 350 °F (soit environ 180°C), 5 l'échantillon a atteint 70 Bc à 13:40:30. Les données indiquent ainsi que les fluides de traitement peuvent être activés thermiquement, mais restent cependant fluides et pompables à des températures aussi élevées que 350 °F (soit environ 180°C). Par conséquent, la température de formation ainsi que la chaleur générée depuis des applications de puits de forage peuvent induire un durcissement de tout volume résiduel des fluides de traitement piégés dans le puits de forage. 10 Comme tels, les fluides de traitement peuvent être utilisés pour rincer ou remplacer tous fluides annulaires piégés (ou potentiellement piégés) volatiles. [0067] En outre, il a été montré que l'échantillon a présenté un comportement de durcissement « à angle droit », indiquant une transition de phase rapide de la phase liquide à la phase solide. Le comportement de durcissement à angle droit est généralement décrit comme une 15 suspension maintenant une faible consistance, par exemple, inférieure à 30 Bc, jusqu'à ce que la durée d'épaississement soit atteinte au moment où la suspension obtient rapidement des niveaux élevés de résistance. Ceci peut être avantageux dans certaines applications car, par exemple, un fluide de traitement avec un comportement de durcissement à angle droit peut réduire les inquiétudes que le fluide de traitement puisse geler ou durcir tandis que des opérations sont en 20 cours, par exemple, pendant le forage si le fluide de traitement est utilisé comme un fluide de forage. Exemple 3 [0068] Un échantillon identique à celui utilisé dans les exemples 1 et 2 a été activé par l'ajout de 1 % en poids d'une solution de 4M NaOH (aq.) pour amener le pH de l'échantillon à 25 8,5. L'échantillon a été divisé en quatre échantillons expérimentaux séparés et les durées d'épaississement des quatre échantillons ont été mesurées sur un consistomètre à haute température et haute pression en intensifiant la température ambiante (par exemple, environ 70 °F (soit environ 21°C) pour cet exemple) et la pression ambiante à une température de soit 100 °F (environ 38°C), 140 °F (60°C), 180 °F (environ 82°C), ou 220 °F (environ 104 °C) en 3038647 29 15 minutes, 35 minutes, 55 minutes, ou 75 minutes respectivement (c'est-à-dire, une augmentation de 2 °F/min (soit une augmentation d'environ 1,1 °C/min), tout en maintenant la pression constante à 3 000 psi (soit environ 210 bar) ; selon la procédure de détermination de durées d'épaississement de ciment établie dans la pratique recommandée 10B-2 de PAPI, 5 Recommended Practice for Testing Well Cements, première édition, juillet 2005. La durée d'épaississement est la durée pour que le fluide de traitement atteigne 70 Bc et peut être reportée comme la durée pour atteindre 70 Bc. Les résultats de ce test sont établis ci-dessous dans le tableau 3. Tableau 3 10 Mesures de durées d'épaississement de fluides de traitement Température (en °F / en °C) Durée d'épaississement (h:min) 100 / 38 +190 140 / 60 47,25 180 / 82 20,25 220 / 104 11 [0069] Les résultats illustrent que les durées d'épaississement dépendent de la température et également du pH des fluides de traitement. L'effet de la température ne semble pas avoir un effet significatif sur les durées d'épaississement à moins que la température ne soit supérieure à 100 °F soit environ 38°C (pour un pH de 8,5). Ainsi, la température et le pH des 15 fluides de traitement doivent être considérés lors du calcul de durées d'épaississement. [0070] La description qui précède propose divers modes de réalisation des systèmes et des procédés d'utilisation décrits dans la présente divulgation qui peuvent contenir différentes étapes de procédé et des combinaisons alternatives de composants. Il doit être entendu que, bien que des modes de réalisation individuels peuvent être décrits dans la présente divulgation la 20 présente divulgation couvre toutes les combinaisons des modes de réalisation décrits, y compris, sans limitation, les différentes combinaisons de composants, combinaisons d'étapes de procédé, et propriétés du système. Il doit être entendu que les compositions et les procédés sont décrits comme « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et procédés peuvent également « être essentiellement constitués des » ou « être 25 constitués des » divers composants et étapes. En outre, les articles indéfinis « un » ou « une », tels qu'utilisés dans les revendications, sont définis dans la présente divulgation comme désignant un ou plusieurs éléments par rapport à l'un des éléments qu'elle introduit. 3038647 30 [0071] Par souci de brièveté, seules certaines plages sont explicitement décrites dans la présente divulgation. Toutefois, des plages de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute limite supérieure pour mentionner une plage non explicitement mentionnée, de même que des plages de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute autre limite inférieure 5 pour mentionner une plage non explicitement mentionnée, de la même manière, des plages de toute limite supérieure peuvent être combinées avec toute autre limite supérieure pour mentionner une plage non explicitement mentionnée. En outre, lorsqu'une plage numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure est décrite, tout nombre et toute plage incluse comprise dans la plage sont spécifiquement décrits. Plus particulièrement, chaque plage de 10 valeurs (de la forme, « d'environ a à environ b, » ou, de façon équivalente, « d'environ a à b, » ou, de façon équivalente, « d'environ a à b ») décrite dans la présente divulgation doit être comprise comme établissant chaque nombre et chaque plage compris dans la plage de valeurs plus large, bien que non explicitement mentionnée. Ainsi, chaque point ou valeur individuelle peut servir comme sa propre limite inférieure ou supérieure combinée avec tout autre point ou 15 valeur individuelle, ou toute autre limite inférieure ou supérieure, pour mentionner une plage non explicitement mentionnée. [0072] Par conséquent, les présents modes de réalisation sont bien adaptés pour atteindre les objectifs et les avantages mentionnés ainsi que ceux inhérents à ceux-ci. Les modes de réalisation particuliers décrits ci-dessus sont fournis uniquement à titre d'illustration, et peuvent 20 être modifiés et mis en oeuvre de manières différentes mais équivalentes, évidentes pour les hommes du métier disposant de l'avantage des enseignements de la présente divulgation. Bien que des modes de réalisation individuels soient décrits, la divulgation couvre toutes les combinaisons de l'ensemble des modes de réalisation. En outre, aucune limitation n'est destinée aux détails de construction ou de conception indiqués dans la présente divulgation, autres que 25 ceux décrits dans les revendications ci-dessous. Par ailleurs, les termes des revendications ont leur signification stricte, ordinaire sauf indication contraire explicitement et clairement définie par le titulaire de brevet. Il est par conséquent évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être altérés ou modifiés et que toutes ces variations sont considérées dans la portée de ces modes de réalisation. REVENDICATIONS1. Procédé de traitement d'un puits, caractérisé en ce que ledit procédé comprend : l'introduction, dans un puits de forage (135, 216), d'un fluide de traitement comprenant un ciment d'aluminate de calcium, un retardateur de prise de ciment, et de l'eau ; et l'élimination d'une partie du fluide de traitement du puits de forage (135, 216). 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage (135, 216) comprend l'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage (135, 216) tandis qu'un trépan de forage (214) est présent dans le puits de forage (135, 216). 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel l'introduction du fluide de traitement dans le puits de forage (135, 216) déplace au moins une partie d'un fluide de forage (222) du puits de forage (135, 216). 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le fluide de traitement est utilisé comme un fluide de forage (222), un fluide de déplacement, ou un fluide de positionnement. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel une autre partie du fluide de traitement reste dans le puits de forage (135, 216). 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel une autre partie du fluide de traitement est amenée à rester statique dans le puits de forage (135, 216), et dans lequel la partie reste dans un état de fluide pompable pendant une période d'environ 1 jour ou plus tout en restant statique dans le puits de forage (135, 216). 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel le fluide de traitement ne comprend pas un activateur de prise de ciment. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel le retardateur de prise de ciment est sélectionné parmi le groupe constitué d'acides hydroxycarboxyliques ou de leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. 3038647 32 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le retardateur de prise de ciment est présent dans une quantité d'environ 0,01 % à environ 10 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel le fluide de 5 traitement comprend en outre un dispersant. 11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel le dispersant est sélectionné parmi le groupe constitué d'un dispersant à base de formaldéhyde sulfoné, d'un dispersant à base d'éther polycarboxylé, et de toute combinaison de ceux-ci. 12. Procédé selon la revendication 10 ou 11, dans lequel le dispersant est présent dans 10 une quantité d'environ 0,01 % à environ 5 % en poids du ciment d'aluminate de calcium. 13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, comprenant en outre : la mise en contact d'un fluide placé au préalable dans le puits de forage (135, 216) avec le fluide de traitement ; et le déplacement d'une partie du fluide placé au préalable depuis le puits de forage 15 (135, 216). 14. Système de traitement d'un puits, caractérisé en ce que ledit système comprend : un fluide de traitement comprenant du ciment d'aluminate de calcium, de l'eau, et un retardateur de prise de ciment ; un récipient pour contenir le fluide de traitement ; 20 un système de pompage (220) couplé au récipient pour pomper le fluide de traitement ; et un conduit couplé au système de pompage (220). 15. Système selon la revendication 14, comprenant en outre un système de stockage (232) pour stocker le fluide de traitement. 25 16. Système selon la revendication 14 ou 15, comprenant en outre un système de forage (214) pour forer un puits de forage (135, 216). 17. Système selon l'une quelconque des revendications 14 à 16, dans lequel le retardateur de prise de ciment est sélectionné parmi le groupe constitué d'acides 3038647 33 hydroxycarboxyliques ou de leurs sels respectifs, d'acide borique ou de son sel respectif, et de toute combinaison de ceux-ci. 18. Système selon l'une quelconque des revendications 14 à 17, dans lequel le fluide de traitement ne comprend pas un activateur de prise de ciment.