FR 3040391 A1 20170303 FR 1657264 A 20160728 1 CONTEXTE Une ressource naturelle telle que pétrole ou le gaz se trouvant dans une formation souterraine peut être récupérée par forage d'un puits dans la formation. La formation souterraine est habituellement isolée d'autres formations selon une technique connue telle que la cimentation de puits. En particulier, un puits de forage est typiquement foré dans la formation souterraine alors qu'on fait circuler un fluide de forage dans le puits de forage. Une fois le forage terminé, un train de tiges, par ex. un tubage, est introduit dans le puits de forage. On procède ensuite généralement à une cimentation primaire, moyennant quoi une suspension de ciment est pompée vers le bas à travers le train de tuyaux et vers l'espace annulaire entre le train de tuyaux et les parois du puits de forage pour permettre à la suspension de ciment de durcir dans une colonne imperméable de ciment en étanchant ainsi l'espace annulaire. On peut procéder à des opérations de cimentation secondaire après l'opération de cimentation primaire. Un exemple d'opération de cimentation secondaire consiste à comprimer la cimentation, moyennant quoi une suspension de ciment est déplacée en force sous pression vers des zones d'intégrité perdue dans l'espace annulaire pour sceller ces zones. Après les opérations de cimentation, la production de pétrole ou de gaz peut commencer. Le pétrole et le gaz sont produits à la surface après écoulement à travers le puits de forage. Quand le pétrole et le gaz traversent le puits de forage, de la chaleur peut sortir de ces fluides à travers le tubage et dans l'espace annulaire, ce qui entraîne typiquement l'expansion de tout fluide présent dans l'espace annulaire. Cette expansion peut provoquer une accumulation de pression dans l'espace annulaire, qu'on appelle augmentation de pression annulaire. L'augmentation de pression annulaire a typiquement lieu quand le volume annulaire est fixe. Par exemple, l'espace annulaire peut être fermé (par ex. piégé). L'espace annulaire est piégé pour isoler les fluides dans l'espace annulaire des zones situées en dehors de celui-ci. Le piégeage d'un espace annulaire a typiquement lieu vers la fin des opérations de cimentation, une fois que les fluides de complétion de puits tels que les fluides d'espacement et les ciments sont en place. L'espace annulaire est habituellement piégé par la fermeture d'une soupape, ce qui active un joint et des éléments similaires. Le piégeage présente des problèmes opérationnels. Par exemple, l'accumulation de pression annulaire peut endommager le puits de forage au point d'endommager la gaine de ciment, le tubage, les pièces tubulaires et d'autres équipements. Un certain nombre de techniques ont été utilisées pour combattre l'accumulation de pression annulaire, y compris l'emploi d'une mousse synthétique enveloppée sur le tubage, l'introduction de fluides nitrifiés d'espacement au-dessus du ciment dans l'espace annulaire, le placement de disques de rupture dans un tubage extérieur, la conception d'insuffisances dans les opérations de cimentation primaire, telles que la conception du sommet de la colonne en ciment dans un espace annulaire pour être à court du sabot de tubage précédent, l'utilisation de sphères 3040391 2 creuses, entre autres. Toutefois, ces procédés ont leurs inconvénients. Par exemple, la mousse syntactique peut provoquer des restrictions d'écoulement pendant la cimentation primaire du tubage dans le puits de forage. De plus, la mousse syntactique peut se détacher du tubage et/ou se dégrader lors de l'installation du tubage. Les inconvénients du placement des fluides 5 d'espacement nitrifiés comprennent des difficultés logistiques (par ex. une place limitée pour l'équipement de surface d'accompagnement), les limitations de pression sur le puits de forage et les dépenses élevées typiques afférentes. D'autres inconvénients liés au placement des fluides d'espacement nitrifiés comprennent la perte de retours lorsqu'on fait circuler le fluide d'espacement nitrifié en place et dans des situations où les conditions géographiques engendrent 10 des difficultés pour fournir le bon équipement pour pomper le fluide d'espacement nitrifié. D'autres inconvénients comprennent une compression telle du train de tubage par les disques de rupture après défaillance des disques, qu'il en devient impossible de poursuivre les opérations du puits de forage. D'autres inconvénients comprennent l'insuffisance conçue, qui peut ne pas avoir lieu du fait du non-déplacement des fluides de puits de forage comme prévu et de 15 l'accumulation de ciment jusqu'à un sabot de tubage et le piégeage du ciment. De plus, les problèmes inhérents aux sphères creuses comprennent la défaillance des sphères avant leur placement dans l'espace annulaire et leur incapacité à supporter des variations répétées de press ion/température. 20 PRÉSENTATION Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un fluide de traitement moussé convenant à la limitation d'une accumulation de pression annulaire, comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler 25 le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former le fluide de traitement moussé. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire comprend : la fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, qui comprend : 30 un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et 35 suffisamment de gaz pour former une mousse ; et 3040391 3 l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire d'un puits de forage. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire comprend : 5 la préparation d'un fluide de traitement moussé en combinant un fluide de base aqueux avec : un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; 10 un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire d'un puits de forage. 15 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le procédé comprend en outre l'utilisation d'un mélangeur servant à combiner les composants et d'une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire du puits de forage. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le polymère 20 hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une 25 polyalkylene-imine ; une polyalkylènepolyarnine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de 30 traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'agent gélifiant est un biopolymère. 3040391 4 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le tensioactif de mousse contient au moins l'un d'un tensioactif amphotère, d'un tensioactif cationique, d'un tensioactif anionique et de leurs combinaisons. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le tensioactif de 5 mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (SLS), de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther et de leurs combinaisons. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le tensioactif de 10 mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la qualité de la mousse est comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le gaz est choisi 15 dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le procédé comprend en outre l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; et l'introduction d'une composition de ciment dans 20 l'espace annulaire du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS Les figures suivantes sont présentées pour illustrer certains aspects de la présente divulgation, et ne doivent pas être considérées comme des modes de réalisation exclusifs. 25 L'objet divulgué est capable de modifications, d'altérations et d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent à un homme de métier et qui bénéficie de cette divulgation. La figure 1 est une photographie d'un mode de réalisation du système à polymère réticulé moussé de la divulgation. 30 La figure 2 représente un mode de réalisation du placement des fluides de traitement moussés dans un espace annulaire de puits de forage. 3040391 5 La figure 3 illustre un mode de réalisation d'un système conçu pour produire et pour débiter les fluides de traitement moussés des modes de réalisation décrits ici dans l'espace annulaire d'un puits de forage. La figure 4 est un graphique représentant les fluctuations de pression au cours du temps 5 de l'eau chauffée dans un analyseur de ciment ultrasonique (« UCA »). La figure 5 est un graphe des fluctuations de la pression au cours du temps de la variante liquide d'un fluide de traitement non moussé qui est chauffée selon la divulgation. La figure 6 est un graphe représentant les fluctuations de pression au cours du temps de la variante gélifiée d'un fluide de traitement non moussé qui est chauffée selon la divulgation. 10 La figure 7 est un graphe des fluctuations de la pression au cours du temps de la variante liquide d'un fluide de traitement moussé qui est chauffée selon la divulgation. La figure 8 est un graphe représentant les fluctuations de pression au cours du temps de la variante gélifiée d'un fluide de traitement moussé qui est chauffée selon la divulgation. Les figures 9A et 913 sont des photographies de la matière moussée et gélifiée après 15 essai dans PUCA. DESCRIPTION DÉTAILLÉE Cette divulgation décrit un procédé de moussage d'un système de polymère réticulé en deux parties qui peut servir à limiter l'accumulation de pression annulaire (« APB », « Annular 20 Pressure Buildup » en anglais). Le système divulgué peut, une fois moussé, être comprimé (et changer de forme) au besoin pour limiter l'augmentation de pression APB et d'autres variations potentielles de fond de puits à des températures pouvant dépasser 400 °F (soit environ 204 °C). Le système de polymère décrit se compose de plusieurs parties. La base est un polymère linéaire ou modifié contenant des groupes carbonyle et l'agent de réticulation est un agent qui 25 contient un groupe amine à même de réticuler le polymère contenant des groupes carbonyle. Ces deux composés sont mélangés pour former un gel. Quand on ajoute un tensioactif de mousse, le gel peut mousser selon des qualités variables. Un mode de réalisation du produit final, comme on le voit à la figure 1, est une mousse solide de faible densité, qui est flexible mais résiliente. 30 Les matériaux utilisés dans l'état de la technique présentent plusieurs inconvénients. Alors que les fluides de production à températures accrues pouvant atteindre environ 400 °F (soit environ 204 °C) passent à travers la tuyauterie de production, ils peuvent nettement augmenter la température du fluide annulaire. La plupart des fluides de la technique précédente sont incapables de limiter totalement l'accumulation de pression à ces températures très élevées. 35 De plus, alors que la température augmente d'environ 140 °F (soit environ 60 °C), des stabilisants, tels que le bicarbonate de sodium, peuvent s'avérer nécessaires. De nombreux 3040391 6 composés de la présente divulgation peuvent limiter l'augmentation d'APB à des températures pouvant dépasser 400 °F (soit environ 204 °C). En second lieu, les agents de réticulation utilisés dans l'état de la technique sont typiquement à base de chrome. Ces agents de réticulation sont moins désirables parce que 5 certaines espèces contenant du chrome peuvent s'avérer toxiques. Les composés de la présente divulgation utilisent un agent de réticulation ionique. Certains modes de réalisation de limitation de l'APB comprennent : la fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui 10 contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire de puits de forage. Dans certains modes de réalisation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un 15 polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Dans un mode de réalisation, l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylèneimine ; une polyéthylène-imine, une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles- 20 ci. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Cet agent gélifiant peut être un biopolymère. Dans de nombreux modes de réalisation, le tensioactif de mousse contient au moins soit un tensioactif amphotère, un tensioactif cationique, un tensioactif anionique et leurs combinaisons. Le 25 tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (« SLS »), de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther, et de leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse peut être présent dans le fluide de traitement 30 moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. La qualité de la mousse peut être comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. Dans certains modes de réalisation, le gaz peut être choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Le procédé peut en outre comprendre l'utilisation du fluide de 35 traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; et 3040391 7 l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage. Dans certains modes de réalisation, un procédé de limitation de l'accumulation de pression annulaire comprend : la combinaison d'un fluide de base aqueux ; d'un polymère 5 hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; d'un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; d'un tensioactif de mousse ; et de suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire de puits de forage. Dans certains modes de réalisation, le procédé comprend un mélangeur servant à combiner les 10 composants et une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans un mode de réalisation, un fluide de traitement moussé servant à limiter l'accumulation de pression annulaire comprend un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient 15 un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former un fluide de traitement moussé. Dans certains modes de réalisation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'actylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Dans un mode de réalisation, 20 l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyéthylène-imine, une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé ne 25 contient aucun agent de réticulation ionique. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Cet agent gélifiant peut être un biopolymère. Dans de nombreux modes de réalisation, le tensioactif de mousse contient au moins soit un tensioactif amphotère, un tensioactif cationique, un tensioactif anionique et leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse peut contenir au moins un composé du groupe constitué 30 de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de SLS, de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther, et de leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse peut être présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. La 35 qualité de la mousse peut être comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. Dans certains modes de réalisation, le gaz peut être choisi dans l'ensemble constitué 3040391 8 d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Fluides de base aqueux Le fluide de base aqueux des présents modes de réalisation peut généralement être d'une 5 source quelconque, à condition que les fluides ne contiennent pas de composants susceptibles d'affecter la stabilité et/ou les performances des fluides de traitement de la présente invention. Dans divers modes de réalisation, le fluide de base aqueux peut comprendre de l'eau douce, de l'eau salée, de l'eau de mer, de la saumure ou une solution aqueuse d'un sel. Dans certains modes de réalisation, le fluide de base aqueux peut contenir une saumure monovalente 10 ou une saumure divalente. Les saumures monovalentes appropriées peuvent comprendre, par exemple, des saumures de chlorure de sodium, des saumures de bromure de sodium, des saumures de chlorure de potassium, des saumures de bromure de potassium et similaires. Les saumures divalentes appropriées peuvent comprendre, par exemple, des saumures de chlorure de magnésium, des saumures de chlorure de calcium, des saumures de calcium et similaires. 15 Dans certains modes de réalisation, le fluide de base aqueux est présent dans les fluides de traitement moussés selon une concentration d'environ 20 % à environ 99 % en volume du système de fluide. Polymère hydrosoluble Les fluides de traitement moussés de la divulgation comprennent un polymère 20 hydrosoluble contenant des groupes carbonyle. Généralement, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle doit réagir, dans des conditions appropriées (par ex., heure, température, choix de l'agent de réticulation organique particulier, etc.) avec l'agent de réticulation organique pour former un gel réticulé. Les groupes carbonyle peuvent être contenus dans les groupes dépendants du polymère hydrosoluble ou contenus dans le squelette du 25 polymère. Des exemples de groupes carbonyle appropriés peuvent comprendre, sans s'y limiter, des groupes esters, aldéhydes, cétones, anhydrides, amides et acide carboxylique. Les polymères hydrosolubles appropriés contenant des groupes carbonyle comprennent, sans s'y limiter, des polymères saturés ou insaturés à base d'acrylamide. Les exemples comprennent sans s'y limiter un polyacrylamide, des copolymères d'acrylamide, une polyvinyl pyrrolidone, l'acide 2- 30 acrylamido-2-méthylpropane sulfonique/copolymères d'acrylamide, des copolymères de styrène sulfoné/anhydride maléique, des terpolymères de vinylpyrrolidone/acide 2-aerylamido-2- méthylpropane sulfonique/acrylamide, des terpolymères d'acrylamide/acrylate de t-butyle/Nvinylpyrrolidone, des terpolymères d'acrylamide/acrylate de t-butyle/acide 2-acrylamido-2- méthylpropane sulfonique, des terpolymères d'acide 2-acrylamido-2-méthylpropane 35 sulfonique/N-N-diméthylaerylamide/acrylamide, des tétrapolymères d'acrylamide/acrylate de t- butyle/N-vinylpyrrolidone/acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique, des copolymères 3040391 9 d'acrylamide/acrylate de t-butyle et leurs mélanges et leurs dérivés. Les spécialistes du domaine reconnaîtront, à partir de cette divulgation, que d'autres polymères hydrosolubles appropriés contenant des groupes carbonyle peuvent aussi être utilisés dans la présente invention. Dans certains modes de réalisation, le polymère contenant des groupes carbonyle 5 comprend de l'amidon oxydé. Les exemples d'amidons appropriés contiennent, sans s'y limiter, l'amidon de maïs, l'amidon de pomme de terre, le maïs cireux et l'amidon dextrinisé, et leurs mélanges. On peut employer un grand nombre d'oxydants pour oxyder l'amidon. Les exemples d'oxydants appropriés utilisés dans la présente invention comprennent sans s'y limiter lThypochlorite de sodium, le périodate de sodium, le peroxyde d'hydrogène et l'acide 10 peracétique, et leurs mélanges. Les spécialistes du domaine bénéficiant de cette divulgation apprécieront que les polysaccharides oxydés apparentés, autres que l'amidon oxydé, peuvent être utilisés pour se réticuler avec l'agent de réticulation organique, y compris la cellulose oxydée, l'agarose oxydée, la cellulose oxydée partiellement acétylée et les gommes oxydées et leurs mélanges. D'autres composés qu'on peut employer comprennent l'amidon dialdéhyde 15 (DAS) et la cellulose dialdéhyde, et leurs mélanges. Dans certains modes de réalisation, les polysaccharides oxydés contiennent au moins une cétone, un aldéhyde ou des groupes fonctionnels anhydride lors de l'oxydation. Dans certains modes de réalisation, les polysaccharides oxydés peuvent être utilisés en combinaison avec l'un quelconque des polymères hydrosolubles susmentionnés. 20 Généralement, l'augmentation de la fraction de monomères encombrés ou moins réactifs dans le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle, la température à laquelle la gélation a lieu peut augmenter et/ou le temps de pompage à une température donnée peut augmenter. Un spécialiste du domaine bénéficiant de cette divulgation reconnaîtra un polymère hydrosoluble approprié contenant des groupes carbonyle basés sur, entre autres facteurs, la 25 température de la formation et le temps souhaité de pompage. Les polymères hydrosolubles contenant des groupes carbonyle doivent être présents dans les compositions hydrosolubles réticulables de la présente invention en quantité suffisante pour donner le temps voulu de pompage avant gélation et la réaction voulue de réticulation. Dans certains modes de réalisation, les polymères hydrosolubles contenant des groupes 30 carbonyle peuvent être présents à hauteur de l'intervalle allant d'environ 0,5 % à environ 20 % en poids de la composition. Dans certains modes de réalisation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle peut être présent en quantité comprise entre environ 0,6 % et environ 12 % en poids de la composition. Agents organiques de réticulation 35 Un composant des fluides de traitement moussés de la divulgation comprend un agent organique de réticulation. Les agents de réticulation organiques appropriés doivent pouvoir subit 3040391 10 une réticulation avec les polymères hydrosolubles contenant des groupes carbonyle. Dans les conditions appropriées (par ex., heure, température) l'agent de réticulation organique doit réagir avec le polymère hydrosoluble pour donner un gel réticulé. Les agents de réticulation organiques appropriés peuvent contenir des groupes amine à 5 même de subir une réaction de réticulation avec les polymères hydrosolubles contenant les groupes carbonyle. Les exemples d'agents de réticulation organiques appropriés contiennent, sans s'y limiter, les polyalkylène-imines (par ex., la polyéthylène-imine), les polyalkylènepolyamines, les amines aliphatiques polyfonctionnelles, les arylalkylamines, les hétéroarylalkylamines et leurs mélanges. Dans certains modes de réalisation, l'agent de 10 réticulation organique contient de la polyéthylène-imine (« PEI »). L'agent de réticulation organique doit faire partie des compositions de polymère réticulables de la présente invention en quantité suffisante pour donner la réaction voulue de réticulation. Dans certains modes de réalisation, l'agent organique de réticulation peut être présent en quantité comprise entre environ 0,05 % et environ 15 % en poids de la composition. 15 Dans certains modes de réalisation, l'agent organique de réticulation peut être présent à hauteur de l'intervalle allant d'environ 0,5 % à environ 5 % en poids de la composition. Tensioactifs de mousse Dans un mode de réalisation, la présente divulgation utilise des tensioactifs de mousse pour améliorer la qualité des mousses de stabilisation et pour ajouter une certaine stabilité aux 20 mousses. Dans certains modes de réalisation, les tensioactifs de mousse sont choisis parmi un tensioactif amphotère, un tensioactif cationique, un tensioactif anionique et leurs combinaisons. Les tensioactifs moussés utiles comprennent des bétaïnes, des sultaïnes et de l'imidazolinium tel que la cocamidopropyl bétaïne, et le lauraminopropionate de sodium, le sulfate de lauryl sodium (SLS) et d'autres sulfates d'éther d'alcools gras comprenant le SLES, 25 des poly(oxyéthylène d'alcools gras) et des esters de polyoxyéthylène sorbitol et des alcanolamides, des sulfosuccinates (par ex. le sulfosuccinate de disodium laureth), des phospholipides, du glycolipide, du sulfoacétate de laurylsodium et leurs combinaisons. Dans certains modes de réalisation, les combinaisons de tensio-actifs, c.-à-d. de co-tensioactifs, coopèrent pour produire un tensioactif de mousse utile. 30 Dans des exemples de modes de réalisation, le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. Gaz Dans certains modes de réalisation, le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, 35 de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, la qualité du fluide de fracturation moussé peut être 3040391 11 comprise entre une limite inférieure d'environ 5 %, 10 %, 25 %, 40 %, 50 %, 60 % ou 70 % en volume de gaz jusqu'à une limite supérieure d'environ 99 %, 90 %, 80 %, 75 %, 60 % ou 50 % en volume de gaz, la qualité du fluide de fracturation moussé pouvant aller d'une quelconque limite inférieure à une quelconque limite supérieure et englobant tout sous-ensemble entre les 5 limites supérieure et inférieure. Agents gélifiants Les fluides de traitement moussés peuvent comprendre un agent gélifiant. Un « gel de base » est un fluide qui contient un agent d'augmentation de la viscosité, tel qu'un guar, mais il exclut par exemple les fluides qu'on a l'habitude d'appeler des « gels réticulés » et des « gels 10 tensioactifs ». Dans le fluide à base d'eau, on peut utiliser un certain nombre d'agents gélifiant, tels que des polymères hydratables contenant au moins un groupe fonctionnel tel que les groupes hydroxyle, carboxyle, sulfate, sulfonate, amino ou amide. Les agents gélifiants appropriés comprennent typiquement des polymères naturels, des polymères synthétiques ou une 15 combinaison de ceux-ci. On peut utiliser un certain nombre d'agents gélifiant en lien avec les procédés et avec les compositions de la présente invention, y compris mais sans s'y limiter les polymères hydratables qui contiennent au moins un groupe fonctionnel tels qu'hydroxyle, cishydroxyle, acides carboxyliques, dérivés d'acides carboxyliques, sulfate, sulfonate, phosphate, phosphonate, amino ou amide. Dans certains exemples de modes de réalisation, les agents 20 gélifiant peuvent être des polymères comprenant des polysaccharides et leurs dérivés qui contiennent au moins un de ces motifs monosaccharide : galactose, mannose, glucose, xylose, arabinose, fructose, acide glucuronique ou sulfate de pyranosyle. Les exemples de polymères appropriés comprennent sans s'y limiter le xanthane, le guar, des dérivés de guar (tels que le guar hydroxypropyle, le guar carboxyméthyle et le guar carboxyméthylhydroxypropyle) et des 25 dérivés de cellulose (tels que la cellulose hydroxyéthyle et la cellulose carboxylméthyle hydroxy éthyle). De plus, on peut utiliser des polymères et des copolymères synthétiques qui contiennent les groupes fonctionnels susmentionnés. Les exemples de ces polymères synthétiques comprennent sans s'y limiter le polyacrylate, le polyméthacrylate, le polyacrylamide, le poly(alcool vinylique) et la polyvinylpyrrolidone. 30 Le fluide de base aqueux peut comprendre des gels linéaires aqueux, des gels de polysaccharide linéaires aqueux, des gels de guar linéaires aqueux, de l'eau de nappe, de l'eau, de la saumure, une solution de tensioactif viscoélastique et leurs combinaisons. Autres adjuvants En plus des matières susmentionnées, il peut être souhaitable, dans certains modes de 35 réalisation, que d'autres composants soient présents dans le fluide de traitement. Ces composants supplémentaires peuvent comprendre, sans limitation, des matières particulaires, 3040391 12 des agents de soutènement, des matières fibreuses, des agents de pontage, des agents de pondération, du gravier, des inhibiteurs de corrosion, des catalyseurs, des agents de stabilisation de contrôle de l'argile, des biocides, des bactéricides, des agents réducteurs de frottement, des gaz, des tensioactifs, des agents de solubilisation, des sels, des inhibiteurs de formation de tartre, 5 des agents moussants, des agents anti-moussant, des agents de régulation du fer et similaires. Procédés d'utilisation On peut utiliser des modes de réalisation des fluides de traitement dans diverses opérations d'entretien de puits de forage. Le fluide de traitement peut par exemple être un fluide d'espacement, un fluide de forage, un fluide de complétion tel qu'une composition de ciment ou 10 un fluide de repérage. Selon les présents modes de réalisation, le fluide de traitement peut être placé dans un espace annulaire de puits de forage. En général, un opérateur peut faire circuler au moins un fluide supplémentaire (par ex. une composition de ciment) sur place dans l'espace annulaire souterrain après les modes de réalisation des fluides de traitement. Au moins une partie des modes de réalisation des fluides de traitement peut alors être piégée dans l'espace 15 annulaire du puits de forage. Dans certains modes de réalisation, au moins une partie du fluide de traitement peut être piégée à un certain moment après qu'on a mis en circulation une composition de ciment dans une partie voulue dans l'espace annulaire pour répondre aux attentes de l'opérateur. Un exemple de procédé comprend un procédé d'entretien d'un puits de forage 20 comprenant les étapes suivantes : utilisation d'un fluide de traitement qui contient un polymère moussé et réticulé ; et l'introduction du fluide de traitement dans un espace annulaire du puits de forage. D'autres étapes de procédé peuvent comprendre au moins une des étapes suivantes : l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire 25 du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage ; le fait de laisser la composition de ciment durcir dans l'espace annulaire du puits de forage ; ou le fait de laisser au moins une partie du fluide de traitement se faire piéger dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans certains exemples de modes de réalisation, le fluide de traitement peut être piégé dans l'espace annulaire du puits de forage, par exemple, après 30 placement du fluide de traitement dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut être un fluide de forage qu'on fait circuler dans un espace annulaire de puits de forage lors du forage du puits. Au moins une partie du fluide de traitement peut être laissée dans le trou du puits après achèvement des opérations de forage. On peut préparer les fluides de traitement de la présente invention selon tout procédé 35 convenant pour une application donnée. Par exemple, certains composants du fluide de traitement de la présente invention peuvent être fournis en poudre préalablement mélangée ou 3040391 13 en dispersion de poudre dans un liquide, puis combinés au fluide de base aqueuse à un stade ultérieur. Une fois que ces composants sont combinés, l'agent moussant peut être injecté dans le flux de liquide. Après cette procédure, un gaz, tel que l'azote, peut être injecté pour faire mousser le fluide de traitement. De plus, d'autres adjuvants peuvent être ajoutés avant 5 l'introduction dans le puits de forage. Les spécialistes bénéficiant de cette divulgation pourront déterminer d'autres procédés appropriés pour la préparation des fluides de traitement de la présente invention. Puits de forage et formation En gros, une zone correspond à un intervalle de roche le long d'un puits de forage qui 10 est différencié des roches environnantes sur une teneur en hydrocarbure ou sur d'autres éléments tels que des perforations ou une autre communication de fluide avec le puits de forage, les lacunes ou les fractures. Un traitement implique habituellement l'introduction d'un fluide de traitement dans un puits. Dans ce contexte, un fluide de traitement est un fluide utilisé dans un traitement. Sauf si le contexte l'exige autrement, le traitement lexical dans l'appellation « fluide 15 de traitement » n'implique pas nécessairement une action ou un traitement particulier par le fluide. Si le fluide de traitement doit être utilisé dans un volume relativement exigu, par exemple moins d'environ 200 barils (soit environ 31798 litres), on l'appelle parfois dans la technique un bouchon ou une pilule. Dans ce contexte, une zone de traitement correspond à un intervalle de roche le long d'un puits de forage dans lequel on dirige un fluide de traitement pour 20 qu'il s'écoule depuis le puits de forage. Dans ce contexte par ailleurs, dans une zone de traitement signifie dans et à travers la tête de puits et de plus, à travers le puits de forage et dans la zone de traitement. Dans ce contexte, dans une formation souterraine peut comprendre l'introduction au moins dans et/ou à travers un puits de forage dans la formation souterraine. Selon diverses 25 techniques connues, l'équipement, les outils ou les fluides de puits peuvent être dirigés depuis une tête de puits vers toute partie voulue du puits de forage. De plus, on peut diriger un fluide de puits à partir d'une partie du puits de forage dans la matrice de roche d'une zone. Dans divers modes de réalisation, on décrit des systèmes conçus pour débiter les fluides de traitement décrits ici au fond d'un puits de forage. Dans divers modes de réalisation, les 30 systèmes peuvent comprendre une pompe couplée fluidiquement à une partie tubulaire, la partie tubulaire contenant les fluides de traitement et tout adjuvant supplémentaire décrit ici. Les modes de réalisation des fluides de traitement peuvent être placés dans un espace annulaire de puits de forage de toute manière appropriée. L'espace annulaire de puits de forage doit être un espace annulaire entre un train de tuyaux (par ex. un tubage, une tuyauterie, etc.) e 35 une formation souterraine et/ou entre un train de tuyaux et un conduit plus grand dans le puits de forage. Par exemple, les fluides de traitement peuvent être placés dans l'espace annulaire de 3040391 14 puits de forage directement depuis la surface. Sinon, les fluides de traitement peuvent être introduits dans un puits de forage par le tubage et amenés à circuler jusqu'à la cible dans un espace annulaire de puits de forage entre le tubage et la formation souterraine ou entre le tubage et une grande conduite. La figure 2 illustre le placement du fluide de traitement dans un puits de 5 forage 12 conformément à des exemples de modes de réalisation. Comme on le voit, le puits de forage 12 peut être foré dans la formation souterraine 14. Tandis que le puits de forage 12 est illustré s'étendant globalement verticalement dans la formation souterraine 14, des exemples de modes de réalisation sont aussi applicables à des puits de forage qui s'étendent selon un certain angle à travers la formation souterraine 14, tels que des puits de forage horizontaux et inclinés. 10 Le puits de forage 12 contient des parois 16. Comme on le voit, un tubage de surface 18 a été introduit dans le puits de forage 12. Le tubage de surface 18 peut être cimenté aux parois 16 du puits de forage 12 par une gaine de ciment 20. Dans le mode de réalisation illustré, au moins un train supplémentaire de tuyaux, apparaissant ici comme le tubage 22, peut se trouver dans le puits de forage 12. Comme illustré, il existe un espace annulaire 24 de puits de forage entre le 15 tubage 22 et les parois 16 du puits de forage 12 et/ou le tubage de surface 18. Des modes de réalisation des fluides de traitement peuvent être préparés selon un certain nombre de procédés, comme il apparaîtra aux spécialistes du domaine. Le fluide de traitement peut alors être pompé en bas du tubage 22, comme le montre la figure 4 par les flèches directionnelles 26. Le fluide de traitement peut s'écouler jusqu'au fond du tubage 22 et autour du tubage 22 dans un espace 20 annulaire 24 de puits de forage. La pompe peut être une pompe à haute pression dans certains modes de réalisation. Dans ce contexte, le terme « pompe à haute pression » correspondra à une pompe qui est capable de débiter un fluide vers le fond sous une pression voisine de 1 000 psi (soit environ 6895 kPa) voire supérieure. On peut utiliser une pompe à haute pression quand on souhaite 25 introduire le fluide de traitement dans une formation souterraine au niveau d'un gradient de fracture de la formation souterraine ou au-dessus, mais on peut aussi l'utiliser dans des cas où la fracturation n'est pas souhaitée. Dans certains modes de réalisation, la pompe à haute pression peut être à même de transporter fluidiquement de la matière particulaire, telle que des particules d'agent de soutènement, dans la formation souterraine. Les pompes à haute pression appropriées 30 seront connues d'un spécialiste et peuvent comprendre sans s'y limiter des pompes à piston flottant et des pompes à déplacement positif. Dans d'autres modes de réalisation, la pompe peut être une pompe à basse pression. Dans ce contexte, le terme « pompe à basse pression » correspond à une pompe qui fonctionne sous une pression voisine de 1 000 psi (soit environ 6895 kPa) ou moins. Dans certains modes 35 de réalisation, une pompe à basse pression peut être couplée fluidiquement à une pompe à haute pression qui est couplée fluidiquement à la partie tubulaire. Cela veut dire que dans ces modes 3040391 15 de réalisation, la pompe à basse pression peut être conçue pour transporter le fluide de traitement vers une pompe à haute pression. Dans ces modes de réalisation, la pompe à basse pression peut « régler » la pression du fluide de traitement avant qu'il n'atteigne la pompe à haute pression. 5 Dans certains modes de réalisation, les systèmes décrits ici peuvent comprendre en outre un réservoir de mélange qui se trouve en amont de la pompe et dans lequel le fluide de traitement est formulé. Dans divers modes de réalisation, la pompe (par ex. une pompe à basse pression, une pompe à haute pression ou une combinaison de celles-ci) peut transporter le fluide de traitement du réservoir de mélange ou d'une autre source de fluide de traitement vers la partie 10 tubulaire. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut être formulé hors site et transporté jusqu'à un site d'exploitation, auquel cas le fluide de traitement peut être introduit dans la partie tubulaire par la pompe directement à partir de son récipient d'expédition (par ex. un camion, un wagon, une péniche ou similaire) ou à partir d'une conduite de transport. Dans l'un ou l'autre des deux cas, le fluide de traitement peut être aspiré dans la pompe, élevé jusqu'à 15 une pression appropriée puis introduit dans la partie tubulaire pour alimentation au fond du trou. La figure 3 montre un schéma illustratif d'un système susceptible de produire des fluides de traitement des modes de réalisation décrits ici au fond d'un puits de forage, selon au moins un mode de réalisation. On notera qu'alors que la figure 3 illustre, de façon générale, un système terrestre, il faut reconnaître que des systèmes similaires peuvent être exploités dans des sites 20 sous-marins aussi. Comme le montre la figure 3, le système I peut comprendre un réservoir de mélange 10, dans lequel un fluide de traitement des modes de réalisation décrits ici peut être formulé. Le fluide de traitement peut être conduit par la conduite 2 jusqu'à la tête de puits 4, où le fluide de traitement pénètre dans la partie tubulaire 6, la partie tubulaire 6 s'étendant depuis la tête de puits 4 jusqu'à la formation souterraine 8. Après son éjection de la partie tubulaire 6, le 25 fluide de traitement peut pénétrer dans la formation souterraine 8. La pompe 9 peut être conçue pour élever la pression du fluide de traitement jusqu'à un degré voulu avant son introduction dans la partie tubulaire 6. Il faut reconnaître que le système 1 est purement symbolique, et que divers autres composants peuvent être présents qui n'ont pas nécessairement été décrits dans la figure 3, par souci de clarté. Les composants non limitatifs susceptibles d'être présents peuvent 30 comprendre, sans s'y limiter, des tuyères d'alimentation, des soupapes, des condenseurs, des adaptateurs, des joints, des jauges, des capteurs, des compresseurs, des manomètres, des capteurs de pression, des débitmètres, des capteurs de débit, des sondes de température, et similaires. Bien que non représenté à la figure 3, le fluide de traitement peut, dans certains modes 35 de réalisation, refluer vers la tête de puits 4 et sortir de la formation souterraine 8. Dans certains 3040391 16 modes de réalisation, le fluide de traitement qui a reflué jusqu'à la tête de puits 4 peut ensuite être récupéré et remis en circulation vers la formation souterraine 8. On doit aussi admettre que les fluides de traitement décrits peuvent aussi affecter directement ou indirectement les divers équipements et outils de fond de trou susceptibles de 5 venir en contact avec les fluides de traitement pendant le fonctionnement. Ces équipements et outils peuvent contenir, sans s'y limiter, un tubage de puits de forage, un chemisage de puits de forage, un train de complétion, des trains d'insertion, un train de forage, une tuyauterie enroulée, un câble lisse, une ligne câblée, un tube de forage, des colliers de forage, des moteurs à boue, des moteurs de fond de puits et/ou des pompes, des moteurs et/ou des pompes montés en 10 surface, des centreurs, des turboliseurs, des racleurs, des flotteurs (par ex. des sabots, des colliers, des soupapes, etc.), des outils de diagraphie et des équipements apparentés de télémétrie, des actionneurs (par ex. des dispositifs électromécaniques, des dispositifs hydromécaniques, etc.), des gaines de coulissement, des gaines de production, des bouchons, des écrans, des filtres, des dispositifs de régulation du débit (par ex. des dispositifs de régulation 15 de l'influx, des dispositifs de régulation de l'influx autonomes, des dispositifs de régulation de l'échappement, etc.), des couplages (par ex. un raccord mouillé électrohydraulique, un raccord sec, un coupleur inductif, etc.), des lignes de contrôle (par ex. électriques, à fibre optique, hydrauliques, etc.), des lignes de surveillance, des trépans et des alésoirs, des capteurs ou des capteurs répartis, des échangeurs de chaleur de fond de puits, des soupapes et des dispositifs 20 correspondants d'actionnement, des joints d'outils, des garnitures d'étanchéité, des bouchons de ciment, des bouchons provisoires et d'autres dispositifs d'isolation de puits de forage, ou composants, et similaires. L'un quelconque de ces composants peut faire partie des systèmes généralement décrits ci-dessus et décrit à la figure 3. Maintenant qu'on a globalement décrit l'invention, les exemples suivants sont donnés en 25 tant que modes particuliers de réalisation et pour démontrer sa mise en pratique et ses avantages. Les exemples suivants sont donnés à titre d'illustration uniquement et n'ont pas pour but de limiter la divulgation ou les revendications suivantes, de quelque manière que ce soit. 3040391 17 EXEMPLES Procédure expérimentale : Les mousses décrites dans le tableau 1 ont été testées pour leur efficacité de la limitation de l'APB par un test comparatif avec de Peau et avec sa contrepartie liquide non moussée. 5 Chacune des matières est versée dans une UCA et mise sous pression avant chauffage à 282 °F (soit environ 139 °C). On prépare la suspension de base non moussée avant moussage, et on la fait mousser selon la procédure de PAPI RP 10B-4 (juillet 2004), Section 7. Tableau 1 Composant Suspension de base (g) Gal ou livre/sk % en poids de ciment (L/kg ou kg/kg - la masse d'un sac (« BWOC ») de ciment (sk) valant 94 livres) Eau 649.06 18,314 Gal/sk 162 (soit environ 1,63 L/kg) HZ-30TM 400,0 94 livres/sk (soit environ I kg/kg) SA-1015TM 7.12 1,673 livres/sk 1,78 (soit environ 0,02 kg/kg) KCl (5 %) 22,0 3,4 HZ-20TM 46,23 1,228 gal/sk (soit 7,1 environ 0,11 L/kg) Agent moussant 5,24 0,243 gal/sk (soit 1, 3 1026TM environ (soit environ 0,022 L/kg) Densité finale de mousse = 6,60 livres/gal (soit environ 0,79 kg/L) 10 Qualité de mousse = 24,04 % en gaz La matière conforme HZ-30 TM est un polyacrylamide à masse molaire élevée utilisé dans l'amélioration de la production. L'agent de suspension SA-1015 TM est un adjuvant servant à empêcher les matières solides de se déposer et à réguler le fluide libre présent dans les suspensions de ciment. L'agent de réticulation HZ-20 TM permet une réticulation organique. 15 L'agent moussant 1026 TM agent moussant/stabilisant est un mélange d'un stabilisant de mousse 3040391 18 et d'un agent moussant primaire. Tous sont disponibles auprès de Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas. Comme on le voit à la figure 4, après placement dans un UCA et chauffage, l'eau commence vite à accumuler de la pression, en atteignant la limite supérieure de fonctionnement 5 de l'UCA et en nécessitant le relâchement de pression. Deux cycles de chauffage sont démontrés. Puis on mélange une variante non moussée du fluide de traitement et on la chauffe dans l'UCA jusqu'à 282 °F (soit environ 139 °C). Comme le montre la figure 5, alors qu'il faut plus de temps pour que le fluide non moussé n'atteigne la limite supérieure de pression de l'UCA 10 qu'on utilise, l'accumulation continue de pression une fois que la température est atteinte nécessite le relâchement de pression à partir de la cellule. On effectue ce test sur la variante liquide du mélange de fluide de traitement non moussé. On teste cette matière une deuxième fois, après qu'elle a eu le temps de durcir. Sous sa forme gélifiée, la matière se comporte de manière similaire, quoique pas exactement, comme sa contrepartie liquide. Si l'on examine 15 attentivement le graphique de la figure 6, on peut voir que la pente des courbes de pression augmente un peu. Ici aussi, quand on atteint la température, la cellule d'UCA est aérée pour empêcher l'accumulation supplémentaire de pression La variante moussée du fluide de traitement moussé donne un comportement autre que l'eau et la variante liquide du fluide de traitement (cf. figure 7). Une fois moussé et chauffé dans 20 la cellule UCA, le mélange liquide n'atteint pas tout à fait la limite supérieure de pression de l'UCA. Cela peut indiquer un niveau de limitation de pression lors de la phase de chauffage du test. Ici aussi, quand on atteint la température, la matière semble limiter une partie de la pression qui la surmonte. Pendant le deuxième cycle toutefois, on atteint une pression légèrement supérieure à précédemment. Cela peut indiquer une compression de la mousse dans la cellule 25 UCA. Une fois que le mélange de mousse liquide a pu durcir, on lance les cycles de chauffage une deuxième fois (cf. figure 8). Ici aussi, quand on atteint la température, la mousse est à même de s'adapter à la pression portée sur elle. Alors qu'il n'existe pas de diminution aussi importante que celle de la contrepartie moussée liquide, la mousse solide permet encore d'empêcher 30 l'accumulation de pression, sous l'effet de la température, de culminer rapidement comme dans le cas de l'eau et de la variante du fluide de traitement liquide. Un spécialiste peut conclure d'après le dérivé formé que la pression totale accumulée lorsqu'on chauffe à 282 °F (soit environ 139 °C) est atténuée et compensée pour la matière moussée. 35 Après le test, la cellule UCA est ouverte et l'on enlève la matière moussée. Comme on le voit sur la figure 9A, la mousse semble intacte. Quand elle est complètement enlevée de la 3040391 19 cellule, la mousse représentée à la figure 9B, bien que décolorée par chauffage, a encore une forme satisfaisante. Les modes de réalisation décrits ici comprennent : A : Un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire, comprenant la 5 fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire 10 de puits de forage. B : Un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire comprenant le fait de combiner un fluide de base aqueux avec un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; 15 et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé ainsi combiné dans un espace annulaire de puits de forage. C : Un fluide de traitement moussé convenant à la limitation d'une accumulation de pression annulaire, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à 20 même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former un fluide de traitement moussé. Chacun des modes de réalisation A, B et C peut avoir un ou plusieurs des éléments supplémentaires suivants, selon une combinaison quelconque : Élément 1 : le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : 25 un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Élément 2 : l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. Élément 3 : le fluide 30 de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. Élément 4 : le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Élément 5 : l'agent gélifiant est un biopolymère. Élément 6 : le tensioactif de mousse contient au moins l'un d'un tensioactif amphotère, d'un tensioactif cationique, d'un tensioactif anionique et de leurs combinaisons. Élément 7 : le tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de 35 bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (SLS), de poly(oxyéthylène) d'alcools gras, de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de 3040391 20 sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther et de leurs combinaisons. Élément 8 : le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. Élément 9 : la qualité de la mousse est comprise entre 5 % du volume 5 en gaz à environ 99 % du volume en gaz. Élément 10 : le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Élément 11 : le fait de comprendre en outre l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; et l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage, le fluide 10 de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage. Élément 12 : le fait de comprendre en outre l'utilisation d'un mélangeur servant à combiner les composants et d'une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire du puits de forage. Bien que les modes préférés de réalisation particuliers de la présente invention aient été 15 illustrés et décrits, l'homme du métier pourra leur apporter des modifications sans s'éloigner des enseignements de l'invention. Les modes de réalisation décrits ici n'ont que valeur d'exemple, et ne visent pas à être limitatifs. Des variantes et des modifications de l'invention décrite ici sont possibles et font partie de l'invention. L'utilisation du terme « éventuellement » à l'égard de tout élément d'une revendication vise à signifier que l'élément en question est requis, ou sinon, non 20 requis. Lorsque deux alternatives sont mentionnées dans une revendication, ces deux alternatives doivent être comprises comme faisant partie de la portée de la revendication. De nombreuses autres modifications, équivalents et variantes seront apparents aux spécialistes du domaine une fois que la divulgation susmentionnée aura été totalement comprise. On vise à ce que les revendications suivantes soient interprétées pour englober toutes ces 25 modifications, équivalents ou variantes lorsque cela est applicable. REVENDICATIONS1. Procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire, caractérisé en ce que ledit procédé comprend : la fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, qui comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire (24) d'un puits de forage (12). 2. Procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire, caractérisé en ce que ledit procédé comprend : la préparation d'un fluide de traitement moussé, en combinant un fluide de base aqueux avec : un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire (24) d'un puits de forage (12). 3. Procédé selon la revendication 2, comprenant en outre l'utilisation d'un mélangeur servant à combiner les composants et d'une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire (24) du puits de forage (12). 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère 3040391 22 hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications I à 5, dans lequel le fluide 5 de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'agent gélifiant est un biopolymère. 10 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le tensioactif de mousse contient au moins l'un d'un tensioactif amphotère, d'un tensioactif cationique, d'un tensioactif anionique et de leurs combinaisons. 10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel le tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de 15 laurylsulfate de sodium (SLS), de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther et de leurs combinaisons. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, dans lequel le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration 20 d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. 12. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, dans lequel la qualité de la mousse est comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. 13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, 25 d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. 14. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13, comprenant en outre l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire (24) du puits de forage (12) ; et l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire (24) du puits de forage (12), le fluide de traitement séparant la composition de 30 ciment du fluide de forage. 3040391 23 15. Fluide de traitement moussé convenant à la limitation d'une accumulation de pression annulaire, caractérisé en ce que le fluide de traitement moussé comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère 5 hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former le fluide de traitement moussé.