(57)【要約】  石油、天然ガスおよび／または水を採掘するための地下設備または設備部材内の、アルカリ土類金属硫酸塩を含む堆積物を、メタンスルホン酸を含む水性配合物で処理して溶解する方法。【特許請求の範囲】
【請求項１】
石油および／または天然ガスおよび／または水を地下の地層から採掘するための地下設備もしくは設備部材内の、アルカリ土類金属硫酸塩を含む堆積物を、該堆積物を溶解するための水性配合物を前記地下設備に押し込んで、該堆積物に作用させて溶解するための方法であって、前記水性配合物が、少なくとも
（Ｉ）水１５質量％〜９８．９８質量％
（ＩＩ）メタンスルホン酸１質量％〜７５質量％
（ＩＩＩ）少なくとも１種の水混和性有機溶媒０．０１質量％〜５質量％、ならびに
（ＩＶ）少なくとも１種の腐食防止剤０．０１質量％〜５質量％を含んでいて、
前記使用される配合物のｐＨ値が２．５以下であり、かつ成分（Ｉ）、成分（ＩＩ）、成分（ＩＩＩ）および成分（ＩＶ）の合計が、すべての構成成分の合計に対して少なくとも８０質量％であることを特徴とする前記方法。
【請求項２】
前記堆積物が、硫酸カルシウム、硫酸ストロンチウムおよび／または硫酸バリウムを含むことを特徴とする、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
前記堆積物が、硫酸ストロンチウムおよび／または硫酸バリウムを含んでいる堆積物であることを特徴とする、請求項１に記載の方法。
【請求項４】
前記地下の地層が、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+およびＢａ2+の群から選択される溶解したイオンを有する地層水を含んでおり、かつ前記設備もしくは設備部材が、前記方法の実施の間、前記地層水と接触することを特徴とする、請求項１から３までのいずれか１項に記載の方法。
【請求項５】
前記設備が、坑井および／または隣接する貯留岩であることを特徴とする、請求項１から４までのいずれか１項に記載の方法。
【請求項６】
前記坑井が、前記方法の実施の間、地層から遮断されないことを特徴とする、請求項５に記載の方法。
【請求項７】
地層水の前記坑井への流れ込みを、該地層水の圧と同じ、または該圧よりも大きい圧をかけることにより防ぐことを特徴とする、請求項６に記載の方法。
【請求項８】
前記水性配合物が、少なくとも
（Ｉ）水４４質量％〜９４．８質量％
（ＩＩ）メタンスルホン酸５質量％〜５０質量％、
（ＩＩＩ）少なくとも１種の水混和性有機溶媒０．１質量％〜３質量％、ならびに
（ＩＶ）少なくとも１種の腐食防止剤０．０１質量％〜３質量％
を含むことを特徴とする、請求項１から７までのいずれか１項に記載の方法。
【請求項９】
前記水性配合物が、少なくとも
（Ｉ）水６６質量％〜８３．６質量％、
（ＩＩ）メタンスルホン酸１６質量％〜３０質量％、
（ＩＩＩ）少なくとも１種の水混和性有機溶媒０．２質量％〜２質量％、ならびに
（ＩＶ）少なくとも１種の腐食防止剤０．２質量％〜２質量％
を含むことを特徴とする、請求項１から７までのいずれか１項に記載の方法。
【請求項１０】
前記水混和性有機溶媒が、エタノール、ｎ−プロパノール、ｉ−プロパノール、ｎ−ブタノール、ｉ−ブタノール、グリコールまたはグリコールエーテルの群から選択される少なくとも１種の水混和性有機溶媒であることを特徴とする、請求項１から９までのいずれか１項に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、石油、天然ガスおよび／または水を採掘するための地下設備または設備部材内のアルカリ土類金属硫酸塩を含む堆積物を、メタンスルホン酸を含む水性配合物で処理して溶解する方法に関する。
【０００２】
石油および／または天然ガスの採掘の過程で、石油層（Ｅｒｄｏｅｌｆｏｒｍａｔｉｏｎ）それ自体内に、地下設備部材、例えば、金属管で内張りされた坑井内に、ならびに地上の設備部材、例えば、セパレータ内に、無機または有機物質の固形堆積物が形成することがある。このような堆積物の形成は、きわめて望ましくない、それというのは、この堆積物が、石油の採掘を少なくとも妨げ、極端な場合には、関係する設備部材を完全に詰まらせることがあるからである。
【０００３】
石油または天然ガスの採掘の過程で、通常、石油および／または天然ガスが採掘されるだけでなく、多かれ少なかれ大量の塩分を含んだ水も採掘される。これは、地層中に含まれている水または濃縮水であってよい、または注入ボーリングによって圧力を維持するために地下の地層に注入された水であってもよい。塩分を含んだ水は、熱水が採掘される地熱エネルギー生産でも採掘されることがあり、ここで、注入ボーリングにより冷水が岩層に注入されて、生産井（Ｆｏｅｒｄｅｒｂｏｈｒｕｎｇ）により温水が取り出される。
【０００４】
難溶性の無機塩の堆積物、例えば、炭酸カルシウムまたは硫酸カルシウム、硫酸ストロンチウムまたは硫酸バリウムの堆積物が形成することがある、それというのは、自然に与えられた条件（高圧、高温）下の岩層では、標準条件（１ｂａｒ、室温）下よりも高い濃度の前記塩が地層水中に溶解されることがあるからである。無機塩に飽和した地層水が、地表までの途中で比較的低い温度および／または比較的低い圧力の構造帯（Ｚｏｎｅｎ）に到達すると、難溶性塩は、例えば、なおも地層それ自体内に、生産井の金属内張りの内表面に、または地上の設備部材、例えばパイプラインまたはセパレータにも沈殿することがある。さらに、互いに非相溶な（ｉｎｋｏｍｐａｔｉｂｌｅ）水、例えば、注入された水と地層水とが互いに混合して、ここで固形物が沈殿することによって、堆積物が形成されることがある。
【０００５】
地上の設備部材は、比較的容易に手が届き、根本的に機械により洗浄することができる。したがって、このような設備部材の洗浄は、一般に問題にはならない。
【０００６】
地中の設備部材、特に坑井それ自体または貯留岩（Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｇｅｓｔｅｉｎ）内の不純物の洗浄は、比較的大きな問題になる。
【０００７】
坑井または貯留岩内の炭酸塩の堆積物は、比較的容易に酸、例えば、ＨＣｌを使用して溶解することができる一方、硫酸塩の堆積物、特に硫酸カルシウム、硫酸ストロンチウムおよび硫酸バリウムの除去は、大きな問題になる、それというのは、これらが、ＨＣｌにはほとんど不溶であるからである。
【０００８】
したがって、坑井に埋め込むことができ、かつ堆積物を検出して除去することができる装置、例えば、ＵＳ６，８８６，４０６に開示されているような超音波技術を使用する装置が公知である。しかし、このような技術は、比較的費用がかかる。
【０００９】
さらに、特定の配合物を使用して坑井内の不純物を溶解させることが公知である。
【００１０】
ＵＳ２，８７７，８４８は、坑井内の堆積物、例えばＢａＳＯ4を溶解するための、錯体形成剤ＥＤＴＡもしくはその塩の使用を開示している。任意に、前記配合物に、非イオン性界面活性剤を添加してよい。
【００１１】
ＵＳ４，９８０，０７７は、ｐＨ値８〜１４で０．１〜１ｍｏｌ／ｌの濃度の、錯体形成剤であるポリアミノカルボン酸によるアルカリ土類金属硫酸塩の堆積物の溶解方法を開示している。前記錯体形成剤は、ＥＤＴＡまたはＤＴＰＡであってよい。この配合物は、さらにシュウ酸イオンを０．１〜１ｍｏｌ／ｌの濃度で含んでいる。
【００１２】
ＵＳ５，２８２，９９５は、アルカリ性溶媒中のポリアミノカルボン酸、例えばＥＤＴＡまたはＤＴＰＡによるアルカリ土類金属硫酸塩の堆積物の溶解方法を開示している。この配合物は、さらにギ酸イオンを含んでいる。
【００１３】
ＵＳ５，５４８，８６０は、アルカリ性溶媒中のポリアミノカルボン酸、例えばＥＤＴＡまたはＤＴＰＡによるアルカリ土類金属硫酸塩の堆積物の溶解方法を開示している。この配合物は、さらにシュウ酸アニオン、チオ硫酸アニオン、サリチル酸アニオンまたはニトリロ酢酸アニオンの群から選択される１つの共力剤（Ｓｙｎｅｒｇｉｓｔｅｎ）を含んでいる。剥離は、超音波により促進される。
【００１４】
しかし、錯体形成剤、例えばＥＤＴＡまたはＤＴＰＡのアルカリ性溶液の使用は、多くの欠点を伴う。
【００１５】
アルカリ土類金属イオン、例えば、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+および／またはＢａ2+ならびにＨＣＯ3-を含む鉱水（Ｌａｇｅｒｓｔａｅｔｔｅｎｗａｓｓｅｒ）は、比較的低いｐＨ値を有している。錯体形成剤のアルカリ性溶液を坑井に注入すると、このアルカリ性溶液の少なくとも一部と鉱水とが混合する。ここで、二次沈殿物（Ｓｅｋｕｎｄａｅｒａｕｓ  ｆａｅｌｌｕｎｇｅｎ）、例えば、Ｍｇ（ＯＨ）2、Ｃａ（ＯＨ）2またはＣａＣＯ3の二次沈殿物が生じ、これらは、地層および／または坑井を詰まらせることがある。さらに、効率が低い：前記錯体形成剤は、まず前記溶液中に存在するアルカリ土類金属イオンを錯化して、さしあたり前記堆積物に作用しない。
【００１６】
したがって、鉱水と前記錯体形成剤のアルカリ性溶液とが混合するのを防ぐための措置が講じられねばならない。そのためには、例えば、坑井を１つ前の工程において洗浄液で洗浄することができる、および／または鉱水が坑井に侵入しないように坑井を閉鎖することができる。これは、例えば、坑井の内張りの穿孔（Ｐｅｒｆｏｒｉｅｒｕｎｇｅｎ）を閉鎖するインサートを用いて機械的に行うことができる。このような措置は、当然、余分な費用を意味する。
【００１７】
ＷＯ２００６／０９２４３８Ａ１は、石油採掘において、地中の、石油または天然ガスを帯びている（ｅｒｄｏｅｌ−  ｏｄｅｒ  ｅｒｄｇａｓｆｕｅｈｒｅｎｄ）炭酸塩岩層の透過性を高めるため、ならびに炭酸塩不純物および／または炭酸塩含有の不純物を溶解するために、水溶性のアルカンスルホン酸の使用を開示している。硫酸塩含有の堆積物の溶解は、記載されていない。
【００１８】
先行出願ＵＳ６１／４７５５３１は、ＭＧＤＡ、ＮＴＡ、ＨＥＤＴＡ、ＧＬＤＡ、ＥＤＴＡまたはＤＴＰＡの群から選択される少なくとも１種の錯体形成剤３〜１５質量％、ならびに少なくとも１種の酸３〜１５質量％を含む水性配合物による表面の堆積物の溶解法を開示している。前記酸は、例えば、メタンスルホン酸であってよい。前記配合物のｐＨ値は、３〜９である。前記堆積物は、例えば、ＣａＣＯ3またはＣａＳＯ4であってよい。堆積物が除去される表面は、例えば、タービン、船殻、太陽熱集熱器、浸透膜、加熱エレメント、反応器、石油鉱床、井戸（Ｗａｓｓｅｒｂｏｈｒｕｎｇｅｎ）、地熱井または石油井の表面であってよい。
【００１９】
本発明の課題は、石油、天然ガスまたは水を採掘するための地下設備もしくは設備部材内のアルカリ土類金属硫酸塩の堆積物を取り除くための、改善された方法を提供することであり、この方法は、二次堆積物の原因となる欠点を有していない。
【００２０】
石油および／または天然ガスおよび／または水を地下の地層から採掘するための地下設備もしくは設備部材内の、アルカリ土類金属硫酸塩を含む堆積物を、この堆積物を溶解するための水性配合物を前記地下設備に押し込んで、この堆積物に作用させて溶解するための方法であって、前記水性配合物が、少なくとも
（Ｉ）水１５質量％〜９８．９８質量％、
（ＩＩ）メタンスルホン酸１質量％〜７５質量％、
（ＩＩＩ）少なくとも１種の水混和性有機溶媒０．０１質量％〜５質量％、ならびに
（ＩＶ）少なくとも１種の腐食防止剤０．０１質量％〜５質量％
を含んでいて、前記使用される配合物のｐＨ値が２．５以下であり、かつ前記成分（Ｉ）、成分（ＩＩ）、成分（ＩＩＩ）および成分（ＩＶ）の合計が、すべての構成成分の合計に対して少なくとも８０質量％である前記方法。
【００２１】
前記方法の好ましい実施態様では、地下設備は、坑井または貯留岩であり、坑井が特に好ましい。
【００２２】
前記方法の同じく好ましい実施態様では、地下の地層は、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+およびＢａ2+の群から選択される溶解したイオンを有する地層水を含んでおり、かつ前記設備もしくは設備部材は、前記方法の実施の間、前記地層水と接触する。
【００２３】
本発明に関して、以下に詳細を説明する：
本発明による方法の実施のために、少なくとも成分（Ｉ）、成分（ＩＩ）、成分（ＩＩＩ）および成分（ＩＶ）を含む水性配合物が使用される。成分（Ｉ）〜（ＩＶ）の他に、使用される配合物は、任意にさらなる成分を含んでいてよい。
【００２４】
成分（Ｉ）として、前記配合物は水を含んでいる。
【００２５】
成分（ＩＩ）として、前記配合物は、メタンスルホン酸を含んでいる。メタンスルホン酸は、例えば、純粋な形で、または約７０質量％水溶液として市販されている。
【００２６】
成分（ＩＩＩ）として、前記配合物は、少なくとも１種の水混和性有機溶媒を含んでいる。前記設備もしくは設備部材内で溶解される堆積物は、通常、堆積物の迅速な分解を妨げる油で湿潤されている。したがって、有機溶媒は、迅速な分解を可能にするものである。使用される溶媒は、完全または部分的にだけでも水混和性であってよい。使用される濃度で、および使用条件下に、水と有機溶媒との相分離が起こらないことが、最低条件である。
【００２７】
好適な有機溶媒の例には、アルコール、例えば、エタノール、ｎ−プロパノール、ｉ−プロパノール、ｎ−ブタノール、ｉ−ブタノール、グリコール、例えば、エチレングリコール、ジエチレングリコール、プロピレングリコールまたはグリコールエーテル、例えば、エチレングリコールモノブチルエーテルが含まれる。当然、複数の種々の水混和性有機溶媒の混合物が使用されてもよい。
【００２８】
成分（ＩＶ）として、前記配合物は、少なくとも１種の腐食防止剤を含んでいる。好適な腐食防止剤の例には、ポリエーテルホスフェート、ブチンジオール、ブチンジオールアルコキシレートまたはアルキルホスフェートが含まれる。当然、複数の種々の腐食防止剤の混合物が使用されてもよい。
【００２９】
本発明によれば、使用される配合物のｐＨ値は、２．５以下、好ましくは２以下、特に好ましくは１以下である。ｐＨ値は、根本的に当業者に公知の方法でメタンスルホン酸の濃度により簡単に調節することができる。
【００３０】
前記配合物のさらなる（任意に存在する）成分の例には、メタンスルホン酸の他にさらなる酸、例えば、塩酸、フッ化水素酸、ギ酸または酢酸または界面活性剤が含まれる。錯体形成剤は、特殊な場合では、さらなる成分としてわずかな量で存在してよい、しかし、存在していないのが好ましい。
【００３１】
本発明によれば、前記配合物は、成分（Ｉ）〜（ＩＶ）を以下の量で含んでいる（すべて質量％）：
（Ｉ）水１５〜９８．９８
（ＩＩ）メタンスルホン酸１〜７５
（ＩＩＩ）有機溶媒０．０１〜５
（ＩＶ）腐食防止剤０．０１〜５。
【００３２】
好ましくは、以下の量が使用されてよい（すべて質量％）：
【表１】
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【００３３】
本発明によれば、成分（Ｉ）、成分（ＩＩ）、成分（ＩＩＩ）および成分（ＩＶ）の合計は、すべての構成成分の合計に対して少なくとも８０質量％、好ましくは少なくとも９０質量％、特に好ましくは少なくとも９５質量％、殊に好ましくは１００質量％である、つまり、成分（Ｉ）〜（ＩＶ）の他に、さらなる成分は前記配合物中に存在していない。さらなる成分がそもそも存在する場合、その量は、さらに通常、成分（ＩＩ）、成分（ＩＩＩ）および成分（ＩＶ）の量の５０質量％を、好ましくは２５質量％を、特に好ましくは１０質量％を上回らない。
【００３４】
本発明による方法では、前記配合物は、石油および／または天然ガスおよび／または水を地下の地層から採掘するための地下設備もしくは設備部材内のアルカリ土類金属硫酸塩を含む堆積物を溶解するために使用される。
【００３５】
前記地下の地層は、地下の石油鉱床および／または天然ガス鉱床であってよく、ここで、石油鉱床もしくはガス鉱床は、石油および／または天然ガスの他に、多かれ少なかれ大量の塩分を含んだ地層水を含んでいる。前記鉱水は、天然起源のものであってよい、または地層に注入された水であってもよい。地層に注入するために淡水または塩水が使用されてもよい。例えば、塩水は、海水であってよい、または再び注入される採掘された鉱水であってもよい。
【００３６】
前記地層水は、特にアルカリ金属イオンおよびアルカリ土類金属イオン、ならびにアニオンとしてハロゲン化物イオン、特に塩化物イオン、ならびに別のイオン、例えば、硫酸イオンであってよい。特に、溶解されたアルカリ土類金属イオン、特に、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+およびＢａ2+の群から選択されるアルカリ土類金属イオン、ならびにさらに溶解されたＳＯ42-を含んでいる地層水である。
【００３７】
さらに、水だけが採掘される地層であってもよい。この水は、地層内の天然の水であってよい、または地層に注入された、例えば、地熱エネルギー生産のための水であってよい。
【００３８】
前記地下設備もしくは設備部材は、地下の地層と地表とを水圧によりつなぐ地下に配置された設備部材である、つまり、石油、天然ガスおよび水のための地層から地表までの流路（Ｆｌｉｅｓｓｗｅｇ）を確保する設備もしくは設備部材である。これは、特に、坑井の通常の内部構造体を含む坑井であり、例えば、鋼管の坑井内壁、生産ストリング（Ｆｏｅｒｄｅｒｓｔｒａｅｎｇｅ）、排気管（ｔａｉｌｐｉｐｅｓ）、ならびにそれらの設備またはポンプ部材、例えば、回転子、固定子またはポンプカラム（Ｐｕｍｐｅｎｇｅｓｔａｅｎｇｅ）である。貯留岩、特に坑井を取り囲んでいる貯留岩であってもよい。坑井、特に鋼管で内張りされた坑井であるのが特に好ましい。
【００３９】
前記堆積物は、アルカリ土類金属硫酸塩のあらゆる種類を含む堆積物であってよい。例えば、ＣａＳＯ4、ＣａＳＯ4・１／２Ｈ2Ｏ、ＣａＳＯ4・２Ｈ2Ｏ、ＳｒＳＯ4またはＢａＳＯ4が含まれる。
【００４０】
前記アルカリ土類金属硫酸塩の他に、前記堆積物は、さらに別の成分を含んでいることがある。ここに挙げられるのは、一方では、炭酸塩の堆積物、例えば、ＣａＣＯ3および／またはＭｇＣＯ3堆積物である。他方、前記堆積物は、油および／または油成分、例えば、パラフィン、アスファルト（Ａｓｐｈａｌｔｅｎｅｎ）またはナフテン酸塩、または腐食防止剤の残留物が混ざっていることがある。
【００４１】
前記堆積物は、前記設備もしくは設備部材の内壁、特に、坑井の内壁に存在していることがある。しかし、前記堆積物は、例えば、坑、例えば、地層との水圧による接続部の坑井の穿孔を完全にまたは部分的にふさいでいることもある。堆積物は、坑井の周辺範囲の地層内にも存在していることがある。このような堆積物は、坑井への炭化水素の運搬を妨げる。
【００４２】
本発明による方法は、上述の配合物を、前記地下設備もしくは設備部材に、特に坑井ならびに任意には貯留岩に押し込み、前記堆積物に作用させることによって行われる。これは、通常のポンプを用いて行うことができ、圧力は、状況に応じて当業者により選択される。当業者は、圧力を用いて、前記配合物が、前記設備もしくは設備部材に、または場合により、穿孔によって地層に侵入できる程度に影響を及ぼすことができる。
【００４３】
アルカリ金属硫酸塩を含む堆積物は、メタンスルホン酸を含む水性配合物の影響下に溶解する。作用時間は、所望の結果に応じて当業者によって決められる。作用時間は、特に１時間〜３００時間、好ましくは２時間〜２００時間であってよいが、本発明はこの時間に制限されることはない。前記配合物を特定の温度に予熱することも考えられる。通常、前記配合物は、前記設備もしくは設備部材内で、これらの設備もしくは設備部材に一般的な温度に熱せられ、この温度は、通常、均一ではなく、例えば、坑井の深さに応じて変化するものである。
【００４４】
本発明の好ましい実施態様では、前記地下の地層は、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+およびＢａ2+の群から選択される溶解したイオンを有する地層水を含んでおり、ここで、前記設備もしくは設備部材は、前記方法の実施の間、この地層水と接触する。
【００４５】
本発明の実施態様では、前記設備もしくは設備部材、例えば、坑井は、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+およびＢａ2+の群から選択されるイオンの残部をなおも含む地層水を含んでいることがある。前記設備もしくは設備部材を、本発明により使用される配合物と接触させる前にあらかじめ洗浄する必要がないことが、本発明の特別な利点である、それというのは、前記酸性のメタンスルホン酸配合物は、上述のイオンを有する沈殿物をもたらさないからである。
【００４６】
さらに、前記設備もしくは設備部材は、前記方法の実施の間、なおも水圧により前記地層と接触していることがあるため、地層水は、なおも前記設備もしくは設備部材に流れ込むことがあり、前記酸性配合物と混合することがある。前記設備または設備部材を完全に水圧により地層から隔離する必要はない。
【００４７】
本発明の特に好ましい実施態様では、坑井の処理では、坑井は、地層から遮断されるのではなく、地層との接続は、例えば、坑井内壁の穿孔により開状態である。この実施態様では、Ｍｇ2+、Ｃａ2+、Ｓｒ2+およびＢａ2+の群から選択されるイオンを含む地層水の坑井への流れ込みを、地層水の圧と同じ、または地層水の圧よりも大きい圧をかけることにより少なくとも部分的に有利に防ぐことができる。ほとんど同じ圧の場合、それにもかかわらず、前記接触箇所では、酸性配合物と地層水とが、ある程度混合することになる。同様に、地層水との混合が起こりうる圧の場合、前記酸性配合物は地層に流れ込むことがある。しかし、錯体形成剤を有するアルカリ性配合物と比べて、地層を詰まらせうる二次沈殿物は、生じない。
【図面の簡単な説明】
【００４８】
【図１】硫酸塩堆積物に対する、塩酸、メタンスルホン酸ならびに錯体形成剤を含む市販の洗浄剤の性能の室温での試験結果を示す図
【図２】硫酸塩堆積物に対する、塩酸、メタンスルホン酸ならびに錯体形成剤を含む市販の洗浄剤の性能の６０℃での試験結果を示す図
【図３】硫酸塩堆積物に対する、塩酸、メタンスルホン酸ならびに錯体形成剤を含む市販の洗浄剤の性能の９０℃での試験結果を示す図
【００４９】
本発明を以下の例により詳しく説明する。
【００５０】
以下の試験では、硫酸塩堆積物に対する、塩酸、メタンスルホン酸ならびに錯体形成剤を含む市販の洗浄剤の性能を試験した。
【００５１】
使用した材料：
（Ａ）塩酸、１０質量％水溶液
（Ｂ）メタンスルホン酸、２０質量％水溶液
（Ｃ）市販の堆積物溶解剤（Ａｂｌａｇｅｒｕｎｇｓｌｏｅｓｅｒ）（ＳＲＷ  ８５２４７  Ｂａｋｅｒ  Ｐｅｔｒｏｌｉｔｅ）、錯体形成剤のジナトリウムエタノールジグリシン３０〜６０質量％、ならびにＮａＯＨ水溶液１〜５質量％を含んでいる、水で２０質量％に希釈した洗浄剤、ｐＨ１０、
（Ｄ）（Ｃ）と同じ市販の堆積物溶解剤、水およびＨＣｌで２０質量％に希釈、ｐＨ５。
【００５２】
硫酸カルシウム粉末（Ａｆｌａ  Ａｅｓａｒ）
一般的な試験指示：
硫酸カルシウム粉末それぞれ２ｇを、溶解剤（Ａ）、（Ｂ）、（Ｃ）もしくは（Ｄ）それぞれ４０ｍｌと一緒に、テフロンで内張りされた密閉の鋼製容器に種々の温度および１６８時間（つまり、１週間）までの種々の時間で保管した。試験終了および室温まで冷却した後、溶液中のＣａ含有量をそれぞれ分析した。そのためには、溶解したＣａ2+を沈殿させないために前記鋼製容器中の混合物にＥＤＴＡを添加し、非常に細かいフィルター（０．２μｍフィルター）でろ別した。このろ過液を分析に使用した。試験は、室温、６０℃および９０℃で実施した。
【００５３】
結果を、図１、図２、図３にまとめる。
【００５４】
結果は、錯体形成剤およびＮａＯＨを含んでいる（ｐＨ１０）の溶解剤（Ｃ）が、カルシウムに対して優れた溶解力を有していることを示している。二次沈殿物の問題を回避するために、このような溶解剤をｐＨ５に酸性化した場合（試験（Ｄ））、この溶解剤は、きわめてわずかな作用しか示さない。
【００５５】
塩酸およびメタンスルホン酸は、類似した作用を有しているが、メタンスルホン酸は、周知の通り、メタンスルホン酸よりも明らかに腐食性が低い。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【国際調査報告】
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