DE69208288T2

DE69208288T2 - Korrosioninhibierung in stark sauren Umgebungen

Info

Publication number: DE69208288T2
Application number: DE69208288T
Authority: DE
Inventors: Eddie C French; Michael J Zetlmeisl
Original assignee: Petrolite Corp
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 1991-05-29
Filing date: 1992-05-08
Publication date: 1996-08-01
Anticipated expiration: 2012-05-09
Also published as: CA2067313C; EP0517376A1; DE69208288D1; US5169598A; EP0517376B1; ES2083681T3; CA2067313A1

Description

Hintergrund der Erfindung:

1. Gebiet der Erfindung

Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist die Korrosionshemmung in sauren, wäßrigen Medien und ganz besonders die Korrosionshemmung von eisenhaltigen Oberflächen in Raffineriekopfproduktströmen und Destillationskolonnen.

2. Beschreibung des Standes der Technik

Es wurde lange nach einer Lösung für das häufige und schwierige Problem der Korrosion von eisenhaltigen Oberflächen in Ölraffinerie-Kopfproduktströmen (besonders der Rohöldestillationsanlage und Vakuumdestillationskolonne) und anderen Destillationskolonnen gesucht. Die Lösung des Problems war besonders schwierig, weil diese Produktströme stark sauer sind, wobei sie typischerweise einen pH von weniger als 1 bis ungefähr 3 haben und bei Temperaturen aufrechterhalten werden, die über ungefähr 93ºC (200ºF) hinausgehen. Im Gegensatz dazu werden herkömmliche Korrosionshemmer im allgemeinen in Umgebungen eingesetzt, die durch weit weniger harsche Bedingungen gekennzeichnet sind. So werden zum Beispiel Korrosionshemmer, die in Ölfeld-Pipelines eingesetzt werden, im allgemeinen nicht als zufriedenstellende Korrosionshemmer für Raffineriekopfproduktströme und Destillationskolonnen angesehen, weil erstens die ungleiche Beschaffenheit der Ölfeld-Pipeline- und Raffinerie/-Destillationstechnik zu einem Unvermögen führt, die Anwendung von Korrosionshemmern von einer Technik zur anderen zu berücksichtigen, aber auch, weil ölfeld-Pipelines üblicherweise nicht stark sauer sind (sie haben selten, wenn überhaupt, einen pH unter ungefähr 4) und sich im allgemeinen bei Umgebungstemperaturen befinden. Folglich wird die Wirksamkeit von Ölfeld-Korrosionshemmern unter stark sauren Bedingungen bei hoher Temperatur, welche an sich die Korrosionsraten dramatisch erhöhen, nicht anerkannt.
Demgemäß, während die Raffinerie- und Destillationsproduktströme die starke Säure HCl einschließen, mit der die Korrosion darin verbunden ist, und bei einer Temperatur von mindestens ungefähr 93ºC (200 ºC) und häufiger so hoch wie 149ºC (300ºF) oder höher aufrechterhalten werden, wird die Korrosion von Ölfeld- Pipelines aufgrund des Vorliegens von Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid mit schwachen Säuren verbunden, und typische Pipeline-Temperaturen liegen unter 38ºC (100ºF).
Da gefunden wurde, daß Korrosionshemmer unter den Bedingungen eines niedrigen pH-Wertes und hoher Temperatur der Raffineriekopfproduktströme und Destillationskolonnen nicht zufriedenstellend waren, war es üblich zu versuchen, mindestens das Aziditätsproblem durch Neutralisieren des Produktstromes durch Zugabe von Ammoniak oder bestimmten organischen Ammen, wie zum Beispiel Ethylendiamin, zu lösen, um den pH vor Zugabe des Korrosionshemmers über 4 (im allgemeinen auf ungefähr 6) zu bringen. Es wurde gefunden, daß diese Technik nicht zufriedenstellend ist, nicht nur wegen des erforderlichen zusätzlichen Behandlungsschrittes und des zusätzlichen Additivs, sondern auch, weil die dem Produktstrom zugesetzten Amine dazu neigen, korrosive HCl-Salze zu bilden, welche dazu neigen, das Problem zu verschlimmern und zu korrodieren. Dennoch sind großtechnische Prozesse, die weder Ammoniak noch organisches Amin verwenden, nahezu unbekannt. Folglich haben Bemühungen, geeignete Korrosionshemmer für derartige Applikationen zu finden, typischerweise keine vollkommen zufriedenstellenden Ergebnisse erbracht.
Demgemäß, obwohl U.S.-Patente 4,332,967 und 4,393,026 (beide an Thompson et al.) erwähnen, daß die darin beschriebenen Verbindungen auf Raffinerien oder Destillationskolonnen anwendbar sein könnten, wird nicht erkannt, daß Korrosionshemmer für Ölfeld-Pipelines allgemein für Raffineriekopfproduktströme anwendbar sind, besonders ohne zuerst die HCl in derartigen Produktströmen zu neutralisieren. Thompson et al. erwähnen auch (in Spalte 20, Zeilen 29 - 33 von '967 und Spalte 20, Zeilen 4 - 8 von '026), daß die darin beschriebenen Korrosionshemmer in Systemen von 'hoher Temperatur, hohem Druck und hoher Azidität, besonders in tiefen Bohrlöchern und ganz besonders in tiefen Erdgasquellen', wirksam sind. Es wird jedoch erkannt, daß die Azidität von derartigen Bohrlöchern/Quellen nicht unter ungefähr pH 3,5, im allgemeinen nicht unter pH 4 liegt.
Folglich schlagen Thompson et al. nicht vor, daß die darin beschriebenen Zusammensetzungen bei niedrigeren pH-Werten (wie sie in Raffineriekopfprodukten gefunden werden) wirksam wären, oder daß ihre Verwendung in Raffinerien auf eine andere Weise als in der herkömmlichen Standardtechnik vorgenommen wurde, welche die Zugabe von Ammoniak oder Amin zur Erhöhung des pH über 4 (mit den damit verbundenen Problemen) fordert. Allgemeiner wurde gefunden, daß herkömmliche Korrosionshemmer, wie zum Beispiel in US-A-3 819 328 beschrieben, entweder unwirksam oder empfänglich dafür sind, unter den stark sauren Bedingungen der Raffineriekopfprodukte in unerwünschte Seitenreaktionen einzutreten. Während darüber hinaus Kombinationen von Neutralisationsmitteln, Filmbildungshemmern und Wasserwäschen mit wasserlöslichen Filmbildungshemmern in Kopfprodukten eingesetzt wurden, wurde keine zufriedenstellende Lösung für die interne Kolonnenkorrosion gefunden.
Folglich werden Korrosionshemmer benötigt, die bei den
Bedingungen des niedrigen pH-Wertes und der hoher Temperatur von Raff ineriekopfproduktströmen ohne die Notwendigkeit zum Neutralisieren der HCl in diesen Produktströmen wirksam sind.

Zusammenfassung der Erfindung

Erfindungsgemäß ist ein Verfahren zum Hemmen der Korrosion von eisenhaltigen Oberflächen in einem sauren, wäßrigen Medium mit einer Temperatur von mindestens 93º (200º F) vorgesehen, das den Einbau in das Medium einer korrosionshemmenden Menge eines Korrosionshemmers umfaßt, der ein Reaktionsprodukt aufweist, das durch Mischen in äquimolaren Anteilen ±20% und gemeinsames Reagieren eines Aldehyds und einer Verbindung erhalten wird, die der folgenden Formel entspricht.
worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind, R&sup4; H, Alkyl, Hydroxyalkyl oder (Alkylen-NH)nH ist, worin n mindestens 1 ist, und x 2 oder 3 ist.
Erfindungsgemäß ist auch ein Verfahren zum Hemmen der Korrosion von eisenhaltigen Oberflächen in einem sauren, wäßrigen Medium mit einer Temperatur von mindestens 93ºC (200ºF) vorgesehen, das den Einbau in das Medium einer korrosionshemmenden Menge eines Korrosionshemmers umfaßt, der eine Verbindung aufweist, die der folgenden Formel entspricht:
worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind und x 2 oder 3 ist.
Unter den verschiedenen Vorteilen, von denen gefunden wurde, daß sie anhand der vorliegenden Erfindung erreicht werden können, kann deshalb die Bereitstellung eines Verfahrens zum Hemmen der Korrosion in stark sauren, wäßrigen Medien und die Bereitstellung eines Verfahrens zum Hemmen der Korrosion in diesen Medien, ohne zuerst neutralisierende Amine einführen zu müssen, zur Kenntnis genommen werden.

Beschreibung der bevorzugten Ausbildungsformen:

Erfindungsgemäß wurde entdeckt, daß Einführen in ein stark saures, wäßriges Medium eines Reaktionsprodukts, das durch Mischen in äquimolaren Anteilen ± 20% und gemeinsames Reagieren eines Aldehyds und einer Verbindung erhalten wird, die der folgenden Formel entspricht:
worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind, R&sup4; H, Alkyl oder (Alkylen-NH)nH ist, worin n mindestens 1 ist, und x 2 oder 3 ist, auf erhebliche Weise die Korrosion von eisenhaltigen Oberflächen in dem Medium hemmt, ohne den pH anheben oder die Temperatur des Mediums senken zu müssen. Dieses Verfahren ist besonders für Rohölanlagen oder Vakuumkolonnenkopfprodukte und Destillationskolonnen von Ölraffinerieproduktströmen geeignet. Darüber hinaus ist es besonders vorteilhaft zum internen Schutz der Kolonnen, wo eine Korrosionshemmung besonders schwer zu erreichen war.
U.S.-Patente 4,332,967 und 4,393,026, beide an Thompson et al., beschreiben die Herstellung der oben durch Formel (I) bestimmten Zusammensetzung und korrosionshemmende Nützlichkeit dieser Zusammensetzung, besonders in Ölfeld- Pipelines und Bohrlöchern. Diese Patente weisen auch darauf hin, daß die darin beschriebenen Zusammensetzungen auf Raffinerien anwendbar sein könnten. Es wurde später gefunden, daß das Reagieren der durch Formel (I) definierten Zusammensetzung (worin R&sup4; und R² Wasserstoff sind, R³ Methyl ist und x 2 ist) mit Isobutyraldehyd ein Produkt von überlegener Wirksamkeit in Ölfeld-Pipelines ergeben kann, und daß das Produkt als ein Korrosionshemmer in derartigen Anwendungen verwendet wurde.
Es wurde nun entdeckt, daß das Produkt unter den stark sauren Bedingungen bei hohen Temperaturen, die typischerweise in Raffineriekopfproduktströmen vorliegen, unerwartet wirksam ist und die Notwendigkeit der Zugabe von Ammoniak oder organischem Amin zum Anheben des pH des Systems und die mit diesen Neutralisierungstechniken verbundenen ernsthaften Rückschläge ausschließt oder zumindest erheblich reduziert. Diese Entdeckung ist angesichts der hochkorrosiven und reaktiven Eigenschaften dieser Bedingungen und der Tatsache, daß die Suche nach geeigneten Korrosionshemmern für diese Milieus so unergiebig war, daß die Industrie auf die problembeladene Technik des Einsatzes von Ammoniak oder organischen Aminen als Neutralisationsmittel zurückgegriffen hat, besonders überraschend.
Im allgemeinen wurde zur Herstellung der erfindungsgemäßen Korrosionshemmer eine wie in den angesprochenen U.S.- Patenten von Thompson et al. beschriebene Zusammensetzung mit einem Aldehyd reagiert. Bevorzugte Zusammensetzungen von Thompson et al. entsprechen der Formel (I) oben, worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind, R&sup4; H, Alkyl, Alkanol oder (Alkylen-NH)nH ist, worin n mindestens 1 ist, und x 2 oder 3 ist. Da die für diese Zusammensetzung erwünschten Reaktionen und Aktivitäten von R¹ weg lokalisiert sind, kann R¹ ein beliebiges einer breitgefächerten Reihe von Kohlenwasserstoffen sein. Um ausreichende Öllöslichkeit ohne eine zu erhebliche Einbuße der korrosionshemmenden Eigenschaften der Zusammensetzung bereitzustellen, werden für R¹ Alkylgruppen von zwischen ungefähr 6 und 18 Kohlenstoffatomen, wie zum Beispiel eine Dodecylgruppe, bevorzugt. R&sup4; ist bevorzugt Wasserstoff. Es wird außerdem bevorzugt, daß R² auch Wasserstoff und R³ Methyl ist. Am bevorzugtesten ist x 2. Folglich kann eine bevorzugte Zusammensetzung durch Reagieren äquimolarer Mengen von n- Dodecylmercaptan, Methylmethacrylat und Diethylentriamin hergestellt werden. Die Techniken zur Herstellung davon sind in den Patenten von Thompson et al. beschrieben.
Die durch Formel (I) definierte Zusammensetzung kann mit einem beliebigen Aldehyd reagiert werden, obwohl ein verzweigtes Aldehyd bevorzugt wird. Am meisten bevorzugt ist das Aldehyd Isobutyraldehyd.
Die Zusammensetzung von Thompson et al. und das Aldehyd werden in ungefähr äquimolaren Anteilen (ungefähr ±20%) vermischt, und die exotherme Reaktion wird bis zum Abschluß ablaufen lassen. Wenn R&sup4; -CH&sub2;CH&sub2;NH&sub2; und das Aldehyd Isobutyraldehyd ist, enthält das sich ergebende Produkt deshalb die Zusammensetzung der folgenden Formel:
worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind und x 2 oder 3 ist. Bevorzugte R¹-, R²- und R³-Substituenten sind wie oben in bezug auf den Reaktionspartner dargelegt, und x ist bevorzugt 2. Das Produkt umfaßt auch die nicht in die Reaktion getretene Zusammensetzung von Thompson et al. und nicht in die Reaktion getretenes Aldehyd.
Es wurde gefunden, daß das Additiv dieser Erfindung in wäßrigen, sauren Medien besonders wirksam ist. Es ist besonders auf solche Medien anwendbar, die einen pH von weniger als 6 haben. Darüber hinaus, angesichts der unzufriedenstellenden Ergebnisse von früheren Korrosionshemmern in stark sauren Medien, sind die Vorteile des Additivs für Medien mit einem pH unter 5 besonders bemerkenswert und sogar bemerkenswerter für Medien mit einem pH von weniger als 4, besonders weniger als 3, bei welchem pH angenommen wird, daß Zusammensetzungen aus dem Stand der Technik ungeeignet sind. Gleichermaßen wurde gefunden, daß Additive dieser Erfindung selbst für Medien wirksam sind, die eine Temperatur über ungefähr 200 ºF (93ºC) haben. Folglich kann der Hemmer direkt in einem Raffineriekopfprodukt oder einer Destillationskolonne eingesetzt werden, ohne vorher den pH des Produktstromes anzuheben, oder mindestens ohne den Produktstrom zu einem Grad zu neutralisieren, wie dies mit herkömmlichen Verfahren erforderlich ist.
Das Produkt kann mittels jeder Standardtechnik in das Medium eingebaut werden. Wo zum Beispiel das Medium in einem Kopfprodukt der Raff ineneanlage ist, kann das Produkt mit einem geeigneten Träger in den Wasserstrom des Kopfproduktes der Destillationsanlage oder durch Verdünnung des Hemmers in einen Naphthaseitenstrom und Injektion in eine Dampfleitung am Kolonnenkopf an einem Ort, der sich über dem Taupunkt des Wassers befindet, injiziert werden. Eine typische Formulierung könnte zum Beispiel 10 Gew.-% Reaktionsprodukt und der Rest (wahlweise) Methanol und Solvent 14 (ein schweres aromatisches Lösungsmittel) umfassen, obwohl jedes Lösungsmittel, das eine stabile Lagerungsformulierung bereitstellt, geeignet wäre. Es wurde gefunden, daß von ungefähr 25 bis ungefähr 500 ppm (bevorzugt ungefähr 50 ppm) bezogen auf das Gewicht der Formulierung (das heißt ungefähr 2,5 bis ungefähr 50 ppm aktive Komponenten) basierend auf der Wasserphase wirksam ist. Auf Wunsch kann Neutralisationsmittel zugefügt werden, obwohl eine weit geringere Menge als auf dem Stand der Technik erforderlich geeignet wäre.
Das Produkt wird bevorzugt zu dem Kohlenwasserstoffkondensat am Raffineriekopf vor der Bildung von wäßrigem Kondensat injiziert. Es wurde gefunden, daß das Produkt in neutraler Form sehr öllöslich ist, aber wenn es durch Kontakt mit dem sauren Wasser protoniert wird, wird es sehr wasserlöslich und trennt sich deshalb zur Wasserphase, um dadurch Korrosionshemmung für die Wasserphase bereitzustellen, dort wo Korrosion ein Problem ist.
Die folgenden Beispiele beschreiben bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung. Andere Ausführungsformen im Rahmen der Ansprüche hierin werden dem Fachmann aus der Erwägung der Beschreibung oder Durchführung der Erfindung, wie hierin beschrieben, offensichtlich werden. Es wird beabsichtigt, daß die Beschreibung zusammen mit den Beispielen nur als beispielhaft erachtet wird, wobei der Rahmen und der Gedanke der Erfindung durch die Ansprüche im Anschluß an die Beispiele angezeigt werden. In den Beispielen sind alle Prozentwerte auf einer Gewichtsprozentbasis angegeben, sofern nicht anderweitig angezeigt ist.

BEISPIEL 1

In dem Raffineriekopfprodukt ist die Zusammensetzung von Flüssigkeiten im allgemeinen ungefähr 1 - 10% Wasser, typischerweise ungefähr 5% Wasser, und 90- 99% Kohlenwasserstoff, typischerweise ungefähr 95% Kohlenwasserstoff, mit variierenden Chloridmengen, einigen Sulfaten und gelöstem H&sub2;S bei niedrigem pH. Unter diesen Bedingungen tritt Korrosion in der wäßrigen Phase auf. Aufgrund der Undurchführbarkeit der elektrochemischen Messung der Korrosionsraten im Labor in einem Gemisch aus 5% Wasser und 95% Kohlenwasserstoff wurde deshalb entschieden, 2 Teile Wasser und 1 Teil Kohlenwasserstoff zu verwenden. Wenn überhaupt, macht diese Zusammensetzung das System korrosiver, folglich sollte sich ein Hemmer, der dazu in der Lage ist, die Korrosion unter diesen Bedingungen zu kontrollieren, unter den Feldbedingungen wirksamer erweisen. Für diese Korrosionsmessungen wurden mit 600 ml 0,1 M Na&sub2;SO&sub4; (als ein inerter unterstützender Elektrolyt eingesetzt, um in den Tests die Durchführung elektrochemischer Messungen zu erlauben) und 300 ml Isopar- M (ein Warenzeichen für einen von Exxon bezogenen destillierten Kohlenwasserstoff) gefüllte Kessel verwendet. Der pH der Lösung wurde mit ungefähr 1%iger HCl auf 3 eingestellt und dann unter Verwendung von 0,1 M HCl mit Hilfe des pH-Messers auf 3 gehalten. Deshalb lag die Chloridkonzentration bei ungefähr 35 ppm. Das Gemisch wurde mit 1% H&sub2;S in Argon eine Stunde bei 71ºC (160 ºF) und einer Rührgeschwindigkeit von ungefähr 400 Min&supmin;¹ besprengt. Dann wurden Elektroden aus Kohlenstoffstahl (PAIR ) in das Gemisch eingetaucht, und die Korrosionsrate wurde mittels linearer Polarisation ungefähr 22 Stunden lang unter kontinuierlicher Besprengung mit 1% H&sub2;S überwacht. Außer den elektrochemischen Messungen wurde der integrierte Gewichtsverlust für die Dauer des Tests bestimmt. Der Gewichtsverlust und die elektrochemischen Messungen stimmten gut überein. Es wurden auch einige Korrosionstests unter Verwendung von entionisiertem Wasser ohne zusätzlichen Elektrolyt außer HCl, die für die pH- Einstellung der Lösung verwendet wurde, durchgeführt.
Fur jeden in einer Reihe von Tests wurde das aus dem Reagieren von 0,17 Molen Isobutyraldehyd mit dem Äquivalent von 0,2 Molen des Produktes einer Reaktion von äquimolaren Mengen von n-Dodecylmercaptan, Methylmethacrylat und Diethylentriamin erhaltene Produkt zu Kesseln in einer Menge zugesetzt, die bezogen auf die Wasserphase 3,2 ppm äquivalent ist. Das Produkt wurde als ein 10%iges Gemisch zugefügt, das auch 10% verzweigten Alkohol und den Rest Methanol und Solvent 14 umfaßt. Tests wurden bei verschiedenen Temperaturen und pH-Werten durchgeführt und mit Korrosionsraten ohne Additive (Leerwert) verglichen. Die Ergebnisse waren wie folgt: Mit Additiven: Temperatur Korrosionsrate Leerwerte (Keine Additive):

Beispiel 2

Der Hemmer von Beispiel 1 wurde als ein Hemmer in einem Seitenstromapparat an einem Rohölanlagen-Kopfprodukt in der Midwest-Raff inene getestet. Der Apparat kondensierte den Kohlenwasserstoff und Wasserdampf aus der Kopfproduktleitung (vor den Wärmeaustauschern) und sandte das kondensierte Gemisch durch eine Reihe von drei elektrochemischen Zellen, wobei jede Zelle ungefähr 200 ml Kohlenwasserstoff und Wasser kombiniert enthielt. Ungefähr 50 ppm Hemmer wurde vor den Zellen injiziert. Neutralisationsmittel wurde nicht verwendet. Der pH des Wassers betrug ungefähr 5. Lineare Polarisationsmessungen der Korrosionsrate (in mg pro Jahr) ergaben die folgenden Ergebnisse Verstrichene Zeit(min) Zelle (An diesem Punkt wurden 50 ppm Hemmer zugefügt)
Angesichts des Vorstehenden wird zu sehen sein, daß die verschiedenen Vorteile der Erfindung erreicht und andere vorteilhafte Ergebnisse erlangt werden.

Claims

1. Verfahren zum Hemmen der Korrosion von eisenhaltigen Oberflächen in einem sauren, wäßrigen Medium mit einer Temperatur von mindestens 93ºC (200ºF), das den Einbau in das Medium einer korrosionshemmenden Menge eines Korrosionshemmers umfaßt, der ein Reaktionsprodukt aufweist, das durch Mischen in äquimolaren Anteilen ±20% und gemeinsames Reagieren eines Aldehyds und einer Verbindung erhalten wird, die der folgenden Formel entspricht:

worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind, R&sup4; H, Alkyl, Hydroxyalkyl oder (Alkylen-NH)nH ist, worin n mindestens 1 ist, und x 2 oder 3 ist.

2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Aldehyd ein verzweigter Aldehyd ist.

3. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem der Aldehyd Isobutyraldehyd ist.

4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei dem R&sup4; H ist.

5. Verfahren nach Anspruch 4, bei dem R² H und R³ Methyl ist.

6. Verfahren nach Anspruch 5, bei dem n 2 ist.

7. Verfahren zum Hemmen der Korrosion von eisenhaltigen Oberflächen in einem sauren, wäßrigen Medium mit einer Temperatur von mindestens 93ºC (200ºF), das den Einbau in das Medium einer korrosionshemmenden Menge eines Korrosionshemmers umfaßt, der eine Verbindung aufweist, die der folgenden Formel entspricht:

worin R¹ eine Kohlenwasserstoffgruppe ist, R² und R³ unabhängig unter H und Alkyl ausgewählt sind und x 2 oder 3 ist.

8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei dem das Medium einen pH von weniger als 6 hat.

9. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das Medium einen pH von weniger als 4 hat.

10. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei dem das Medium in einem Raff ineriekopfproduktstrom einer Rohöldestillationsanlage oder Vakuumdestillationskolonne ist.

11. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei dem sich das Medium im Inneren einer Destillationskolonne befindet.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem sich das Medium in einem Raffineriekopfprodukt befindet.