1. Bestandsaufnahme der kolumbianischen Öl- und Gasinfrastruktur (seit den 1970ern)

Kolumbien verfügt über eine lange Geschichte in der Öl- und Gasförderung, wobei viele Anlagen aus den 1970er- und 1980er-Jahren stammen. Die wichtigsten Aspekte:

• Upstream:
  • Ältere Förderplattformen (z. B. in den Feldern Rubiales, Castilla, Chichimene) mit veralteter Technik (mechanische Pumpen, geringe Automatisierung).
  • Hohe Methanleckagen („Fugitive Emissions“) durch undichte Ventile, Flansche und Lager.
  • Geringe Nutzung von Enhanced Oil Recovery (EOR) mit CO₂-Injektion (Potenzial vorhanden, aber hohe CAPEX).
• Midstream:
  • Pipelines (z. B. Caño Limón-Coveñas, Transandino) teilweise korrosionsanfällig.
  • Geringe Überwachung von Leckagen (keine flächendeckende IoT-Sensorik).
• Downstream:
  • Raffinerien (z. B. Barrancabermeja, Cartagena) mit veralteten Crackverfahren (hoher Energiebedarf, hohe CO₂-Emissionen).
  • Geringe Nutzung von Abwärme und Kreislaufprozessen.

2. Stand der Technik & Nachhaltigkeitsmaßnahmen

Um bestehende Anlagen zu optimieren, sollten folgende Technologien eingesetzt werden:

a) Upstream: CO₂-Reduktion & Effizienzsteigerung

• Doppelter COBRA-Dichtungssystem (Eagle Burgmann):
  • Reduziert Methanemissionen an Pumpen und Kompressoren.
  • Einsatz in allen rotierenden Maschinen (z. B. Förderpumpen, Verdichtern).
• Methanüberwachung mittels Drohnen & IR-Kameras:
  • Schnelle Detektion von Leckagen (LDAR – Leak Detection and Repair).
• CO₂-Abscheidung & -Nutzung (CCUS):
  • Abgetrenntes CO₂ für EOR nutzen (z. B. im Feld Llanos Orientales).

b) Midstream: Emissionskontrolle & Effizienz

• SCR (Selective Catalytic Reduction):
  • Reduziert NOx-Emissionen in Gaskompressoren.
• Katalytischer Stripper (z. B. Sulfur Recovery Unit – SRU-Optimierung):
  • Höhere Schwefelrückgewinnung, weniger SO₂-Emissionen.
• Smart Pigging & korrosionsfeste Materialien:
  • Reduziert Lecks in Pipelines.

c) Downstream: Kreislaufwirtschaft & Energieeffizienz

• Wasserstoffnutzung statt Erdgas in Raffinerieöfen:
  • Grauer Wasserstoff durch Dampfreformierung (später auf grünen H₂ umstellen).
• Abwärmenutzung für Dampferzeugung oder Strom (ORC-Technik):
  • Senkt Energieverbrauch um 10–15%.
• Plastik-zu-Kraftstoff (Pyrolyse):
  • Nutzung von Kunststoffabfällen als Feedstock für Raffinerien.

3. Globale Vergleichsanalyse & Investitionsbedarf

Region	Hauptprobleme	Optimierungspotenzial	CAPEX/OPEX-Reduktion
Naher Osten	Hohe Flaring-Raten	Flaring-Abschaffung durch Gaspipelining	~20% OPEX-Senkung
USA (Shale)	Methanleckagen	Elektrische Fracking-Pumpen, LDAR	~15% CAPEX durch Digitalisierung
Europa (Nordsee)	Alte Plattformen	Offshore-Wind + Wasserstoffkopplung	Hohe CAPEX, aber langfristiger ROI
Kolumbien	Veraltete Infrastruktur	CCUS, Pipeline-Monitoring, EOR	~30% Effizienzsteigerung möglich

4. Wirtschaftlichkeit & ROI

• CAPEX:
  • CCUS-Integration: ~$50–100 Mio. pro Feld.
  • Pipeline-Monitoring-Upgrade: ~$10–20 Mio.
• OPEX-Reduktion:
  • Methanleckagen reduzieren spart ~$5–10 Mio./Jahr (bei 100 kboe/d Produktion).
  • Abwärmenutzung spart ~$2–5 Mio./Jahr pro Raffinerie.
• ROI:
  • SCR/Stripper: 3–5 Jahre.
  • Doppelte COBRA-Dichtungen: <2 Jahre.

5. Fazit & Empfehlungen

Kolumbien sollte:
✔ CCUS für EOR priorisieren (CO₂ aus Industrie oder Biomasse nutzen).
✔ Methanüberwachung per Drohnen verpflichtend machen.
✔ Raffinerien auf Wasserstoff umstellen (schrittweise Dekarbonisierung).
✔ Kreislaufwirtschaft fördern (Plastik-zu-Sprit, Abwärmenutzung).

Mit diesen Maßnahmen könnte Kolumbien die CO₂-Intensität um 30–40% senken und gleichzeitig die Wirtschaftlichkeit der bestehenden Anlagen verbessern.

Quellen: IEA, EIA, EagleBurgmann, McKinsey Downstream Reports, kolumbianische Energieministeriumsstudien.