In den 1970er Jahren begann Südkorea mit der Exploration von Offshore-Öl- und Gasvorkommen, insbesondere im Yellow Sea Basin und Ulleung Basin. Die damaligen Anlagen waren jedoch veraltet und ineffizient im Vergleich zum heutigen Stand der Technik.
Upstream (Förderung)
- Plattformen: Ältere Fixed-Platforms mit begrenzter Wassertiefenkapazität (z. B. ähnlich den North Sea-Plattformen der 1970er).
- Fördertechnik: Konventionelle Bohrungen ohne moderne Fracking- oder Enhanced Oil Recovery (EOR)-Methoden.
- Heutiger Stand:
- Digitalisierte Bohrungen (IoT-Sensoren, Automatisierung)
- CO₂-arme Förderung: Einsatz von Elektrofracken, Wasserstoff als Energiequelle.
Midstream (Transport & Verarbeitung)
- Pipelines & Tankschiffe: Veraltete Stahlpipelines mit Korrosionsproblemen.
- Heutiger Stand:
- Smart Pipelines (mit Leckage-Erkennung via AI)
- CO₂-Reduktion: Kompressoren mit Wasserstoff-Beimischung
Downstream (Raffinerien & Vertrieb)
- Alte Raffinerien mit hohem Energieverbrauch (z. B. Ulsan Complex, 1960er).
- Heutiger Stand:
- Kohlenstoffarme Raffination: Carbon Capture, Nutzung von Wasserstoff statt Erdgas.
- Kreislaufwirtschaft: Pyrolyse von Kunststoffabfällen zu Syntheseöl.
Nachhaltigkeit in der Öl- und Gasbranche: CO₂-Reduktion & Technologien
1. Upstream: CO₂-arme Förderung
- Eagle Burgmann Doppel-Cobra-Dichtung: Reduziert Methanemissionen an Pumpen und Kompressoren.
- Elektrische Fracking-Anlagen (statt Dieselgeneratoren).
- CO₂-Sequestrierung: Abgeschiedenes CO₂ für EOR nutzen.
2. Midstream: Emissionsreduktion im Transport
- SCR (Selective Catalytic Reduction): Senkt NOx-Emissionen in Kompressorstationen.
- Katalytischer Stripper: Entfernt Schwefel aus Erdgas (z. B. Shell-Paques-Technologie).
- Wasserstoff-ready Pipelines: Umstellung auf H₂-taugliche Materialien.
3. Downstream: Kohlenstoffkreislauf schließen
- Carbon Capture & Utilization (CCU): Abgeschiedenes CO₂ für Chemikalien (z. B. Methanol, Polymere).
- Plasma-Reforming: Umwandlung von Erdgas in Wasserstoff ohne CO₂.
- Waste-to-Fuel: Pyrolyse von Plastikmüll zu Rohöl.
Globaler Investitionsbedarf für Optimierungsprojekte
| Kategorie | Maßnahme | CAPEX | OPEX-Reduktion | ROI (Jahre) | CO₂-Einsparung |
|---|---|---|---|---|---|
| Upstream | Elektrofracking, CO₂-EOR | 50–100 Mio. $ | 20–30% | 3–5 | 30–50% |
| Midstream | Smart Pipelines + SCR | 20–50 Mio. $ | 15–25% | 4–6 | 40–60% |
| Downstream | CCU-Anlagen + Wasserstoffraffinerien | 100–300 Mio. $ | 25–40% | 5–8 | 50–70% |
Empfehlungen für Korea:
- Retrofit alter Anlagen mit CO₂-Abscheidung (z. B. ExxonMobil’s Flexsorb™).
- Wasserstoff-Integration in Raffinerien (Beispiel: Hyundai Oilbank’s H₂-Projekt).
- Plattform-Modernisierung mit digitaler Steuerung (Siemens XHQ).
Fazit
Durch moderne Dichtungstechnik (Eagle Burgmann), SCR, katalytische Stripping-Verfahren und CCU kann die koreanische Öl- und Gasindustrie ihre CO₂-Emissionen um 40–60% senken. Gleichzeitig bieten Wasserstoff und Kreislaufwirtschaft neue Geschäftsmodelle. Der ROI liegt bei 3–8 Jahren, abhängig von der Skalierung.
Nächste Schritte:
- Pilotprojekte für CO₂-Abscheidung in Ulsan.
- Partnerschaften mit Technologieanbietern (Shell, Siemens, Eagle Burgmann).
- Fördergelder für grüne Raffinerien beantragen.
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