1-4-5 ka andal bab 2a

KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok II-1

PT PERTAMINA EP - PPGM

Bab-2RUANG LINGKUP STUDI

2.1. LINGKUP RENCANA KEGIATAN YANG AKAN DITELAAH DAN ALTERNATIFKOMPONEN RENCANA KEGIATAN

2.1.1. Status dan Lingkup Rencana Kegiatan yang akan ditelaah

2.1.1.1. Status Studi AMDAL

Secara umum status studi AMDAL yang sedang dikerjakan ini dilakukan setelah studi

kelayakan ekonomi selesai dan dilakukan bersamaan dengan studi kelayakan teknis. Sejauh ini

PPGM telah melakukan sejumlah kajian atau penyelidikan dan aktivitas, termasuk:

Pemboran seismic, eksplorasi dan delineasi guna mengidentifikasi lapangan gas alam yangada untuk menentukan cadangan yang tersedia.

Seleksi lokasi Kilang LNG yang diusulkan. Konsultasi Publik Baseline study (pengumpulan data meteorologis, geologi, kelautan dan lingkungan sosial

ekonomi yang spesifik untuk lokasi pemilihan pelabuhan).

Studi gempa bumi dan tsunami

Studi pemilihan material dan pemilihan teknologi, dan Kajian Permulaan Pekerjaan Desain.



2.1.1.2. Kesesuaian Lokasi Rencana Kegiatan dengan Tata Ruang Setempat

Lokasi rencana kegiatan PPGM meliputi wilayah yang termasuk dalam Kecamatan Toili

Barat, Kecamatan Toili dan Kecamatan Batui, dan Kecamatan Kintom Kabupaten Banggai

(Gambar 2.1).

Berdasarkan Peraturan Daerah Propinsi Sulawesi Tengah No 2 Tahun 2004 tentang

Rencana Tata Ruang Wilayah Propinsi Sulawesi Tengah (Lampiran 5.1) serta sesuai pula

dengan Revisi Rencana Tata Ruang Wilayah (RTRW) Kabupaten Banggai Tahun 2003-2013

(Bappeda Kab. Banggai, 2003) menunjukkan bahwa wilayah rencana kegiatan di Kecamatan

Toili Barat, Toili, Batui dan Kintom termasuk dalam Wilayah Pengembangan Selatan dan

bersinggungan dengan Suaka Margasatwa Bangkiriang. Rencana struktur ruang wilayah untuk

masing-masing ibukota kecamatan di wilayah kegiatan PPGM akan dikembangkan berbeda-

beda, dimana ibukota Kecamatan Toili direncanakan akan menjadi Kota Pusat Kegiatan Lokal

(KPKL), ibukota Kecamatan Batui akan dikembangkan menjadi Kota Pusat Kegiatan Sub Wilayah

(KPKSW), dan ibukota Kecamatan Kintom akan dikembangkan menjadi Kota Pusat Kegiatan

Khusus (KPKK).

Pola pemanfaatan ruang, menurut skenario moderat, setiap wilayah kecamatan lokasi

proyek juga berbeda-beda. Di bagian wilayah Kecamatan Toili Barat yang menjadi tapak proyek

pengembangan gas Matindok akan dimanfaatkan untuk pengembangan permukiman, lokasi

perusahaan, tanaman pangan, kawasan lindung, dan sebagian kecil untuk cadangan

pemanfaatan lain-lain. Di bagian wilayah wilayah Kecamatan Toili yang menjadi tapak proyek

pengembangan gas Matindok akan dimanfaatkan untuk pengembangan lokasi perusahaan,

tanaman pangan, permukiman dan sebagian kecil untuk cadangan pemanfaatan lain-lain.

Sementara itu bagian wilayah Kecamatan Batui yang menjadi lokasi tapak proyek

pengembangan gas Matindok akan dimanfaatkan untuk hutan suaka (Suaka Margasatwa

Bangkiriang), kawasan lindung, transmigrasi, permukiman, tanaman pangan, lokasi industri dan

perkebunan. Peta Rencana Tata Ruang Wilayah Kabupaten Banggai secara detil disajikan pada

Gambar 2.2.

Jadi secara umum lokasi rencana kegiatan PPGM sesuai dengan tata ruang (RTRW)

Kabupaten Banggai (Bappeda Kab. Banggai, 2003) yang saat ini masih berlaku, kecuali rencana

jalur pipa yang melewati Suaka Margasatwa Bangkiriang. Oleh karena itu perlu adanya alternatif

jalur pipa yang tidak memotong kawasan Suaka Margasatwa Bangkiriang.

Pihak PPGM telah melakukan penanganan bersama dengan Dinas Kehutanan Pusat pada

tanggal 6 Juli 2007 untuk membicarakan perihal tersebut di atas dan hasilnya masih menunggu

keputusan dari Direktorat Jenderal Kehutanan Pusat.



Gambar 2.1.



Gambar 2.2.



2.1.1.3. Uraian Rencana Kegiatan Penyebab Dampak

2.1.1.3.1. Uraian Umum Rencana Kegiatan

A. Jenis Prasarana dan Luas Kebutuhan Lahan

Tabel berikut adalah kebutuhan luas lahan masing-masing prasarana.

Tabel 2.1. Luas Tapak Proyek Termasuk Kebutuhan Lahan Prasaranadan Sarana Lain

No Prasarana Satuan LuasLahan

1. Manifold station (MS) 2 lokasi, @ 6 Ha 12 Ha

2. Block station (BS) 3 lokasi, @ 15 Ha 45 Ha

3. Jalur pipa flow line 5 lokasi, lebar 8 m,panjang 35 km14 Ha

4. Jaur pipa trunk line dari 2 BS LNG Plant Lebar 20 m, panjang60 km 120 Ha

5. Kilang LNG 1 unit 200 Ha

6. Pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudahada untuk pemboran sumur-sumur pengembangan

Lebar 6-8 m, panjangsekitar 15 km

60 Ha

7. Pelabuhan dan sarananya berupa pembangunan Jetty(100 m)

Lebar 200 m, panjangsekitar 500 m

10 Ha

Luas total lahan yang diperlukan 461 Ha

Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005

Catatan: *) Ada dua kemungkinan data mengenai luas lahan karenaadanya dua alternatif lokasi pemasangan pipa gas

Lahan yang diperlukan untuk pembangunan fasilitas manifold station di dua lokasi

yaitu adalah lebih kurang 2 x masing-masing lokasi 6 ha (12 ha); untuk pembangunan BS di

tiga lokasi seluas 45 ha; jalur pipa flowline di lima lokasi tersebut adalah membutuhkan

lahan 8 meter lebar x 35 kilometer panjang flowline (14 ha); Kompleks Kilang LNG seluas

lebih kurang 200 ha; dan sistem pemipaan gas 20 meter lebar x 60 km panjang pipa (120

ha). Lokasi ini perlu dipersiapkan sebelum pemboran sumur-sumur pengembangan, yaitu

dengan pembuatan jalan masuk lokasi (pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang

sudah ada) dengan panjang kumulatif dari semua sumur 15 km dengan lebar 6 8 m



(sekitar 60 ha). Selain itu pembangunan pelabuhan dermaga dan sarananya (Jetty) akan

mebutuhkan lahan seluas 10 Ha. Jadi luas lahan yang diperlukan untuk tapak proyek

sekitar 461 ha. Lahan yang dipergunakan akan menggunakan lahan milik masyarakat atau

lainnya. Pelaksanaan pengadaan lahan dilakukan sesuai dengan ketentuan peraturan

perundang-undangan yang berlaku.

B. Kapasitas Produksi

Rencana kegiatan yang akan dilakukan oleh PT. PERTAMINA EP, Proyek

Pengembangan Gas Matindok adalah mulai dari kegiatan pemboran sumur pengembangan

untuk sarana memproduksikan gas di Blok Matindok, pembangunan Block Station (BS)/

fasilitas pemrosesan gas (GPF) dan membangun pipa transmisi gas (flowline dantrunkline),

membangun Kilang LNG berikut Pelabuhan untuk membawa LNG maupun Sulfur yang

diproduksi ke luar Kabupaten Banggai.

Kapasitas produksi gas di Blok Matindok diperkirakan 100 MMSCFD (gross), dengan

kandungan kondensat 850 bopd dan air produksi 2500 bwpd, dan diprakiraan umur

produksi lebih kurang 20 tahun yang didasarkan atas besarnya cadangan gas dan hasil

kajian ekonomi. Gas yang diproduksi mengandung CO2 2,5%, Total Sulfur 3.000 ppm

dan adanya kemungkinan unsur lainnya.

Fasilitas produksi gas yang akan dibangun terdiri dari Sumur Gas, Flowline, Gathering

Line, Block Station. Pipa transmisi dari GPF menuju ke Kilang LNG direncanakan berukuran

34 sepanjang 25 km dengan lintasan sebagian besar berada sekitar 500 m menjauhi

pantai sejajar jalan raya.

Kandungan unsur yang ada di dalam gas hasil produksi selengkapnya disajikan pada

Tabel 2.2.



Tabel 2.2. Komposisi Gas Hasil Produksi Sumur-sumur Gas Blok Matindok (Dalam % mol)

DONGGI 1 DONGGI 1 DONGGI 1 DONGGI 2 DONGGI 3SUKA-

MAJU-1MALEORAJA-1

MINAHAKI-1

MATINDOK

MENTAWA-1

KP. BALIA

KP. BALIA

DST-3 DST-4 DST-5 DST-1 DST-2 DST-3 DST-1 DST-2

Hydrogen Sulphide H2S 0.1000 0.41 0.60 0.35 0.40 0.10 0.12 0.37 0.41 0.20 0.28 0.4000 0.00 1.00 1.2 0.1200 0.5013 0.1290

Alkyl Merkaptan RSH 0.0005 0.0021 0.0018 0.0005 0.0019 0.0010 0.2241 0.0000 0.0000 0.0000

Carbonyl Sulphide COS 0.0002 0.0008 0.0007 0.0002 0.0008 0.0004 0.0002 0.0000 0.0000 0.0000

Nitrogen N2 1.1300 1.1300 1.0700 0.8900 1.3400 2.9800 2.2400 0.8700 1.7400 1.2291 1.2824

Carbon Dioxyde CO2 2.4600 2.4600 2.4400 1.7700 3.1800 0.3100 3.0300 1.8000 2.1400 2.4635 2.3374

Methane CH4 92.2800 92.2800 92.1200 93.0200 91.2600 86.0350 81.1200 88.2400 91.7500 92.6297 92.8049

Ethane C2H6 1.5100 1.5100 1.5300 1.4400 1.6300 4.8450 5.4400 4.1500 1.6900 1.4717 1.4726

Propane C3H8 1.1700 1.1700 1.1800 1.1900 1.2600 2.1300 4.0800 1.9800 1.4300 1.1780 1.1685

Iso-Butane i-C4H10 0.3300 0.3300 0.3400 0.3600 0.3400 0.6200 0.9200 0.4400 0.3500 0.3119 0.3112

Normal-Butane n-C4H10 0.3400 0.3400 0.3400 0.3600 0.3400 0.9500 1.1300 0.6500 0.4000 0.3205 0.2997

Iso-Pentane i-C5H12 0.1900 0.1900 0.2000 0.2000 0.1700 0.3900 0.5500 0.3600 0.1500 0.1592 0.1475

Normal-Pentane n-C5H12 0.1200 0.1200 0.1200 0.1200 0.1000 0.2800 0.4000 0.2800 0.0900 0.0898 0.0804

Hexane C6H14 0.1000 0.1000 0.1200 0.0500 0.0600 0.2900 0.3500 0.6400 0.0600 0.0848 0.0636

Heptane plus C7H16 0.3700 0.3700 0.4700 0.5700 0.2600 1.0900 0.7400 0.5300 0.0800 0.0618 0.0318

Mercury Hg 8.2420E-08 8.2420E-08 8.2420E-08 8.2420E-08 8.2420E-08 8.2420E-08 1.1260E-08 8.2420E-08 5.5553E-094.736100%

7E-09

Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%




C. Umur Kegiatan

Kegiatan pengembangan dibagi kedalam beberapa tahapan, yaitu prakonstruksi,

konstruksi, operasi dan pasca operasi (Tabel 2.3).

Tabel 2.3. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas Matindok

No. TahapKegiatan

Tahun

2005 2006 2007 2008 2009 2010 ...............2035

1. Prakonstruksi ****************

2. Konstruksi ************

3. Operasi

a. Pemboran

b. Operasi prod. gas

************

****************

4. Pasca operasi *****


Pada tahap awal, kilang LNG akan memproduksi LNG maksimum sampai dengan 2

juta metrik ton per tahun dengan pasokan gas alam antara 300 hingga 350 standar kaki

kubik per hari (million standard cubic feet per day, disingkat MMSCFD) yang berasal dari

Blok Matindok sebesar 100 MMSCFD dan dari Blok Senoro sebesar 200 MMSCFD. Selain itu,

juga akan dihasilkan kondensat maksimum sampai 1.500 barel oil per hari.

Pembangunan proyek yang meliputi pembangunan Gas Processing Facilities di darat,

jaringan pipa gas untuk menyalurkan gas menuju lokasi Kilang LNG, tanki penyimpanan

LNG, pelabuhan laut khusus untuk pengiriman LNG serta fasilitas pendukung Kilang. Bahan

baku gas akan dipasok dari 6 lokasi sumber gas dengan penambahan sumur gas hingga

mencapai 25 sumur produksi selama 20 tahun periode operasi. Jadwal kegiatan konstruksi

direncanakan akan dimulai akhir tahun 2007. Rencana kegiatan ini dilakukan secara

bertahap, dimana secara garis besar, dasar perencanaan fasilitas produksi diringkaskan

seperti disajikan pada Gambar 2.3, Gambar 2.4, dan Gambar 2.5.



Gambar 2.3. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1

Gambar 2.4. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2

Gambar 2.5. Diagram Alir Blok Pengembangan Blok Matindok 2026

34x26500



D. Jenis Sumber Energi dan Sumber Air yang Diperlukan di Lokasi Rencana Kegiatan

Jenis sumber energi utama untuk mendukung pengoperasian fasilitas produksi adalah:

1. Bahan bakar gas diperlukan untuk pengoperasian berbagai fasilitas seperti Pengering

Gas, Gas Treating Unit, pencairan gas menjadi LNG Penggerak Kompresor dan

Penggerak Generator listrik. Bahan bakar gas akan diambil dari hasil produksi sendiri.

2. Unit generator berbahan bakar minyak, yang disediakan untuk keadaan darurat di

masing-masing BS, Kilang LNG dan Dermaga/Pelabuhan. Bahan bakar minyak

didatangkan dari Kilang Pertamina.

3. Energi listrik yang berasal dari genset berbahan gas untuk penerangan dan penggerak

motor listrik.

Keperluan air cukup besar, untuk pemboran sekitar 420 m3 per sumur, hydrotest saluran

pipa sekitar 20.000 m3 dan kebutuhan air untuk operasi setiap unit BS sekitar 25 m3/hari.

Kebutuhan air tawar untuk konstruksi tersebut di atas, akan diambil dari air sungai atau

genangan air tawar terdekat.

Kebutuhan air untuk operasional Kilang LNG plant memerlukan air sebesar 75 m3/hari.

Untuk keperluan operasional tersebut akan menggunakan air tanah dalam.

E. Sosialisasi dan Konsultasi Publik

1. Sosialisasi

Pengumumam rencana kegiatan telah dilakukan melalui media cetak, poster, radio

siaran swasta setempat dan spanduk. Pengumuman di media massa lokal dan nasional,

poster dan spanduk disampaikan pada Lampiran I.

2. Konsultasi Publik

Dalam rangka penyusunan Kerangka Acuan (KA) ANDAL, telah dilaksanakan konsultasi

publik di 2 (dua) tempat, yaitu pada hari Selasa tanggal 23 Mei 2006 di Kecamatan

Batui dan Rabu tanggal 24 Mei 2006 di Kecamatan Toili antara PT Pertamina-EP dengan

masyarakat Kabupaten Banggai. Pertemuan ini dihadiri oleh delegasi PT Pertamina-EP,

wakil dari Kementrian Lingkungan, dari Ditjen Migas, Pemerintah Daerah Kabupaten

Banggai, Tim Penyusun Dokumen AMDAL dari PSLH UGM - PPLH UNTAD, serta

masyarakat Kecamatan Kintom, Batui, Toili dan Toili Barat di Kabupaten Banggai.



Berdasarkan pengamatan dan evaluasi terhadap saran, pendapat dan tanggapan dari

masyarakat, Pemerintah Daerah dan pihak-pihak terkait dengan rencana kegiatan

pengembangan, terdapat beberapa masukan yang perlu menjadi perhatian sebagai berikut:

Pembebasan lahan dan kompensasi tanam tumbuhKetenagaan kerja lokal

Program pemberdayaan masyarakatKeberadaan terumbu karang di lepas pantaiKeberadaan Suaka Margasatwa Bangkiriang

Semua saran, rekomendasi dan gagasan tersebut akan dipertimbangkan dalam desain

proyek tersebut dan apabila tidak bertentangan akan dimasukkan ke dalam naskah studi

AMDAL. Berita acara konsultasi publik dan wakil masyarakat yang hadir disajikan pada

Lampiran 2.

F. Kegiatan Pemboran

1. Pemboran Sumur

Secara geologi daerah Blok Matindok dan sekitarnya terletak di Cekungan Banggai yang

berada di sebelah selatan dari lengan bagian timur Pulau Sulawesi. Cekungan Banggai

merupakan bagian utama dari offshore depression sepanjang pantai sebelah selatan-

timur dari bagian tangan sebelah timur laut Sulawesi yang berbentuk tidak simetris

dengan kemiringan sepanjang garis pantai dan berorientasi dengan arah N60E.

Cekungan ini termasuk pada klasifikasi cekungan transform refted yang merupakan

cekungan active margin basin or collision related basin. Stratigrafi regional Cekungan

Banggai dapat dilihat pada Gambar 2.6, dimana daerah ini mempunyai potensi

hidrokarbon dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon di batuan karbonat Formasi

Tomori dan Formasi Minahaki.

Sampai dengan bulan Februari 2006, telah dilakukan 12 pemboran sumur di Blok

Matindok, dimana 9 sumur berhasil menemukan gas di lima struktur (Donggi, Matindok,

Maleoraja, Sukamaju dan Minahaki) dan 3 sumur kering. Pemboran sumur masih

mungkin dilakukan di Blok Matindok ini, karena berdasarkan analisa Geologi dan

Geofisika masih terdapat beberapa prospek dan lead yang kemungkinan mempunyai

potensi kandungan hidrokarbon.



Gambar 2.6. Stratigrafi Regional Cekungan Banggai Sula,Lengan Timur Sulawesi

2. Pemboran Sumur Pengembangan

Dari hasil beberapa pemboran sumur eksplorasi yang telah dilakukan di Blok Matindok

ini terdapat lima buah struktur yang mempunyai kandungan gas, dimana 5 buah

struktur tersebut di onshore. Cadangan gas (terambil) yang telah disertifikasi dari ke

enam struktur tersebut diperkirakan mencapai 696 BSCF gas (P1).

Berdasarkan analisa Geologi, Geofisika dan Reservoir (GGR) dari ke enam struktur

tersebut direncanakan untuk melakukan pemboran 18 sumur pengembangan

(Tabel 2.4), dengan kemungkinan ada sumur yang kering. Jenis kegiatan pekerjaan

sumur meliputi pemboran sumur pengembangan (18 sumur), work over/kerja ulang

(6 sumur), stimulasi, perawatan sumur, dan penutupan sumur.



Tabel 2.4. Rencana Sumur Pengembangan Blok Matindok

No. LAPANGAN SUMUR JENIS KEGIATAN

1 Donggi Donggi-1Donggi-2Donggi-3KPB-1DNG-ADNG-BDNG-CDNG-D

Work OverWork OverWork OverWork OverSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur Pengembangan

2 Minahaki Minahaki-1MHK-AMHK-BMHK-C

Sumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur Pengembangan

3 Sukamaju Sukamaju-1SJU-A

Work OverSumur Pengembangan

4 Matindok Matindok-1MTD-AMTD-BMTD-CMTD-DMTD-EMTD-F

Sumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur Pengembangan

5 Maleoraja Maleo Raja-1MLR-AMLR-B

Work OverSumur PengembanganSumur Pengembangan


Peralatan pemboran dan kapasitasnya disesuaikan dengan target pemboran. Selain itu,

masih digunakan pula peralatan pendukung operasi lainnya seperti air compressor,

cement mixer and pump, cement storage tanks, electric wire logging unit, mud pump,

mud logging equipment, desender and desilter, truck and trailers, pompa air, blow out

preventer, dan lain sebagainya.

3. Sumur Produksi

Setelah pemboran selesai, selanjutnya dilakukan penyelesaian sumur (well completion)

sesuai dengan program yang telah disusun, antara lain dengan pemasangan

production string, well head and Christmas tree.



G. Sistem Pemipaan Gas

1. Jalur pipa

Hasil produksi gas dari tiap-tiap sumur dialirkan melalui pipa produksi (flowline) dengan

diameter yang sesuai menuju Blok Station (BS) dan Gas Processing Facility (GPF). Lebar

lahan yang akan digunakan untuk pipa produksi tersebut sekitar 8 meter dengan

panjang kumulatif 35 km untuk 18 sumur. Layout masing-masing lokasi Block Station

dan flowline diringkaskan seperti pada Gambar 2.7 2.11.

Gambar 2.7. Lokasi Block Station Donggi dan Flowline

Flowline Jarak(m)

DNG - 1 to BS DONGGI 1,208DNG - 2 to BS DONGGI 2,132DNG - 3 to BS DONGGI 4,569DNG - 5 to BS DONGGI 2,518DNG - AA to BS DONGGI 1,268DNG - BB to BS DONGGI 1,637DNG - CC to BS DONGGI 2,087



Gambar 2.8. Lokasi Block Station Matindok dan Flowline

Gambar 2.9. Lokasi Block Station Maleoraja dan Flowline

Flowline Jarak(m)

MLR - 1 to BS MALEORAJA 100MLR - AA to BS MALEORAJA 1,435MLR - AA to BS MALEORAJA 676

Flowline Jarak(m)

MTD- 1StoBSMATINDOK 1,208MTD- AAto BSMATINDOK 2,132MTD- BBto BSMATINDOK 4,569MTD- CCtoBSMATINDOK 2,518MTD- DDtoBSMATINDOK 1,268MTD- EEto BSMATINDOK 1,637MTD- FF toBSMATINDOK 2,087



Gambar 2.10. Lokasi Block Station Sukamaju dan Flowline

Gambar 2.11. Lokasi Block Station Minahaki dan Flowline

Flowline Jarak(m)

MHK - AA to BS MINAHAKI 100MHK - 1S to BS MINAHAKI 886MHK - BB to BS MINAHAKI 912MHK - CC to BS MINAHAKI 1,827

Flowline Jarak(m)

SJU - 1 to BS SUKAMAJU 100SJU - 1 to BS SUKAMAJU 500

KA-ANDAL


Desain flowline tersebut berdasarkan ASME/ANSI B.31.8. (keterangan Code dan

Standard, lihat Lampiran 11) dan GPSA Hand Book.

Gambar 2.12. Flowline Diagram

Selanjutnya gas dari MS dialirkan dengan pipa 14, 16, 18, 20 (yang sesuai) ke

fasilitas processing gas. Gas dari BS Donggi-Minahaki, gas dari BS Matindok-Maleoraja

dialirkan ke LNG Plant. Sedangkan gas dari BS Sukamaju diproses lebih lanjut dan

langsung dijual ke IPP Banggai. Gas yang telah diproses di BS di Donggi dan Matindok

yang kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang

LNG

berdi

mela

dialir

selan

tekan

BS D

WellRBT-A

WellRBT-B

WellKTB-1

WellKTB-2

WellNext

SDV-1

SDV-2

SDV-3

SDV-4

SDV-5

HP

Man

ifold

MP

Man

ifold

Test

Man

ifold

WELLMHK

WELLMTD

WELLMLR

WELLDNGProyek Pengembangan Gas Matindok II-17

di Batui atau Kintom. Pengiriman gas dari BS Donggi dilakukan melalui pipa

ameter 16 sepanjang lebih dari 40 km sampai di Junction selanjutnya dialirkan

lui pipa berdiameter 34 sampai ke Kilang LNG. Sedangkan BS Matindok, gas

kan melalui pipa diameter 16 sepanjang sekitar 3 km sampai di Junction

jutnya di alirkan pada jalur pipa 34 yang sama ke LNG Plant. Untuk memperoleh

an sebesar 773 psi pada pipa berdiameter 34 maka perlu dipasang kompresor di

onggi dan Matindok



2. Disain Pipa

Disain pipa dan pemasangan pipa akan mengacu pada beberapa standard nasional

(misalnya Departemen Pertambangan dan Energi tentang Insatalasi Minyak dan Gas

Bumi No. 01/P/M/Pertamb/1980 dan Peraturan Dirjen MIGAS: Stadar Pertambangan

MIGAS (SPM, 1992) 50.54.0-50.54.1) dan internasional (antara lain API 5 SL

Specification for Line Pipe, API 1104 Welding of Pipeline and Related facilities, ASME

B31.8 Gas Distrbution and Tranportation Piping System). Adapun daftar code, standar

dan acuan selengkapnya yang akan digunakan tercantum pada Lampiran 8. Secara

teknis disain pipa mampu digunakan selama minimal 30 tahun. Penyambungan pipa

dilakukan oleh tenaga yang memiliki sertifikat khusus.

3. Proteksi Korosi (Corrosion Protection) pipa

Proteksi korosi luar pipa gas dilakukan dengan sistem proteksi katodik (anoda karbon)

yang diharapkan mampu mengendalikan semua bentuk korosi luar di bawah tanah agar

dapat melindungi pipa dari korosi luar. Selain itu pipa dilengkapi dengan pembalut luar

pipa yang juga berfungsi melindungi pipa dari korosi luar. Sedangkan proteksi korosi

internal dilakukan dengan menginjeksi corrosion inhibitor ke dalam pipa gas secara

berkala.

Untuk memudahkan dalam pengukuran potensial dan arus yang mengalir pada pipa, maka

dipasang test box pada setiap jarak 1 km.

H. Block Station (BS)

Gas dari sumur produksi dialirkan ke 5 Stasion Pengumpul (Gathering station/Block Station)

yang terletak di masing-masing lapangan (Donggi, Matindok, Minahaki, Sukamaju dan

Maleoraja). Di dalam BS terdapat Unit separasi, Unit dehydrasi, Unit kompresi, Tangki

penampung, Unit utilitas dan Unit pengolah limbah (Flaring system dan IPAL). Berikut ini

adalah unit-unit operasi yang digunakan untuk pemrosesan gas di BS. Seluruh Blok Station

atau Stasiun Pengumpul Gas di Blok Matindok terdiri dari Stasion Pengumpulan (Gathering

System) dan sistem separasi gas bumi yang terdiri dari separator, tangki kondensat, dan

unit dehidrasi. Unit dehidrasi diperlukan untuk mengurangi kandungan air dalam gas bumi

agar tercapai spesifikasi gas pipeline yaitu maksimum 7 lb/MMSCF.

KA-ANDAL Proyek


1. Unit Sepa

Hidrokarbo

terbesar a

dengan me

dari gas. K

akan meng

merupakan

Kondensat

berat jenis

lanjut dala

Apabila tek

alami, mak

guna menj

ke konsum

Kondensat

mengguna

station/brasiPengembangan Gas Matindok II-19

n dari sumur produksi mengandung kondensat, air dan gas dimana jumlah

dalah gas. Langkah awal untuk memisahkan kondensat, air dan gas adalah

nggunakan separator gas. Di dalam alat tersebut kondensat dan air terpisah

ondensat dan air akan mengalir dari bagian bawah separator sedangkan gas

alir dari bagian atasnya. Proses pemisahaan di dalam alat tersebut hanya

proses fisika dan tanpa penambahan bahan kimia.

dan air dipisahkan dengan prinsip ketidak-saling-larutan dan perbedaan

. Kondensat ditampung di tangki penampung, sedangkan air diproses lebih

m sistem pengolah air (waste water treatment).

anan gas dari sumur berkurang akibat penurunan tekanan reservoir secara

a akan dilakukan pemasangan kompresor di Gathering Station/ Block Station

aga stabilitas tekanan gas yang masuk ke System CO2/ H2S Removal maupun

en gas tetap stabil.

ditampung di tangki penampung untuk dikirim ke Kilang LNG di Batui

kan mobil tangki. Gambar 2.13 menunjukkan sistem kerja dari gathering

lock station.

Gambar 2.13. Diagram Alir Block Station/Gathering Station.Keterangan: HP (high pressure), MP (medium pressure), LP (low pressure),KO (knock out), AGRU (acid gas removal unit)



2. Dehydration Plant

Setelah gas keluar dari unit separasi, gas tersebut selanjutnya dialirkan ke Dehydration

Unit. Dehydration plant berfungsi untuk mengeringkan gas, yaitu untuk menyempurna-

kan pengurangan air yang terikut di dalam gas. Proses yang berlangsung di dalamnya

adalah proses absorbsi (penyerapan) air dengan menggunakan bahan kimia

triethyleneglycol (TEG), yang mana TEG dapat dipakai lagi setelah dibersihkan dari air

secara fisis (close cycle). Hasil dari proses tersebut adalah gas yang sudah memenuhi

syarat untuk dikirim ke konsumen. Gambar 2.14 memperlihatkan skema kerja

dehydration plant.

Gambar 2.14. Skema Kerja Dehydration Plant

3. Tangki Penampung

Tangki penampung dipakai untuk menampung kondensat yang berasal dari separator,

sebelum diangkut ke Batui. Jumlah tangki penampung yang dipakai sebanyak 2 buah

dengan kapasitas masing-masing sebesar 1300 m3. Kondensat akan diangkut dari

Block Station ke kilang LNG di Batui dengan menggunakan road tank atau mobil tangki.

Sales Gas

AGRU

GlycolContactor

Glycol/ CondensateSkimmer

GlycolStrippingColumn

Reboiler

GlycolFilter

V-1

Glycol Cooler

ColdGlycol

Exchanger

Hotglycol

Exchanger

Glycol SurgeDrum

GlycolMake-upPump

GlycolInjection

Pump

V-2 To Flare



4. Kompresor

Kompresor yang akan dipergunakan untuk menjaga tekanan keluar dari Block station

tetap sebesar 900 psig. Kompresor ini dipasang di block station dan pemasangannya

setelah tekanan dari sumur gas sudah berada kurang dari 900 psig. Jumlah kompresor

yang ditempatkan di Block Station rata-rata 3 unit per lokasi. Hal ini dikarenakan pada

umumnya tekanan gas yang keluar dari sumur akan mengalami penurunan secara

alamiah selama proses produksi, sehingga diperlukan tambahan kompresor baru di

Gathering Station/block station.

5. Unit pengolah air

Unit pengolah air atau Unit Effluent Treatment atau Instalasi Pengolah Limbah Air

(IPAL) dipakai untuk mengolah limbah cair yang berasal dari separator dan lain-lain.

6. CO2/ H2S Removal (AGRU)

Gas yang mengalir dari Block station sebelum masuk ke Kilang LNG akan dikurangi

kandungan CO2 dan H2S nya dengan proses absorbsi menggunakan larutan MDEA

(Methyl DiethanolAmine) dalam Acid Gas Removal Unit (AGRU). Prinsip kerja unit

tersebut adalah penyerapan gas CO2 dan H2S di dalam absorber dan melepaskannya

lagi di dalam menara stripper atau column, sehingga diperoleh sweet gas dengan

kandungan CO2 dan H2S yang rendah. Gambar 2.15 menunjukkan diagram alir Acid

Gas Removal Unit. Gas dari 5 Block Station dialirkan melalui pipa ke Acid Gas Removal

Unit yang terletak di GPF di Kayowa atau di Kilang LNG.



Acid Gas Removal Unit (AGRU)

Fungsi utama dari AGRU adalah pembuangan karbon dioksida. Pembuangan karbon

dioksida diperlukan untuk mencegah timbulnya masalah pembekuan dan penyumbatan

pada suhu yang sangat rendah yang dipakai dalam Unit liquifaction. Konsentrasi karbon

dioksida dalam aliran gas akan dikurangi sampai 50 bagian per sejuta volume (ppmv)

dengan cara penyerapan dengan menggunakan larutan dasar-amina (amine-based

solution). Kegiatan ini merupakan pengolahan lingkaran tertutup (closed-loop) dan

regeneratif sehingga karbon dioksida yang terserap akan terangkat dari larutan yang

mengandung (banyak) karbon dioksida. Karbon dioksida yang terangkat akan dilepas ke

udara, dan larutan amina yang sudah bebas dari karbon dioksida dikembalikan pada

langkah penyerapan.

Larutan dasar-amina yang dipakai dalam semua AGRU juga akan menghilangkan

seluruh campuran sulfur yang telah berkurang yang mungkin masih tertinggal (sebagai

contoh, hydrogen sulfida, merkaptan, dan lain-lain). Namun demikian, analisis bersifat

komposisional yang ada menunjukkan bahwa sulfur yang tertinggal dalam ransum

(feed) gas alam hanya sedikit sekali atau tidak ada sama sekali.

DHP

GATHERINGSTATION

AmineContactor

Amine FlashTank

Lean-RichAmine

Exchanger

StillStrippingColumn

Reboiler

AmineboosterPump

LeanAmineCooler

AmineFilter

AmineCirculation

Pump

SRU

CondenserOutletGas Scrubber

InletGas Scrubber

Gambar 2.15. Diagram Alir Acid Gas Removal Unit



7. Sulfur Recovery Unit (SRU)

Sulfur recovery dimaksudkan untuk memenuhi ketentuan dan perundangan- undangan

lingkungan sesuai dengan nilai ambang batas yang diizinkan pada Kepmen LH No.129

Tahun 2003. Terdapat beberapa proses yang tersedia untuk memproduksi sulfur dari

hydrogen sulfide. Beberapa proses didesain dengan maksud untuk memproduksi sulfur

dan beberapa proses juga dikembangkan dengan tujuan utama untuk menghilangkan

kandungan H2S dari gas bumi dengan produksi sulfur hanya sebagai hasil dari proses

lanjutan yang harus dilakukan.

Mengingat masih terdapat 2 kemungkinan kandungan sulfur dalam Gas Alam yang

diproduksikan dari sumur2 gas di blok Matindok, maka Teknologi Proses yang

dipertimbangkan untuk sulfur recovery ada dua yaitu ;

a. Proses Claus

Proses Claus dipilih apabila kandungan sulfur dalam gas alam mencapai lebih dari

5000 ppm. Dari banyak teknologi yang ada, proses Claus adalah yang paling

terkenal dan paling banyak diaplikasikan di seluruh dunia. Proses Claus

menggunakan prinsip oksidasi menggunakan oksigen atau udara pada suhu sekitar

1200 oC melalui reaksi sebagai berikut ;

H2S + O2 SO2 + H2O

H2S + SO2 S + H2O

Proses Clauss dapat memproduksi sulfur dari umpan gas yang mengandung 15% -

100% H2S. Terdapat berbagai macam skema alir dari proses Clauss dimana

perbedaan utamanya terletak pada susunannya saja.

Gas asam dikombinasikan secara stoikiometri dengan udara untuk membakar 1/3

dari total H2S menjadi SO2 dan semua hidrokarbon menjadi CO2. Pembakaran H2S

terjadi di burner dan kamar reaksi. Aliran massa bertemperatur tinggi hasil dari

pembakaran dilairkan ke waste heat boiler dimana panas akan dibuang dari gas

hasil pembakaran tersebut. Aliran gas selanjutnya diumpanakan ke reactor dimana

akan terjadi reaksi yang akan mengubah SO2 menjadi sulfur. Hasil reaksi

selanjutnya didinginkan di kondenser pertama dan sulfur cair yang dihasilkan

dipisahkan. Gas yang keluar condenser pertama selanjutnya dipanaskan dan

diumpankan ke reactor kedua. Dalam reactor ini terjadi reaksi yang sama dengan

reaksi dalam reactor pertama. Produk yang keluar dari reactor kedua selanjutnya

didinginkan dalam condenser kedua dan sulfur cairnya dipisahkan.



b. Proses Shell Paques

Untuk kandungan sulfur dalam gas alam dibawah 5000 ppm, maka akan dipilih

teknologi dari Shell Paques. Proses Shell Paques adalah proses biologi untuk

removal H2S dari umpan gas sangat sesuai untuk kapasitas produksi sulfur 0.5 30

ton/hari. Larutan yang digunakan untuk menyerap H2S adalah larutan soda yang

mengandung bakteri sulfur. Penyerapan H2S terjadi pada kolom absorber dan

larutan yang keluar dari absorber diregenerasi di tangki aerator dimana hidrogen

sulfida secara biologi dikonversi menjadi elemen sulfur oleh bakteri sulfur.

Konsentrasi H2S yang bisa dicapai oleh proses ini dibawah 5 ppmv. Tekanan operasi

proses Shell Paques adalah 0.1 90 barg.

c. Tail Gas Treating

Dalam Tail Gas Treating Unit, senyawa H2S yang tidak terkonversi dalam unit sulfur

recovery dikonversi menjadi senyawa sulfur sehingga gas buang yang dihasilkan

memenuhi spesifikasi lingkungan.

Secara keseluruhan, proses pemisahan gas asam dan proses sulfur recovery untuk

mencapai spesifikasi gas pipeline ditunjukkan oleh Gambar 2.16.

Gambar 2.16. PFD Acid Removal dan Sulfur Recovery Unit (Claus Process)



I. Kilang LNG

Rencana lokasi Kilang LNG di dua tempat yaitu pantai desa Uso (Kecamatan Batui)

atau Desa Padang (Kecamatan Kintom). Gas yang telah diproses di BS/GPF di Donggi dan

BS/GPF di Matindok yang kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan

dikirim ke Kilang LNG. Pengiriman gas dari GPF Donggi dilakukan langsung ke Kilang LNG

di Batui atau Kintom. Sedangkan Pengiriman gas dari GPF Matindok dilakukan melalui

junction pada pipa jalur Donggi-Kilang LNG di Batui atau Kintom.

Secara garis besar fasilitas di kilang LNG akan terdiri dari unit proses, unit

penampung, unit utilitas, unit pengolah limbah, unit pelabuhan dan infrastruktur. Diagram

alir Kilang LNG disederhanakan seperti pada Lampiran 10.

1. Unit Proses

Unit Proses terdiri dari Fasilitas Penerimaan Gas, Fasilitas Pemurnian Gas dan Fasilitas

Pencairan Gas.

a. Fasilitas Penerima Gas

Kapasitas design dari fasilitas ini direncanakan sebesar minimum 300 MMSCFD yang

terdiri dari knock out drum, separator dan slug chatcer. Dari fasilitas ini gas akan

dialirkan ke fasilitas pemurnian gas (Acid Gas Removal Unit/AGRU) melalui unit

kompresi. Kondensat yang terkumpul dari unit ini akan dialirkan ke unit stabilisasi

kondensat dari Fasilitas Pencairan Gas Bumi.

b. Fasilitas Pemurnian Gas

Kilang LNG dapat dipastikan akan terdiri dari dua bagian umum: bagian pemurnian

gas dan bagian pencairan/liquifaction gas. Bagian pemurnian gas diringkaskan di

bawah dan bagian pencairan gas dalam bagian berikutnya. Masing-masing dari

kedua train pemurnian yang hampir sama itu meliputi AGRU, Unit Pengeringan dan

Unit Pembuangan Merkuri (MRU). Pemurnian gas diperlukan untuk menghindari

masalah karat dan pembekuan dalam Unit Liquifaction.

Dehydration Unit

Tujuan dari Unit Pengeringan ini adalah untuk mengeringkan gas jenuh-air dari

AGRU untuk menghindari masalah pembekuan dan penyumbatan (formasi hidrat)

pada temperatur sangat dingin yang dipakai dalam Unit Pembekuan. Kadar air

dalam gas alam akan dikurangi sampai tidak lebih dari 1 ppmv.



Pengeringan akan dicapai dengan cara dua-langkah. Tumpukan air akan dibuang

dengan mendinginkan gas alam kasren (sweet) sampai 23C dan pemisahan cairan

yang dipadatkan. Setelah langkah pembuangan tumpukan air, tingkat residu air

(sudah berkurang ke tingkat 1 ppmv) akan dibuang dengan penyerapan pada

saringan molekul. Penyerapan saringan molekul merupakan kegiatan siklus yang

melibatkan regenerasi periodik saringan setelah saringan dipenuhi air. Regenerasi

ini dilaksanakan dengan melewatkan aliran gas yang dipanaskan (gas alam kasren

dari AGRU) melalui dasar untuk melepaskan air yang tertahan sebelumnya. Gas

water-laden regenerant kemudian didinginkan agar mencair untuk mendapatkan

kembali air yang terkandung. Setelah pemisahan air, gas water-laden regenerant

akan diteruskan ke sistem gas bahan bakar. Air yang diperoleh akan diteruskan ke

Unit Effluent Treatment.

Unit Pembuangan Merkuri (MRU)

MRU menghilangkan kuantitas kecil merkuri yang mungkin masih ada dalam gas

alam yang diproduksi. Kandungan merkuri ini harus ditekan sampai di bawah

ambang batas baku mutu, untuk mencegah terjadinya kerusakan peralatan utama

dari unit pencairan gas yang sebagian besar terbuat dari aluminium. MRU diadakan

sebagai tindakan pencegahan karena merkuri dapat bereaksi dengan aluminium

pada Unit Pencairan, yang dapat menyebabkan tidak berfungsinya alat penukar

panas (heat exchanger). Dengan dibuangannya merkuri tersebut maka akan terjadi

penyerapan merkuri secara kimia pada dasar katalis non-regeneratif untuk diproses

ulang.

c. Fasilitas Pencairan Gas Alam

Tujuan utama dari Fasilitias Pencairan adalah untuk mencairkan gas alam menjadi

produk LNG. Sebelumnya dilakukan pemisahan kandungan hydrokarbon berat untuk

menghindari terjadinya pembekuan dalam pipa-pipa pencairan gas. Fasilitas

tersebut akan meliputi Unit Pendinginan/Pencairan, Unit Pemecahan (fractionation)

dan Unit Stabilisasi, dengn kapasitas fsilitas mencapai 2 juta mtpa.

Unit Pendinginan/Pencairan

Pencairan dilakukan dalam dua langkah. Langkah pertama meliputi pendinginan

awal gas alam sampai mencapai suhu lebih kurang minus 17C sampai minus 34C.



Setelah pendinginan awal, gas alam akan didinginkan sampai mencapai suhu yang

sangat dingin yaitu minus 164C untuk menyempurnakan proses pencairan.

Kemudian LNG yang dihasilkan akan dialirkan ke tempat penyimpanan LNG.

Penggerak utama untuk kompresor pendingin direncanakan menggunakan turbin

gas. Pemilihan jenis turbin gas, jumlah turbin yang dibutuhkan serta pemakaian

tenaga listrik keseluruhan akan bergantung pada proses pendinginan yang akhirnya

dipilih.

Unit Fraksinasi

Unit ini akan memisahkan komponen yang lebih berat yang diperoleh dari gas alam

menjadi tiga jenis: metana dan etana; gas propana dan butana cair (LPG) serta

kondensat. Pemisahan akan dilakukan dalam kolom deethanizer yang akan

melepaskan gas metana dan etana, kolom depropanizer yang menghasilkan

propana (refrigerant grade propane), dan unit debutanizer yang akan memisahkan

komponen sisa menjadi satu jenis komponen butana dan pentana dan komponen

yang lebih berat. Gas metana yang diperoleh akan dikirim ke sistem bahan bakar

dari kilang di mana gas etana dan propana dapat dipakai sebagai bahan pendingin.

Gas butana dan semua kelebihan fraksi yang lebih ringan akan dialirkan kembali ke

dalam produk LNG. Gas pentana dan fraksi lebih berat (kondensat) akan diteruskan

ke Unit Stabilisasi.

Unit Stabilisasi

Unit Stabilisasi akan membuang setiap komponen ringan sisa yang mungkin

terdapat dalam aliran kondensat. Pembuangan komponen ringan ini diperlukan

untuk menjaga tekanan uap air kondensat sebelum disimpan. Hidrokarbon ringan

yang berasal dari unit ini akan dialirkan ke sistem gas bahan bakar.

d. Kompresor

Kompresor yang akan dipergunakan untuk menaikkan tekanan dari 450 psig

menjadi tekanan 750 psig yang ditempatkan di Kilang LNG dan Jumlah kompresor

yang ditempatkan di area Kilang LNG sebanyak 3 unit dengan kapasitas 150

MMSCFD/unit. Tekanan masuk (suction) 450 psig, sedangkan tekanan keluar

(discharge) 750 psig.



2. Fasilitas Penyimpanan Gas

Fasilitas Penyimpanan Gas akan terdiri dari sistem-sistem berikut:

Sistem Penyimpanan dan Pemuatan LNGSistem Penyimpanan dan Pemuatan KondensatSistem Penyimpanan Bahan Pendingin (refrigerant)

Sistem Pembakaran Gas BuanganSistem Pencegahan KebakaranSistem Pengolahan dan Pembuangan Limbah

Fasilitas tersebut di atas diringkaskan sebagai berikut:

Penyimpanan dan Pemuatan LNG

Produk LNG dari Unit Pendingin/Pencairan akan disimpan pada tekanan mendekati-

tekanan-atmosfir dalam tanki penyimpanan LNG dan kemudian secara berkala dimuat

ke tanker LNG pengangkut. Sistem pemuatan kapal akan dirancang untuk memindahkan

125.000 m dalam waktu lebih kurang 12 jam. Sistem penyimpanan LNG akan terdiri

dari 2 tanki yang masing-masing berkapasitas lebih kurang 80.000 m.

Penyimpanan dan Pemuatan Kondensat

Produk kondensat dari Unit Stabilisasi akan disimpan dalam tanki kondensat dan secara

berkala dimuat kekapal kondensat untuk di ekspor melalui dermaga kondensat. Sistem

pemuatan kapal kondensat secara tentatif akan dirancang untuk memuat kapal

berkapasitas antara 1.000 - 5.000 DWT. Tanki kondensat akan mempunyai kapasitas

lebih kurang 20.000 m.

Penyimpanan Bahan Pendingin

Gas propana yang berfungsi sebagai bahan pendingin akan disimpan dalam bullet

penyimpanan bahan pendingin bertekanan. Ukuran dari bullet penyimpanan ini akan

ditentukan selama masa pengembangan rancang bangun.



Sistem Pembakaran gas buangan (Wet dan Dry Flare)

Sistem Pembakaran Gas buangan akan digunakan untuk membuang gas hidrokarbon

dari train pengolahan Kilang LNG dan fasilitas offsites selama operasi normal, keadaan

pada waktu ada kerusakan peralatan maupun dalam keadaan darurat akan dibuang

dan dibakar langsung ke udara. Sistem Penglepasan dan pembuangan gas (Flare) akan

didisain tiga menara pembakaran yaitu Dry Flare untuk train pengolahan Kilang LNG,

Wet Flare untuk Acid Gas Removal Unit dan fasilitas offsites serta Marine Flare untuk

Kapal tanker pengangkut LNG pada saat memuat LNG ke Kapal.

Sistem Pencegahan Kebakaran

Sistem Pencegahan Kebakaran dapat dipastikan akan terdiri dari tiga komponen dasar

yaitu (1) alat pemantau dan alarm, (2) persyaratan pencegahan kebakaran pasif, dan

(3) peralatan dan sistem pemadam kebakaran aktif. Kilang LNG akan dilengkapi dengan

alat pemantau yang bekerja terus-menerus untuk memberi tanda kepada personil kilang

mengenai terjadinya kebakaran dan untuk memberikan indikasi yang jelas mengenai

lokasi dan keadaannya. Pencegahan kebakaran pasif, yang mengacu kepada ketentuan

rancangan yang digabungkan dalam rancangan kilang, akan dipakai sejauh mungkin

secara konsisten dengan batasan-batasan ekonomis.

Pencegahan kebakaran pasif meliputi:

membuat insulasi selubung bejana (vessel skirts) dan kolom/struktur rak pipatahan-api.

pelindung percikan untuk flanges atau komponen lain dengan tingkat kebocorantinggi.

spacing peralatan dan pengurungan tumpahan (spill containment) yang tepatsesuai dengan standar internasional yang layak yang berlaku (seperti NFPA

59A).

Peralatan/sistem pemadaman kebakaran aktif adalah alat-alat (items) yang akan dipakai

secara aktif untuk mengawasi/memadamkan keadaan kebakaran/bahaya sebenarnya.

Pemadaman kebakaran aktif meliputi items dimaksud seperti:

Sistem distribusi air pemadam-api bertekanan udara untuk seantero daerahpengolahan kilang termasuk cadangan dari pompa, hidran kebakaran, pemantau

kebakaran, gulungan/rak slang dan sistem distribusi perpipaan;



Sistem penggenangan CO2 untuk semua ruangan turbin gas, mesin diesel danruang pengawas tak-berorang;

Sistem penggenangan pemadam kebakaran non-halon (non-halon firesupressant) untuk semua ruang pengawasan yang secara rutin ada orangnya;

Sistem busa dengan busa ekspansi tinggi untuk mengurangi tumbulnya uapuntuk tumpahan LNG terkurung dan busa ekspansi rendah digunakan untuk

tumpahan hidrokarbon berat;

Mobil kebakaran; Pemadam bubuk kering tersedia dalam bentuk unit paket (contohnya, untuk

katup pembuang tekanan tanki penyimpan LNG) serta unit-unit portabel dan

beroda yang ditempatkan di keseluruhan kilang pemadam kebakaran tangan

portabel.

Effluent Treatment Unit atau Instalasi Pengolah Limbah (IPAL)

Sistem Effluent Treatment akan diadakan untuk mengumpulkan dan mengolah arus

limbah lembab terkontaminasi yang berasal dari Kilang LNG. Liquid waste effluents dari

fasilitas akan terdiri dari air limbah berminyak pengolahan, air hujan tak-tertampung

dan air pencucian lantai yang terkontaminasi secara potensial, limbah bersih, dan jika

mungkin, penawaran air asin.

Untuk mengurangi kuantitas genangan air permukaan yang akan diolah, maka areal

kontaminasi permukaan potensial (daerah rawan kebocoran minyak) akan diawasi,

untuk mencegah run on dan run off, dan dialirkan ke kilang pengolahan limbah. Air

hujan tak-tertampung dari jalur hijau dan areal kilang yang tidak terkontaminasi oleh

limbah akan dibuang langsung ke laut.

3. Fasilitas Kebutuhan Utilitas

Semua utility yang diperlukan untuk menunjang kegiatan kilang akan disediakan sesuai

dengan kebutuhan. Kilang LNG akan ditunjang oleh seperangkat sistim utilitas yang

terdiri dari antara lain:

Sistem Pembangkit Tenaga Listrik

Sistem Bahan Bakar Sistem Uap Tekanan Rendah Sistem Air Kilang dan Peralatan Sistem Nitrogen Sistem Suplai Air



Sistem Pembangkit Tenaga Listrik (Normal dan Darurat)

Semua kebutuhan tenaga listrik akan diproduksikan sendiri tanpa mendatangkan tenaga

listrik dari luar. Pembangkit tenaga listrik untuk operasi normal akan dicapai dengan

cara pembangkit turbin gas. Sumber bahar bakar untuk pembangkit turbin tersebut

adalah bagian dari gas alam yang diproduksi dan dimurnikan. Kebutuhan tenaga listrik

kilang diperkirakan sebesar kira-kira 58 mega watt akan diproduksi sendiri atau

menggunakan gas sebesar 10 MMCFD.

Jika terjadi kegagalan tenaga listrik utama, pembangkit diesel darurat akan disiapkan

untuk menjamin keberlangsungan fungsi instrumentasi dan kontrol, serta untuk

menyediakan penerangan darurat selama shutdown berkala. Sistem kelistrikan kilang

akan dilengkapi dengan peralatan start dan pemindahan (transfer) otomatis sehingga

kehilangan tenaga listrik akan segera menghidupkan pembangkit dan memindahkan

muatan yang penting ini ke sistem tenaga listrik darurat.

Sistem Bahan Bakar

Sistem bahan bakar gas akan diadakan untuk memasok bahan bakar untuk menjalankan

turbin pada kompresor pendingin, turbin pembangkit tenaga listrik, dan beberapa

penggerak mekanis lainnya di dalam Kilang LNG. Sumber utama bahan bakar gas

adalah aliran yang diambilkan dari suplai gas alam, ekstrak gas dari tanki penyimpanan

LNG, dan gas metana yang didapat dari demetanizer.

Bahan bakar diesel akan berfungsi sebagai sumber bahan bakar untuk kapal-kapal

tunda dan kapal-kapal lainnya, pompa air-pemadam-api darurat, Kompresor udara

cadangan dan pembangkit tenaga listrik darurat. Kuantitas bahan bakar diesel yang

tersedia setiap saat akan mencukupi untuk menjamin tersedianya suplai untuk

menjalankan pompa air-pemadam-api untuk waktu yang lama. Bahan bakar diesel akan

disimpan dalam satu atau lebih tanki penyimpanan.

Sistem Uap Tekanan Rendah

1 Unit Boiler didesign untuk menyediakan kebutuhan uap bertekanan rendah akan

berfungsi sebagai media panas untuk peralatan reboiler di unit gas treating.



Sistem Udara Kilang dan Peralatan

Udara untuk kilang dan peralatan akan dipasok oleh kompresor udara yang digerakkan

oleh motor listrik yang menyediakan udara untuk kebutuhan peralatan instrumentasi

dan kebutuhan lainnya seperti pemeliharaan kilang . Kompresor udara cadangan yang

digerakkan oleh mesin diesel juga akan diadakan untuk memungkinkan shut down

berkala dari setiap kompresor.

Sistem Produksi Nitrogen

Nitrogen dibutuhkan sebagai komponen dari bahan pendingin campuran, untuk

pembersihan peralatan dan perpipaan sebelum dibuka untuk perawatan dan untuk

aplikasi gas lapisan tertentu. Nitrogen akan didapat dari sistem udara kilang oleh kilang

pemisahan udara dan kemudian sebagian dicairkan untuk penyimpanan sebagai

nitrogen cair. Rancang-bangun dari unit penyimpanan dan penguapan nitrogen akan

direka untuk menyediakan jumlah nitrogen yang cukup untuk melayani kebutuhan satu

train LNG dalam waktu 10 jam selain untuk memenuhi kebutuhan lainnya kilang.

Sistem Suplai Air

Berbagai ciri air dari dari sumber-sumber yang secara potensial berbeda akan

disediakan untuk kilang yang meliputi yang berikut:

Sistem Air Tawar Sistem Air Pemboran Sistem Air Perawatan Sistem Air Tingkat-murni-tinggi (High-purity Water) Sistem Air Isian Pemanas (Boiler Feed Water)

Sistem Air Minum (Potable/Drinking Water)

Air tawar akan berfungsi sebagai sumber pasokan air, setelah pengolahan yang

memadai, untuk pelayanan, pemurnian-tinggi dan pemanasan dan sebagai suplai air

minum. Sumber air tawar sejauh ini belum ditetapkan dan masih dikaji sebagai studi

alternatif dalam ANDAL. Beberapa alternatif yang masih dalam pertimbangan adalah

dari sumber air bawah tanah, air permukaan, atau jika pilihan yang tepat tidak ada akan

melakukan pemurnian air laut.

Air untuk pemboran akan dipasok ke unit pemboran untuk penyiapan lumpur air tawar.

Air pemboran juga akan dipakai pada anjungan bor sebagai air pembersih.



Air untuk pelayanan akan dipakai untuk pendingin bearing, kompresor dan turbin, untuk

melengkapi sistem air-pemadam-api, dan untuk kegunaan umum kilang seperti

pembersih lantai, pencuci perlengkapan, dan pengujian tekanan. Air demineraliser

diperlukan utuk memasok air pada AGRU dan untuk penyiapan pelarut pembuang gas

asam. Air ini akan dihasilkan dengan cara demineralisasi pertukaran ion (ion exchange

demineralization).

Air minum akan dipasok untuk keperluan minum selain untuk keperluan lain seperti

untuk tempat mandi dan cuci muka yang aman, pancuran ruang ganti, wc, penyiapan

makanan dan lain-lain. Air minum akan diproses untuk memenuhi undang-undang

kesehatan dan standar mutu yang berlaku.

4. Fasilitas Pelabuhan Khusus (Dermaga Khusus LNG)

Pemuatan Produk LNG

Produk LNG akan dimuat dari dermaga LNG dengan Kapal LNG berukuran 85.000

sampai 137.000 m diperkirakan akan singgah di pelabuhan ini untuk memuat LNG

yang diproduksi dengan frekuensi antara tiga hingga empat kapal per bulan. Proyek

LNG Donggi Senoro membutuhkan fasilitas pelabuhan khusus untuk kebutuhan

transportasi dan suplai proyek (Gambar-gambar dermaga LNG disajikan pada

Lampiran 9). Ada dua alternatif lokasi dermaga dan kilang LNG yang direncanakan

yaitu: (1) terletak di Uso Kecamatan Batui dan (2) di Padang Kecamatan Kintom.

Pelabuhan khusus ini merupakan pelabuhan yang akan dipergunakan dan dikelola

sendiri untuk kepentingan operasi Kilang LNG dan Fasilitas Produksi Gas Proyek LNG

Donggi Senoro serta tidak diperuntukan untuk masyarakat umum. Kegiatan pelabuhan

khusus dilakukan dalam skala kecil dan hanya untuk keperluan proyek dan tidak akan

digunakan untuk keperluan komersial lainnya atau pembuatan kapal laut. Berbeda

dengan pelabuhan laut pada umumnya, kegiatan pelabuhan laut khusus ini hanya terdiri

dari jembatan (trestles) dan daerah berlabuh. Pelabuhan khusus LNG terdiri dari

pelabuhan muat LNG jembatan (trestles) dan lintasan (causeways). Lokasi rencana

pelabuhan khusus ini mengikuti rencana lokasi untuk Kilang LNG yaitu di dua alternatif

lokasi yaitu pantai di Desa Uso Kecamatan Batui atau pantai Desa Padang Kecamatan

Kintom. Kedua lokasi alternatif dermaga khusus LNG ini ditetapkan ditetapkan

berdasarkan pertimbangan sebagai berikut:



a) Kedalaman laut cukup untuk tanker LNG (13 m di bawah permukaan surut

terendah).

b) Jarak dari lokasi dermaga ke pantai merupakan jarak terdekat, sehingga

biaya kontruksi jembatan ke dermaga lebih murah.

c) Berdasarkan studi, sedimentasi yang terjadi di sekitar dermaga cukup

rendah sehingga tidak memerlukan pengerukan kolam pelabuhan selama

operasi.

d) Jarak dermaga LNG ke kilang LNG merupakan jarak terdekat, sehingga

biaya pemipaan untuk LNG dan utilitas lebih murah.

e) Jarak dermaga LNG cukup jauh dari fasilitas lainnya sehingga cukup aman

bagi kegiatan lainnya jika terjadi kebocoran LNG di dermaga.

Pada saat ini terdapat 1 (satu) pelabuhan umum di Luwuk ibukota Kabupaten Banggai.

Pada umumnya, lalu lintas kapal yang berhubungan dengan pelabuhan ini terdiri dari

kapal barang dari/ke Luwuk, kapal penumpang Tilong Kabila jurusan Indonesia Timur

milik PELNI. Letak pelabuhan umum ini sekitar 50 km dari pelabuhan khusus Proyek

LNG Donggi Senoro diperkirakan tidak akan menggangu lalu lintas kapal dari pelabuhan

Luwuk.

Tidak ada pra-investasi yang diperlukan untuk mengakomodasi kebutuhan perluasan

fasilitas pelabuhan khusus Proyek LNG Donggi Senoro, namun perencanaan harus

mempertimbangkan kemungkinan untuk menambah maximum dua train kilang LNG lagi

tanpa harus mempengaruhi kegiatan operasi produksi kilang LNG dan eskpor LNG

melalui pelabuhan khusus tersebut. Pada tahap operasi, daerah dengan radius sekitar

620 meter pada semua sisi dermaga LNG akan dijadikan sebagai Kawasan Tertutup bagi

lalu lintas kapal lainnya guna kepentingan keselamatan (safety exclusion zone).

Gambar Dermaga (lampiran 9) menunjukkan kawasan tertutup untuk keselamatan

dermaga khusus LNG dan Dermaga combo. Luas daerah kawasan tertutup untuk

keselamatan telah diperkirakan berdasarkan hasil studi penyebaran Gas LNG dan

kondensat yang mungkin bocor selama kegiatan pengisian ke tanker. Di samping

kawasan tertutup untuk keselamatan pada kedua dermaga, daerah perairan dengan

diameter 750 m di depan dermaga LNG juga diperlukan untuk manuver tanker LNG

(tanker manuver basin).



5. Infrastruktur Kilang

Infrastruktur In-Plant

Fasilitas infrastruktur in-plant adalah yang bukan merupakan bagian dari sistem

pengolahan inti, offsites ataupun utility. Fasilitas infrastruktur in-plant terutama terdiri

dari bangunan-bangunan, barak-barak serta pagar. Diharapkan bahwa kilang akan

meliputi namun tidak terbatas pada ruang-ruang berikut ini:

Ruang Pengawasan Bengkel perawatan Gudang Laboratorium Ruang istirahat/sholat Pos kebakaran dan darurat

Infrastruktur Umum

Infrastruktur umum meliputi semua fasilitas yang diperlukan untuk menunjang personil

dibutuhkan untuk operasi dan perawatan GPF dan Kilang LNG. Infrastruktur umum

adalah fasilitas-fasilitas yang terdapat di luar kilang. Infrastruktur umum akan meliputi,

namun tidak terbatas pada fasilitas di bawah ini:

Bangunan administrasi Kilang Fasilitas Pengobatan Kantin Fasilitas keagamaan Fasilitas rekreasi/atletik Kelengkapan air dan listrik Fasilitas pengumpulan dan pembuangan limbah kering dan basah

Kegiatan pengamanan Komunikasi umum Kegiatan Otorita Banda bea cukai dan keimigrasian Fasilitas pelatihan



2.1.1.3.2. Kegiatan yang Diduga Akan Menimbulkan Dampak

A. Tahap Prakonstruksi

Komponen rencana kegiatan pada tahap prakonstruksi yang berpotensi menimbulkan

dampak adalah kegiatan pembebasan lahan dan tanam tumbuh dan pemanfaatan tenaga

kerja.

1. Pembebasan Lahan dan Tanam Tumbuh

Pada lokasi untuk sumur pengembangan, pemasangan pipa dan unit produksi akan

dilakukan pembebasan dan tanam tumbuh. Lahan yang akan digunakan diusahakan

bukan lahan permukiman. Proses pembebasan lahan dan pemberian kompensasi tanam

tumbuh akan dilaksanakan melalui panitia sembilan.

Pengadaan lahan yang akan dilakukan pada tahap kegiatan ini akan dilakukan secara

jual-beli, sewa menyewa atau dengan cara lain sesuai dengan kesepakatan bersama.

Pengadaan lahan yang dimiliki oleh masyarakat dan perusahaan dilakukan dengan cara

jual-beli. Sedangkan pengadaan lahan yang dimiliki oleh Departemen Kehutanan akan

dilakukan dengan sistem pinjam pakai.

2. Rencana Pemanfaatan Tenaga Kerja

Tenaga Kerja konstruksi harus orang Indonesia, dengan pengecualian yang sangat

terbatas di mana diperlukan kecakapan spesialis dan yang tidak tersedia di Indonesia.

Pelaksanaan rekruitmen tenaga kerja sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-

undangan yang berlaku. Personil setempat yang telah memenuhi kualifikasi untuk

pekerjaan tertentu akan direkrut. Ada kemungkinan sejumlah tenaga kerja akan

didatangkan dari daerah lain bila tenaga dengan kualifikasi yang sama tidak dapat

dipenuhi dari penduduk lokal. Selama masa konstruksi akan dibangun dan dioperasikan

camps untuk menyediakan tempat tinggal, makanan, air, perawatan medis, dan

kebutuhan penting pekerja yang lain.

Tenaga kerja untuk pemboran sumur pengembangan diperkirakan 118 pekerja

dengan berbagai macam keahlian (skill). Jumlah, persyaratan dan spesifikasi

kebutuhan tenaga pemboran sumur pengembangan disajikan pada Tabel 2.5.

Sedangkan kebutuhan spesifikasi dan jumlah tenaga kerja pembangunan Block Station

disajikan pada Tabel 2.6.



Tabel 2.5. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPemboran Per Sumur Pengembangan

No Spesifikasi/Jabatan Sertifikasi yangharus dimilikiJumlah(orang)

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

26.

27.

Company Man

K2LL

Rig Superintendent

Wallsite Supevisor

Wireline Service Company

Cementing Service Company

Mud Logging Service Company

Well testing Service Company

Mud Engineering Service Company

Casing Crew Service Company

Administration Rig

General Service Company

Camp Service

Catering Service

Security Service

Tool Pusher

Driller

Floorman

Derrickman (operator Menara Bor)

Crane Operator

Store Keeper

Roustabout

Medical

Chief Mekanik

Mecanic

Welder

Electrician

AP-3

AP-3

AP-3

AP-3

JB-3

OBL

OMB

SLO

-

OLB

-

Min. G-5

2

2

2

2

5

6

6

4

3

3

2

2

8

8

6

3

3

12

33

3

3

12

2

2

10

2

2

Total 118



Tabel 2.6. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPembangunan BS atau GPF

No Spesifikasi Jumlah Total

A PEMBANGUNAN BS

1. Tenaga Un-Skill

a. Penjaga malam

b. Office boy

c. Pembantu rumah tangga

d. Tukang gali

e. Pembantu tukang pekerjaan sipil

f. Tukang-tukang pekerjaan sipil

g. Tukang las pipa air

h. Sopir kendaraan penumpang

2. Tenaga Skill

a. Engineer project

b. Drafter

c. Foreman

d. Operator alat berat

e. Operator mesin berputar

f. Mekanik

g. Sopir kendaraan berat

4

2

2

20

20

15

5

5

Jumlah

10

4

6

5

5

5

4

Jumlah

73

39

Total 112

Pembangunan transmisi gas akan membutuhkan tenaga kerja baik tenaga skill maupun

non skill. Jumlah dan spesifikasi tenaga kerja yang akan dibutuhkan 156 orang

dengan spesifikasi dan jumlah masing-masing jenis dan spesifikasi tenaga disajikan

pada Tabel 2.7.



Tabel 2.7. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPembangunan Transmisi Gas


A PEMBANGUNAN Pipe Line

1. Tenaga Un-Skill

a. Tukang gali

b. Labor pipa

c. Office boy

d. Sopir kendaraan ringan

2. Tenaga Skill

a. perator peralatan berat

b. Welder (tukang las bersertifikat)

c. Foreman

d. Engineer

e. Suveyor (Juru Ukur)

f. Sopir kendaran berat

20

20

4

10

Jumlah

10

32

6

10

4

10

Jumlah

54

72

Total 156

Fabrikasi pipa dan peralatan konstruksi lain yang dilakukan di luar lokasi kegiatan juga

secara tidak langsung akan menyerap tenaga kerja, baik tenaga skill maupun nonskill.

Jumlah dan spesifikasi tenaga kerja yang akan dibutuhkan 112 orang untuk

pembangunan Manifold Station (MS) di Minahaki yaitu dengan spesifikasi dan jumlah

masing-masing jenis spesifikasi tenaga disajikan pada Tabel 2.8, sedangkan jumlah

dan spesifikasi tenaga kerja yang akan dibutuhkan 112 orang untuk pembangunan

Kilang LNG dengan spesifikasi dan jumlah masing-masing jenis spesifikasi tenaga

disajikan pada Tabel 2.9.



Tabel 2.8. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPembangunan MS


A PEMBANGUNAN MS

1. Tenaga Un-Skill

a. Penjaga malam

b. Office boy

c. Pemantu rumah tangga

d. Tukang gali

e. Pembantu tukang pekerjan sipil

f. Tukang-tukang pekerjan sipil



2. Tenaga Skill

a. Engineer project

b. Drafter

c. Foreman



f. Mekanik


4

2

2

20

20

15

5

5

Jumlah

10

4

6

5

5

5

4

Jumlah

73

39

Total 112



Tabel 2.9. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPembangunan Kilang LNG.


A PEMBANGUNAN GPF

1. Tenaga Un-Skill

a. Penjaga malam

b. Office boy

c. Pemantu rumah tangga

d. Tukang gali

e. Pembantu tukang pekerjaan sipil

f. Tukang-tukang pekerjaan sipil



2. Tenaga Skill

a. Engineer project

b. Drafter

c. Foreman



f. Mekanik


110

50

50

540

540

400

130

130

Jumlah

270

110

170

130

130

130

110

Jumlah

1950

1015

Total 3000

Diperkirakan bahwa akan ada 3000 lebih personil di lokasi pada saat aktivitas

konstruksi Kilang LNG puncak, yang akan bertambah secara bertahap, kemudian akan

berkurang dengan selesainya pekerjaan. Pemrakarsa menyadari bahwa angkatan kerja

sebesar ini perlu dikelola dengan ketat seperti berikut ini:

1) Pedoman yang komperhensif bagi Kesehatan, Keselamatan dan perlindungan

Lingkungan.

2) Pedoman yang komprehensif bagi hubungan masyarakat.



3) Orientasi lokasi pada saat kedatangan.

4) Kesejahteraan camp, penetapan standard minimum yang dapat diterima.

5) Cek kesehatan pra-kerja, skrining terhadap obat-obatan terlarang dan alkohol dan

uji petik.

6) Fasilitas rekreasi camp.

7) Penyediaan fasilitas penunjang medis yang memadai, dan rencana tanggap darurat.

8) Persyaratan jam kerja di lokasi dan cuti pulang ke rumah.

9) Transportasi di lokasi.

10) Fasilitas Ibadah.

11) Pengelolaan limbah camp dan konstruksi.

12) Keamanan dan perlindungan masyarakat setempat.

13) Hubungan dengan masyarakat setempat.

Hal-hal tersebut di atas akan dirinci dalam dokumen lingkup kerja Pertamina EP untuk

ditaati sub-kontraktor. Pemrakarsa juga akan memastikan bahwa para sub-kontraktor

tingkat bawah dan tenaga kerja terampil menyadari dan tunduk terhadap aturan dan

prosedur yang berlaku. Kontraktor pengelolaan camp yang akhli yang berpengalaman

luas akan dipekerjakan oleh kontraktor Pertamina EP untuk melaksanakan hal tersebut

diatas, sesuai standard yang ditetapkan Pemilik.

Dengan melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan dilibatkan dalam kegiatan

pemboran sumur pengembangan ini, maka kemungkinan besar tenaga kerja untuk

tahap kegiatan ini tidak akan cukup bila hanya dipenuhi dari tenaga kerja yang berasal

dari penduduk lokal, mengingat untuk kegiatan ini sangat banyak membutuhkan tenaga

kerja yang harus memiliki kualifikasi dan sertifikasi tertentu.

Tenaga Kerja konstruksi harus orang Indonesia, dengan pengecualian yang sangat

terbatas di mana diperlukan kecakapan spesialis dan yang tidak tersedia di Indonesia.

Personil setempat yang memenuhi kualifikasi pekerjaan tertentu akan direkrut.

Diperkirakan bahwa akan ada 3000 lebih personil di lokasi pada saat aktivitas konstruksi

puncak, yang dimulai sesuai kebutuhan selanjutnya akan bertambah secara bertahap

mencapai puncak, kemudian akan berkurang dengan selesainya pekerjaan. Dengan

melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan dilibatkan dalam kegiatan pemboran



sumur pengembangan, pembangunan fasilitas produksi, pemipaan dan kilang LNG dan

fasilitas terkait lainnya, maka kemungkinan tidak akan cukup bila hanya dipenuhi dari

tenaga kerja yang berasal dari penduduk lokal, mengingat untuk kegiatan ini sangat

banyak membutuhkan tenaga kerja yang harus memiliki spesifikasi, kualifikasi dan

sertifikasi tertentu.

B. Tahap Konstruksi

Konstruksi Pengembangan Lapangan Matindok dapat digolongkan menjadi aktivitas yang

saling terkait sebagai berikut:

1) Konstruksi untuk persiapan pemboran

2) Konstruksi MS di Minahaki, BS di Donggi, Sukamaju dan Matindok, termasuk saluran

pipa penyalur di darat, lepas pantai dan unit-unit pengolahan.

3) Konstruksi Kilang LNG di Uso atau padang, termasuk fasilitas pelabuhan khusus, unit-

unit pengolahan, unit-unit penyimpanan & pengangkutan, unit-unit utility, dan

infrastruktur.

Selama keseluruhan kegiatan konstruksi, suatu program akan dilaksanakan untuk

mengawasi pembuangan limbah konstruksi dengan cara yang sesuai dengan aturan dan

peraturan lingkungan hidup Indonesia. Pemrakarsa akan mengadakan perencanaan sebagai

program pemantauan, sesuai dengan prosedur pengelolaan limbah Kontraktor Pertamina

EP, untuk memastikan dilaksanakannya aturan dan peraturan tersebut.

1. Mobilisasi dan Demobilisasi Peralatan, Material dan Tenaga Kerja

Kegiatan pengangkutan alat dan bahan serta tenaga kerja untuk pengembangan

lapangan akan menggunakan jasa angkutan laut dan darat ke lokasi rencana kegiatan

pemipaan dan fasilitas produksi serta LNG.

Peralatan dan material yang diangkut volumenya sangat besar. Sebagai peralatan

konstruksi utama yang tipikal bagi konstruksi Kilang LNG berikut fasilitas yang terkait

disajikan dalam Tabel 2.10. Pengaturan mobilisasi dan demobilisasi yang tepat dari

peralatan, kuantitas puncak, total jangka waktu di lokasi, dan sumber peralatan

konstruksi akan tergantung dari strategi pelaksanaan konstruksi yang tepat dari

kontraktor utama, dari jadual dan ketersediaan peralatan.



Tabel 2.10. Peralatan Konstruksi Kilang LNG

Uraian KuantitasPuncak

Ambulans 2

Backhoe/loaders 2

Bus 100

Kompresor udara, 100 cfm sampai 600cfm 16

Derek, 15 ton kebawah 10

Derek, 22 ton sampai 40 ton 15

Derek, 50 ton 10

Derek, 110 ton 6

Derek, 225 ton 3

Derek, 1200 ton 1

Tower Crane 1

Forklif 10

Generator, 220 kW ke bawah 4

Generator, 360 kW 6

Generator, 1.0MVA 8

Lampu, kilang dan menara 6

Prime movers 10

Tangker Bahan Bakar 2

Tangker Air 2

Traktor/truk 10

Trailer 30

Truk 30

Mesin Las, diesel 80

Mesin Las, listrik 65


Kegiatan pengangkutan alat dan bahan serta tenaga kerja untuk pengembangan

lapangan akan menggunakan jasa angkutan laut dan darat ke lokasi rencana kegiatan

pemipaan dan fasilitas produksi gas serta LNG. Kegiatan mobilisasi dan demobilisasi

peralatan berat dan material yang sangat banyak diangkut dengan kendaraan berbadan

besar.



2. Pembukaan dan Pematangan Lahan

Kegiatan pembukaan dan penyiapan lahan mencakup:

a. Penebangan dan pembersihan pohon dan semak belukar pada lokasi tapak proyek,

yang luasnya sesuai dengan keperluan peruntukan lahannya.

b. Perataan dan penimbunan dilakukan untuk pematangan lahan yang akan digunakan

sebagai lokasi tapak sumur, perpipan dan fasilitas produksi dan kilang LNG. Dalam

pemenuhan material penimbunan, tidak didatangkan dari luar, tetapi memanfaatkan

material hasil perataan areal yang bergelombang di sepanjang ROW pipa secara cut

and fill.

c. Pada ROW yang memotong drainase alami dan/atau sungai, akan dipasang gorong-

gorong dan jembatan agar tidak menghambat pola aliran air. Gorong-gorong akan

dipasang pada drainase alami dan/atau anak sungai yang lebarnya lebih besar atau

sama dengan 2 m.

Kegiatan pembukaan dan pematangan lahan akan dilakukan sebagai berikut:

1) Pembukaan - Perataan dan Pengerasan Lahan-Pembukaan untuk fasilitas (base

camp, jalan, laydown area) akan dilaksanakan dengan penebangan dan perataan

sedikitnya footprint yang diperlukan untuk medukung pekerjaan yang sedang

berlangsung secara aman. Diantisipsi bahwa tidak akan mendatangkan bahan untuk

pengurukan. Pemotongan lebih, apabila ada akan disimpan di lokasi atau dibuang

di suatu daerah offsite yang ditunjuk.

2) Pengerukan - Pengerukan mungkin diperlukan untuk pembangunan dermaga dalam

Kilang LNG. Apabila hal tersebut diperlukan, maka bahan pengerukannya akan

ditimbun di daratan pantai sekitarnya untuk digunakan kembali apabila diperlukan.

3) Limbah sanitasi - Limbah sanitasi yang berasal dari camp pekerja akan dikelola di

lokasi.

4) Sampah - Limbah Padat yang berasal dari camp pekerja akan ditimbun di TPS untuk

kemudian dikelola lebih lanjut.

5) Gas Buang dari Mesin Diesel Tenaga listrik untuk camp pekerja akan dipasok oleh

generator yang digerakkan mesin diesel. Mesin-mesin tersebut akan dilengkapi

pengendali emisi baku dan akan menggunakan solar berkadar belerang rendah

guna meminimasi emisi sulfur dioksida.



6) Emisi knalpot Mesin dan Kendaraan Pengoperasian peralatan konstruksi dan

kendaraan personil akan menghasilkan emisi knalpot dalam jumlah sedikit.

7) Pembukaan, Perataan dan Pemadatan Lahan Pembukaan, Perataan dan

Pemadatan untuk Kilang LNG Induk dan fasilitas terkait akan dilaksanakan dengan

cara:

a) Pemotongan dan pengambilan footprint minimum untuk menopang pekerjaan

yang sedang berlangsung secara aman. Kurang-lebih 1.600.000 meter kubik

material harus dipotong untuk mempersiapkan lokasi kilang LNG, di mana

mayoritas material yang dipotong terkait dengan persiapan tempat tangki

penimbun LNG.

b) Pengurukan dan pemadatan bidang tanah yang rendah untuk mendapatkan

daerah yang rata yang diperlukan untuk tapak bangunan berbagai fasilitas.

Tanah yang hasil pemotongan digunakan untuk menguruk, sehingga dampak

lingkungan akibat sisa meterial tanah dapat diminimasi.

3. Kegiatan Konstruksi Manifold Station (MS) dan Block Station (BS) (atau

Fasilitas Pemrosesan Gas (GPF)

Fasilitas produksi gas meliputi pembangunan Manifold Station (MS) di Minahaki dan

Block Station (BS) di 3 lokasi yaitu Donggi, Sukamaju dan Matindok. Secara umum

kegiatan ini meliputi:

a. Pembangunan fondasi struktur dan perlengkapannya

b. Pendirian bangunan-bangunan dan pemasangan peralatan

c. Pekerjaan Piping System

d. Pekerjaan electrical dan peralatan (instrument)

Konstruksi fasilitas penunjang produksi gas di darat berakibat timbulnya limbah-limbah

berikut ini:

1) Air Hydrotest Sebelum pra-komisioning fasilitas dan pipa penyalur, maka akan

digunakan air tawar untuk hydrotest bejana tekan dan pipa penyalur. Setelah

beberapa kali hydrotest, maka air yang kurang-lebih 18.500 meter kubik, akan

dialirkan ke sungai yang mengalir ke laut lepas. Akan dilakukan analisis seksama

atas semua air buangan uji hidrostatik untuk memastikan bahwa tidak akan

menimbulkan dampak terhadap lingkungan akibat air buangan.



2) Gas buang dari Mesin Diesel Tenaga listrik untuk camp akan dipasok oleh


pengendali emisi standard dan akan mempergunakan BBM berkadar sulfur rendah


3) Pembersihan Peralatan Sebelum komisioning, peralatan akan dicuci secara

internal. Limbah air cucian tersebut akan ditangani sama seperti air hydrotest.

4) Buangan Uap dari generator/ventilasi bejana Operasi generator pembangkit listrik

dan sejumlah kecil ventilasi bejana selama komisioning akan dilepas ke udara.

5) Grit (material sand blasting) Sejumlah kecil grit dari operasi sand blasting akan

terlepas ke lingkungan.

6) Tumpahan tidak sengaja jenis material bahan bakar atau cat Tumpahan dari

lokasi kegiatan akan disimpan dan dikumpulkan untuk pembuangan akhir.

7) Pengerukan Sisa hasil pengerukan tanah akibat kegiatan konstruksi akan ditimbun

di tempat yang ditentukan yang kemungkinan akan dapat digunakan kembali untuk

penimbunan.

8) Puing dari Pembuangan Bebatuan Puing bebatuan akan ditimbun di suatu tempat

urukan tanah yang ditentukan

9) Limbah Sanitasi Air limbah sanitasi akan dikumpulkan dan diolah sampai standard

yang berlaku sebelum dibuang ke sungai.

4. Kegiatan Pemasangan Pipa Penyalur Gas

Secara garis besar jalur pipa yang dipakai untuk mengalirkan gas dari sumur - block

station (BS) Kilang LNG. Ada tiga alternatif yang diajukan dalam kegiatan pemasangan

pipa penyalur gas yaitu: (1) pemasangan pipa penyalur gas sejajar SM Bangkiriang

secara normal, (2) pemasangan pipa penyalur gas sejajar SM Bangkiriang secara

horisontal direction drilling, dan (3) pemasangan pipa penyalur gas sejajar garis pantai.

Jalur pipa trunkline akan dibuat tiga jalur alternatif yaitu: jalur alternatif-1, pemasangan

pipa trunkline dari BS/GPF Donggi melintasi SM Bangkiriang berdampingan jalan

provinsi, penggelaran pipa ditanam sedalam 2 meter kemudian ditimbun kembali atau

alternatif-2 dilakukan dengan sistem pemboran horinzontal, dengan maksud untuk

menghindari gangguan pada lahan SM Bangkiriang. Jalur alternatif-3, pemasangan

trunkline dari GPF Donggi akan dilakukan melalui pantai dengan penambahan panjang

pipa 4 km.



Ditinjau dari sisi tingkat kesulitan teknis pemasangan dan biaya perawatan, jalur

alternatif-3 relatif lebih mahal.

Di jalur darat sebagian besar dipasang dengan jarak 200 m dari jalan provinsi pada

kedalaman 2 m. Jalur pipa di darat ada yang sejajar jalan raya, memotong jalan raya

dan memotong sungai Gambar 2.17 menunjukkan konstruksi penanaman pipa normal

sejajar dengan jalan raya, sedangkan Gambar 2.18 menggambarkan bagaimana teknik

pemasangan pipa gas memotong jalan raya. Pada prinsipnya teknik pemasangan pipa

pada kedua kondisi tersebut sama yakni pipa ditanam sedalam 2 meter dari permukaan

sekitar jalan raya (general common level) dan dibalut dengan isolator dan pipa casing.

Apabila jalur pipa tersebut memotong alur sungai, pipa ditanam memotong sungai dan

dipasang minimal 2 meter di bawah dasar sungai (Gambar 2.19).

Pembuatan desain pipa transmisi telah memperhatikan pada code dan standard dan

peraturan pemerintah yang berlaku, komposisi gas, kelas lokasi, faktor laju korosi dan

faktor desain kekuatan yang lebih tinggi, sehingga diharapkan pipa memiliki

kemampuan dan kehandalan yang tinggi. Selain itu pipa juga diproteksi katodik dan

diberi pembalut luar pipa (external coating) untuk melindungi pipa dari korosi luar.

Pada setiap segmen pipa tertentu terdapat flare yang apabila terjadi kondisi tidak

normal seperti pipa bocor/pecah saat operasional, maka dengan sistem kontrol yang

tersedia, gas yang masih berada di dalam pipa akan mengalir ke flare stack secara

otomatis dan segera terbakar. Upaya yang dilakukan yaitu akan melokalisir dan

mengamankan area sepanjang jalur pipa yang bocor tersebut sesuai prosedur SOP dan

ketentuan yang berlaku. Desain pipeline juga berdasarkan Kep. Men PE No. 300K tahun

1997 dan Code and Standard .

KA-ANDAL Proyek Pengembangan G


Gambar 2.17. Disain Peletakan Pipa Sejajar Jalan Raya

Gambar 2.18. D

Jl. Raya

GROUNDLEVEL

MIN.6MMIN 5M

2.0 M

TOP CAS

VENT

RAas Matindok II-49

isain Peletakan Typical Highway Crossing

2 MTRING

BOP CASING

VENT

BADAN JALAN RAYAYAPERMUKAAN TANAH



Gambar 2.19. Disain Peletakan Typical River CrossingDi Bawah Dasar Sungai

Setelah kegiatan pembersihan lahan dan pematangan lahan selesai, maka kegiatan

pemasangan pipa penyalur gas dilaksanakan dengan urutan pekerjaan berikut ini:

1) Penggalian tanah yang akan ditanami pipa,

2) Pengelasan pipa di lokasi pemipaan,

3) Uji radiografi,

4) Penurunan pipa,

5) Penanaman pipa,

6) Hydrotest,

7) Pembersihan/pengeringan dalam pipa (pigging).

Penggelaran pipa untuk lokasi sumur Sukamaju dibuat 2 alternatif, yaitu pipa digelar di

samping jalan yang sudah ada (alternatif-1) atau gas dijual langsung ke PLN di lokasi

sumur (alternatif-2).

2 m 2 m

Jalur pipa

2 m



Fasilitas fabrikasi di darat dan kemudian diangkut ke lokasi menggunakan tongkang.

Sumber-sumber daya untuk keperluan usaha konstruksi sebagian besar akan tersedia di

tongkang-tongkang dan kapal-kapal pendukung dan hanya sedikit logistik dan material

akan dibutuhkan dari tim di darat. Diperkirakan hanya beberapa sumber daya dari

pangkalan di darat diperlukan seperti bahan bakar dan barang pakai lainnya termasuk

fasiltas camp sementara. Namun demikian, instalasi dan konstruksi jalur pipa di pantai

akan memerlukan sebuah tim kecil yang akan berpangkalan di lokasi di darat.

Aktivitas konstruksi yang terkait dengan pembangunan pipa lepas pantai dapat dibagi

menjadi fabrikasi dan pemasangan jalur pipa di pantai. Pekerjaan konstruksi akan dibagi

menjadi fase-fase utama berikut ini:

a. Fabrikasi di Darat. Bagian-bagian struktural pipa akan difabrikasi, dirakit dan dites

sebagai unit fungsional lengkap di bengkel fabrikasi di darat.

b. Angkutan ke Lokasi Pipa yang telah di-pra-rakit akan diangkut dari tempat-tempat

fabrikasi ke lepas pantai SM Bangkiriang menggunakan tongkang khusus untuk

tujuan tersebut.

c. Instalasi di Lepas Pantai Fase konstruksi marine ini melibatkan pemancang

fondasi, dan pemasangan pipa.

Setelah memancang tiang pemancang fondasi kemudian semua komponen pipa dan

peralatan akan disambung dan dipersiapkan untuk tujuan komisioning. Akan tersedia

sebuah kapal pendukung pekerjaan penyelaman apabila diperlukan pekerjaan di bawah

laut.

Pipa untuk pipa penyalur akan difabrikasi, di-corrosion coated dan concrete coated di

tempat-tempat fabrikasi dan kemudian diangkut ke lokasi untuk dikonstruksi. Terdapat

tempat-tempat di dasar laut yang terdiri dari gelombang pasir dan mungkin akan

diperlukan pengerukan beberapa bagian gelombang pasir tersebut. Pipa penyalur akan

diletakkan di dasar laut secara langsung atau di tempat-tempat yang telah dikeruk.

Platform risers mungkin telah di-pra-instalasi pada pipa penyalur, tergantung dari

enginiring dan penilaian rinci kondisi lingkungan.

Pipa penyalur lepas pantai disalurkan ke fasilitas di darat melalui suatu bagian yang

lazim disebut shore approach pipa penyalur. Tempat ini biasanya merupakan transisi

antara pipa penyalur bawah laut di garis pantai dan pipa penyalur di darat. Shoreline

approach pipa penyalur dibangun menggunakan metode parit terbuka konvensional.



Akan dibuat parit dari dataran lumpur dekat pantai ke suatu lokasi di darat. Pipa

penyalur akan dipasang di dalam parit tersebut dan diuruk kembali menggunakan tanah

setempat atau batu-batuan rekayasa. Sesuai peraturan Indonesia, pipa penyalur di

shore approach harus diberi parit dan dikubur sampai kedalaman 2 m sampai

kedalaman air 12 m. Metode-metode konstruksi shore approach pipa penyalur sedang

diteliti untuk memperoleh alternatif.

Pra-Komisioning Pipa Penyalur. Pipa penyalur akan dibersihkan dan diukur sebelum air

dikeluarkan. Pengeluaran air akan dlilakukan menggunakan udara, kompresor dan

serangkaian pig trains.

Kegiatan Pembangunan Instalasi Jalur Pipa & Shore Approach berpotensi menimbulkan

limbah berikut:

1) Air Hydrotest Sebelum pra-komisioning fasilitas dan pipa penyalur, maka akan

digunakan air tawar untuk hydrotest bejana tekan dan pipa penyalur. Setelah

hydrotest, maka air yang kurang-lebih 20.000 m3, akan dialirkan ke laut lepas.

Sebelum dilepas air tersebut akan dilakukan analisis seksama atas semua buangan

air uji coba hidrostatik untuk memastikan bahwa tidak akan menimbulkan dampak

terhadap lingkungan akibat air buangan.

2) Akan dilakukan analisis secara seksama atas semua buangan air uji coba hidrostatik

untuk memastikan bahwa air buangan tersebut sudah memenuhi baku mutu untuk

dibuang ke lingkungan.

3) Gas buang dari Mesin Diesel Tenaga listrik untuk camp akan dipasok oleh


pengendali emisi standard dan akan mempergunakan BBM berkadar sulfur rendah


4) Pembersihan Peralatan sebelum komisioning, peralatan akan dicuci secara

internal. Limbah air cucian tersebut akan ditangani sama seperti air hydrotest.

5) Gas Buang dari generator/ventilasi bejana Operasi generator pembangkit listrik

dan sejumlah kecil ventilasi bejana selama komisioning akan dilepas gas buang ke

udara yang secara periodik akan dipantau.

6) Grit (material sand blasting) Sejumlah kecil grit dari operasi sand blasting akan

terlepas ke lingkungan.

7) Barang Terjatuh Akan dilaksanakan aktivitas konstruksi penyalur dan

kemungkinan akan ada barang terjatuh dari barge sekalipun relatif sedikit.



8) Pengerukan Untuk mentaati peraturan Indonesia tentang penimbunan pipa

penyalur di shore approach, maka akan terdapat volume material dasar laut dan

dataran lumpur yang signifikan yang dikeruk, kira-kira 150.000 sampai 250.000

meter kubik selama konstruksi pipa penyalur. Mungkin akan terjadi pengerukan

dasar laut lebih lanjut di lokasi gelombang pasir apabila dianggap membahayakan

integritas struktural pipa penyalur.

9) Puing penimbunan bebatuan Pipa penyalur mungkin terkubur di bawah tanah asli

atau bebatuan rekayasa. Kapal-kapal Penimbun bebatuan akan diseleksi secara

seksama guna memastikan bahwa penimbunan bebatuan akan se-akurat mungkin,

namun diperkirakan bahwa beberapa bagian dasar laut akan tertutup puing

bebatuan.

10) Pengerukan pengerukan akibat instalasi pipa penyalur akan ditimbun di tempat

yang ditentukan di bagian pantai yang lebih dalam.

11) Puing dari pembuangan bebatuan puing bebatuan akan ditimbun di suatu tempat

urukan tanah yang ditentukan di darat yang lebih dalam.

12) Limbah sanitasi air limbah sanitasi pekerja akan dikelola agar tidak mencemari

lingkungan pantai.

13) Lain-lain berbagai barang, seperti bahan tali baja, dan sebagainya mungkin akan

terjatuh ke dalam laut secara tidak sengaja.

5. Kegiatan Konstruksi Kompleks Kilang LNG

Setelah pembebasan lahan untuk Lokasi Kilang LNG dan penyelesaiaan pembukaan

serta perataan lahan, maka dilakukan konstruksi Kilang LNG dan fasilitas dermaga.

Kegiatan kontruksi Kilang LNG terkait meliputi:

a. Pembangunan camp konstruksi

b. Pengembangan daerah laydown kontruksi dan jalan akses sementara

c. Aktivitas konstruksi sipil (pekerjaan tanah, jalan, saluran pembuangan, fondasi dan

gedung)

d. Pengerukan (apabila diperlukan)

1-4-5 ka andal bab 2a

Documents