1-2-6_BAB_2A

PT PERTAMINA EP -PPGM

2

BabRENCANA USAHA DAN/ATAU KEGIATAN 2.1.

IDENTITAS PEMRAKARSA DAN PENYUSUN ANDAL

2.1.1. Pemrakarsa A. Nama Perusahaan Nama Perusahaan : PT. PERTAMINA EP - Proyek Pengembangan Gas Matindok Alamat Kantor

: Menara Standard Chartered Bank Lantai 21 Jl. Prof. DR Satrio Kav 164. Jakarta Selatan, 12950, Indonesia

Telp./ Fax.

: (021) 57893688/ (021) 57946223

B. Nama dan Alamat Penanggung Jawab Kegiatan Nama

: M. Indra Kusuma

Jabatan

: General Manager Proyek Pengembangan Gas Matindok

Alamat Kantor

: Menara Standard Chartered Bank Lantai 21 Jl. Prof. DR Satrio Kav 164. Jakarta Selatan, 12950, Indonesia

Telp./ Fax.

: (021) 57893688/ (021) 57946223

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-1

PT PERTAMINA EP -PPGM

Pemrakarsa kegiatan penyusunan AMDAL ini adalah PT Pertamina EP- PPGM. Rencana kegiatan ini dibagi berdasarkan konsep bisnis Hulu dan Hilir. Sebagai pelaksana kegiatan hulu seperti eksplorasi gas, pemboran sumur pengembangan, konstruksi dan operasi produksi GPF dan penyaluran gas melalui pipa menjadi tanggung jawab Bagian Hulu yang ditangani dan menjadi tanggung jawab sepenuhnya PT Pertamina EP. Sedangkan pelaksanaan kegiatan hilir seperti konstruksi pembangunan kompleks kilang LNG, pelabuhan khusus dan operasional LNG, pelabuhan khusus dan pemeliharaan fasilitas LNG menjadi tanggung jawab Bagian Hilir, yakni PT Donggi-Senoro LNG (PT DSLNG).

2.1.2. Identitas Penyusun AMDAL A. Nama dan Alamat Instansi Nama

:

Pusat Studi Lingkungan Hidup Universitas Gadjah Mada

Alamat

:

Jl. Lingkungan Budaya, Sekip Utara Yogyakarta 55281

E-mail

:

[email protected]

Telp.

:

(0274) 565722, 902410

Fax.

:

(0274) 565722

B. Penanggung Jawab Studi Nama

:

Dr. Eko Sugiharto

Jabatan

:

Kepala Pusat Studi Lingkungan Hidup Universitas Gadjah Mada

Alamat

Jl. Lingkungan Budaya, Sekip Utara Yogyakarta 55281

E-mail

:

[email protected]

Telp.

:

(062-274) 565-722, 902-410

Fax.

:

(062-274) 565-722

C. Tim Pelaksana Studi AMDAL Tim pelaksana Studi AMDAL ini terdiri dari beberapa bagian, yaitu: ketua tim, koordinator bidang fisik kimia beserta beberapa orang anggota, koordinator bidang biologi dengan seorang anggota, koordinator bidang sosial ekonomi dan budaya dengan beberapa orang anggota, koordinator bidang kesehatan masyarakat dengan seorang anggota dan beberapa narasumber. Susunan tim penyusun AMDAL selengkapnya disajikan pada Tabel 2.1.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-2

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.1. Susunan Tim Pelaksana Studi AMDAL Jabatan Ketua

Nama Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc.

Koordinator Bidang Drs. Suprapto Dibyosaputro, M.Sc. Geofisik-Kimia Anggota

Keahlian

Sertifikat AMDAL

Ahli Kepala, Lingkungan (S2, 10 tahun)

A, B

Ahli Kepala, Geomorfologi (S2, 10 tahun)

A, B

Dr. rer. nat. Nurul Hidayat Aprilita, M.Si.

Ahli Kimia

Ir. Wahyu Widodo, M.T.

Ahli Transportasi

A,B

Koordinator Bidang Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc. Biologi

Ahli Kepala, Lingkungan (S2, 10 tahun)

A, B

Asisten

Asisten Biologi

A, B

Ahli Kepala, Sos.Ek.Bud (S2, 10 tahun)

A, B

Utiyati, S.Si.

Koordinator Bidang Drs. Dahlan H. Hasan, M.Si. Sos-Ek-Bud

(S3, 5 tahun)

A

Anggota

Supriadi, SH., M.Hum.

Ahli Sos.Ek.Bud (S2)

A, B

Asisten

Ir. Christina Lilies Sutarminingsih

Asisten Sos.Ek.Bud.

A, B

Koordinator Bidang Prof. Dr. Sugeng Yuwono Mardihusodo Kes. Mas.

Ahli Kepala, Kes. Mas. (Guru Besar)

Asisten

P. Sutrisno, S.Sos.

Asisten Kes. Mas.

A, B

Pemetaan/GIS

Ahsan Nurhadi, S.Si.

Pemetaan/GIS

A, B

Nara Sumber

Ir. Subaryono, MA., Ph.D.

GIS (S3, 15 tahun)

Dr. Ir. Subagyo Pramumidjojo

Geologi – Kegempaan (S3, 15 tahun)

Ir. Rahman Hidayat, M.Sc.,Ph.D.

Hidrooseanografi (S3, 10 tahun)

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-3

PT PERTAMINA EP -PPGM

2.2

URAIAN RENCANA USAHA DAN/ATAU KEGIATAN

Berikut ini secara keseluruhan diuraikan rencana kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok, baik kegiatan Bagian Hulu maupun kegiatan Bagian Hilir. A. Luas Tapak Proyek Termasuk Prasarana dan Sarana Lain No

Prasarana

Satuan

Luas Lahan

1.

Sumur pengembangan

17 lokasi, @ 4 Ha

68 Ha

2.

Manifold Station (MS)

3 lokasi, @ 1 Ha

3 Ha

3.

Block Station (BS)

3 lokasi, @ 10 Ha

30 Ha

4.

Jalur pipa ”flow line”

5 lokasi, lebar 8 m, panjang 35 km

14 Ha

5.

Jaur pipa ” trunk line” dari 2 BS  LNG Plant

Lebar 20 m, panjang 60 km

120 Ha

6.

Kilang LNG (termasuk LNG Jetty dan MOF)

1 unit

300 Ha

7.

Pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudah ada untuk pemboran sumur-sumur pengembangan

Lebar 6-8 m, panjang sekitar 15 km

60 Ha

Luas total lahan yang diperlukan

595 Ha

Lahan yang diperlukan untuk 17 alokasi sumur pengembangan adalah 68 ha, pembangunan fasilitas manifold station di 3 (tiga) lokasi

adalah 3 x 1 ha per lokasi (3 ha); untuk

pembangunan BS di tiga lokasi seluas 30 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 300 ha;

dan sistem pemipaan gas 20 meter

lebar x 60 km panjang pipa (120 ha). Lokasi yang perlu dipersiapkan sebelum pemboran sumur-sumur pengembangan adalah lokasi sumur dan

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). Jadi luas lahan yang diperlukan untuk tapak proyek sekitar 595 ha. Lahan yang dipergunakan akan menggunakan lahan milik masyarakat dan lainnya. Pelaksanaan pengadaan lahan secara ganti rugi dilakukan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-4

PT PERTAMINA EP -PPGM

B. Kapasitas Produksi Rencana kegiatan yang akan dilakukan oleh PT. PERTAMINA EP, Proyek Pengembangan Gas Matindok adalah mulai dari kegiatan pemboran sumur pengembangan maupun pemboran

work over, pembangunan Block Station (BS) dan membangun pipa transmisi gas (flowline dantrunkline), membangun Kilang LNG (DSLNG) berikut pelabuhan untuk membawa LNG ke luar Kabupaten Banggai.

Cadangan gas (1P, 2P dan 3P) dari lapangan-lapangan gas di blok Matindok adalah sebagai berikut : Lapangan

1P

2P

3P

Donggi

332.76

518.45

718.83

Matindok

135.51

364.47

470.64

Maleo Raja

117.54

148.71

181.54

Minahaki

80.45

128.38

195.74

Sukamaju

32.65

48.73

80.33

Kapasitas produksi gas di Blok Matindok berdasarkan perhitungan cadangan gas yang ada diperkirakan akan sebesar ± 100 MMSCFD (gross), dengan kandungan kondensat ± 850 bopd dan air terproduksi maksimum sebesar ± 2500 bwpd. Umur produksi ± 20 tahun dengan kemampuan produksi plateau sebesar 100 MMSCFD selama 13 tahun yang didasarkan atas besarnya cadangan gas dan hasil kajian ekonomi. Gas yang diproduksi mengandung CO 2 ± 2,5%, kandungan Total Sulfur ± 3.000 ppm dan kemungkinan adanya unsur lainnya. Fasilitas produksi gas yang akan dibangun terdiri dari Sumur Gas, Flowline, Manifolding

Station, Gathering Line dan Block Station (BS) berikut Processing Facility (AGRU-SRU). Pipa transmisi dari BS menuju Kilang LNG direncanakan berukuran Ø 32” sepanjang ± 23 km dengan menggunakan jalur pipa JOB Pertamina – Medco Tomori Sulawesi (yang sudah dilengkapi dengan Dokumen AMDAL tersendiri). Komposisi gas yang terkandung dalam pipa antara Sumur s/ d Block Station maupun dari Block Station sampai dengan Kilang LNG adalah sebagai berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-5

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.2. Komposisi Gas Komposisi Gas

Unit

1. Dari sumur s/d Block Station Hydrogen Sulphide H2 S Alkyl Mercaptan RSH Carbonyl Sulphide COS Nitrogen Carbon Dioxide Methane Ethane Propane Iso-Butane Normal-Butane Iso-Pentane Normal-Pentane Hexane Heptane plus Mercury Total

N2 CO2 CH4 C2 H 6 C3 H 8 i-C4 H10 n-C4 H10 i-C5 H12 n-C5 H12 C6 H14 C7 H16 Hg

2. Dari Block Station s/d Kilang LNG Nitrogen N2 Methane CH4 Ethane C2 H 6 Propane C3 H 8 Iso-Butane i-C4 H10 Normal-Butane n-C4 H10 Iso-Pentane i-C5 H12 Normal-Pentane n-C5 H12 Hexane C6 H14 Heptane plus

C7 H16 CO2 H2 S

Total Sulfur Water content

H2 O

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

% mole % mole % mole

Donggi

Matindok

0.13910 0.00200 0.00010

0.38400 0.00200 0.00020

% % % % % % % % % % % % %

mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole

1.14213 3.18000 91.22078 1.51580 1.20215 0.34065 0.33898 0.18483 0.10870 0.08113 0.54367

2.23043 3.03000 80.97919 6.49778 3.06306 0.72750 0.94917 0.65306 0.39829 0.34852 0.73681

100.000

100.000

% % % % % % % % %

mole mole mole mole mole mole mole mole mole

1.18130 94.34943 1.56779 1.24338 0.35233 0.35060 0.19116 0.11243 0.08391

2.30920 83.83896 6.72725 3.17123 0.75319 0.98269 0.67612 0.41235 0.36083

% mole

0.56232

0.76283

Spesifikasi

75 ppmv max 3.5 ppmv max 17 ppmv max 10 lb/mmscf max

II-6

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gas Rate (MMSCF/da y)

Gas Deliverability (Base on Block Station Capacity) 60

MINAHAKI

50

DONGGI

40

30

20

10

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Year

Gambar 2.1. Kemampuan Produksi Lapangan Minahaki dan Donggi

Gas Deliverability (Base on Block Station Capacity)

MALEORAJA

35

30

MATINDOK Gas Rate (MMSCF/ day)

25

20

15

10

5

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Year

Gambar 2.2. Kemampuan Produksi Lapangan Maleoraja dan Matindok

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-7

PT PERTAMINA EP -PPGM

Sedangkan komposisi gas dan kemampuan produksi khusus lapangan Sukamaju yang akan diperuntukkan ke IPP Banggai adalah sebagai berikut : Tabel 2.3. Komposisi Gas Lapangan Sukamaju Typical Gas Composition Of Production Facilities Battery Limit Hydrogen Sulphide H2 S Alkyl Mercaptan RSH Carbonyl Sulphide COS Nitrogen N2 Carbon Dioxide CO2 Methane CH4 Ethane C2 H 6 Propane C3 H 8 Iso-Butane i-C4 H10 Normal-Butane n-C4 H10 Iso-Pentane i-C5 H12 Normal-Pentane n-C5 H12 Hexane C6 H14 Heptane plus C7 H16 Mercury Hg Total Pressure (Bottom Hole) Psia Temperature (Bottom Hole) Deg. F

Unit % % % % % % % % % % % % % % % % % %

Sukamaju

mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole mole

0.1998 0.0010 0.0004 2.9764 0.3096 85.9307 4.8391 2.1274 0.6192 0.9488 0.3895 0.2797 0.2896 1.0887 100.0000 2800 250

Sukamaju Performance Prediction 7

SUKAMAJU 6

Gas Rate, MMSCFD

5

4

3

2

1

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Year

Gambar 2.3. Kemampuan Produksi Lapangan Sukamaju

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-8

PT PERTAMINA EP -PPGM

C. Jadwal Kegiatan Kegiatan pengembangan dibagi kedalam beberapa tahapan, yaitu prakonstruksi, konstruksi, operasi dan pasca operasi. Tabel 2.4. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas Matindok Tahap Kegiatan 1. Prakonstruksi 2. Konstruksi 3. Operasi a. Pemboran b. Operasi Produksi Gas c. Operasi Produksi LNG 4. Pasca Operasi

2008 ***********

2009

Tahun 2012

2013

2035

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

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

**********

Secara lebih rinci jadwal pengembangan lapangan gas Matindok dapat dilihat pada Tabel 2.5, Tabel 2.6 dan Tabel 2.7. Kilang LNG yang akan dibangun direncanakan 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 (mllion standard cubic feet per day, disingkat MMSCFD) yang berasal dari Blok Matindok sebesar 95 MMSCFD dan dari Blok Senoro sebesar 250 MMSCFD. Selain itu, juga akan dihasilkan kondensat maksimum sampai 2.500 barel kondensat per hari. Kilang LNG diperkirakan akan beroperasi selama 20 tahun. Apabila gas dari Block Matindok habis kemungkinan masih akan menerima gas-gas yang akan dikembangkan kemudian dari lapangan-lapangan baru baik dari blok JOB Senoro maupun dari Block Matindok. Pembangunan proyek yang meliputi pembangunan Block Station 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 5 lokasi sumber gas dari 4 (empat) sumur yang sudah ada dengan penambahan sumur gas baru sebanyak 17 sumur, sehingga total sumur produksi adalah 21 sumur yang akan diproduksikan selama 15 tahun periode operasi. Jadwal kegiatan konstruksi direncanakan akan dimulai awal tahun 2009. Rencana kegiatan ini dilakukan secara bertahap, dimana secara garis besar, dasar perencanaan fasilitas produksi diringkaskan seperti disajikan pada Gambar 2.4, Gambar 2.5 dan Gambar 2.6.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-9

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.5. Jadwal Rencana Kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok, Senoro dan LNG Plant

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-10

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.6. Jadwal Rencana Kegiatan Pengembangan Sukamaju dan IPP Banggai

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-11

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.7. Jadwal Rencana Operasional Pengembangan Lapangan Matindok – LNG Plant dan Sukamaju dan IPP Banggai

Tabel 2.6. Jadwal Rencana Kegiatan Pengembangan Lapangan Sukamaju dan IPP Banggai File di Bu Rita

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-12

PT PERTAMINA EP -PPGM

5,6 KM

STRUKTUR MALEORAJA

1,7 KM

STRUKTUR MATINDOK

STRUKTUR DONGGI 34,9 KM

MTD Junction

26,5KM

Gambar 2.4. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-13

BATUI

PT PERTAMINA EP -PPGM

5,6 KM

STRUKTUR MALEORAJA

STRUKTUR SUKAMAJU

STRUKTUR MATINDOK

1,7 KM

STRUKTUR SUKAMAJU

STRUKTUR DONGGI 11,9 KM

11,4 KM

11,6 KM

MTD Junction

26,5KM

Gambar 2.5. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-14

BATUI

PT PERTAMINA EP -PPGM

Compressor

Sepa ration Un it

Compressor

BS MINAHAKI

Condensate Tank

BS MATINDOK

Compressor

MLR Junction

TEG

Sepa ration Un it

8 ” X 3 900 m

BS SUKAMAJU

12” x 1 700 m

Condensate Tank

8” X 560 0 m

BS MALEORAJA

TEG

TEG

Sep aratio n Un it

14” x 11900 m

14” x 11400 m MHK Junction

14” x 11600 m

18” x 26500 m

SJU Junction Operating

Condensate Tank

Standby

BS DONGGI

Gambar 2.6. Diagram Alir Pengembangan Blok Matindok

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-15

Booster

BATUI

PT PERTAMINA EP -PPGM

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 Unit Pengering Gas, Gas Treating Unit , 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 Pelabuhan Khusus/pelabuhan. Bahan bakar minyak diperoleh dari sumber terdekat di sekitar lokasi proyek. 3. Energi listrik yang berasal dari genset berbahan gas untuk penerangan dan penggerak motor listrik. 3

Keperluan air cukup besar, untuk pemboran sekitar 420 m 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. 3

Kebutuhan air untuk operasional Kilang LNG plant memerlukan air sebesar 75 m /hari. Untuk keperluan operasional tersebut direncanakan menggunakan air tanah dalam. Kemungkinan lain operasional Kilang LNG akan menggunakan air sungai atau air laut yang telah di desalinasi terlebih dahulu. Lokasi rencana kegiatan PPGM disajikan pada Gambar 2.7.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-16

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.7. Lokasi Rencana Kegiatan PPGM

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-17

PT PERTAMINA EP -PPGM

E. Sosialisasi dan Konsultasi Publik 1) Sosialisasi Pengumumam rencana kegiatan telah dilakukan melalui media cetak, poster, radio siaran swasta setempat dan spanduk. Contoh pengumuman di media massa lokal dan nasional, poster dan spanduk disampaikan pada Lampiran 1. 2) Konsultasi Publik Dalam rangka penyusunan Kerangka Acuan (KA) ANDAL, telah dilaksanakan konsultasi publik di 2 (dua) tempat, yaitu pada hari Selasa tanggal 22 Mei 2006 di Kecamatan Batui dan tanggal 23 Mei 2006 di Kecamatan Toili. Pertemuan konsultasi publik di Kecamatan

Batui

dilaksanakan

untuk

mendapatkan

saran/masukan/tanggapan

masyarakat yang bertempat tinggal di Desa Kintom dan Batui, sedangkan yang dilaksanakan di Kecamatan Toili untuk warga masyarakat di Desa Toili dan Toili Barat. Pertemuan ini dihadiri oleh delegasi PT. PERTAMINA-EP, wakil dari Kementrian KLH, dari Ditjen Migas, Pemerintah Kabupaten Banggai, Tim Penyusun Dokumen AMDAL dari PSLH UGM - PPLH UNTAD, serta masyarakat Kecamatan 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 tanaman tumbuh Ketenagakerjaan lokal Program pemberdayaan masyarakat Keberadaan terumbu karang di lepas pantai Keberadaan Suaka Margasatwa Bakiriang Semua saran, rekomendasi dan gagasan tersebut menjadi bahan pertimbangan/ masukan bagi Tim Studi dalam penyusunan Dokumen ANDAL, RKL dan RPL Pengembangan Lapangan Gas Matindok. 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 selatantimur dari bagian tangan sebelah timur laut Sulawesi yang berbentuk tidak simetris

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-18

PT PERTAMINA EP -PPGM

dengan kemiringan sepanjang garis pantai dan berorientasi dengan arah N60ºE. 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 2.8, 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 pengeboran 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 2.8. Stratigrafi Regional Cekungan Banggai – Sula, Lengan Timur Sulawesi

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-19

PT PERTAMINA EP -PPGM

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 terletak di onshore . Cadangan gas (terambil) yang telah disertifikasi dari kelima struktur tersebut diperkirakan mencapai 699 BSCF gas (P1) dimana cadangan sebesar 666.26 BCF akan disalurkan ke LNG Plant dan cadangan sebesar 32.65 BCF dari lapangan Sukamaju yang akan dikembangkan apabila ijin dari Menteri Kehutanan mengenai alih fungsi sudah dikeluarkan. Gas hasil produksi sumur Sukamaju direncakan untuk memasok gas ke Pembangkit Listrik IPP Banggai. Berdasarkan analisa Geologi, Geofisika dan Reservoir (GGR) dari kelima struktur tersebut direncanakan untuk melakukan pemboran 17 sumur pengembangan, dengan kemungkinan ada sumur yang kering. Jenis kegiatan pekerjaan sumur meliputi pemboran sumur pengembangan (17 sumur), work over/kerja ulang (4 sumur), stimulasi, perawatan sumur, dan penutupan sumur. Pelaksanaan pemboran pengembangan di lima lapangan yang ada di PPGM yaitu masing-masing di lapangan Donggi, Minahaki, Sukamaju, Matindok dan Maleoraja mempunyai kedalaman yang berbeda. Target reservoir produksi adalah lapisan Minahaki atas atau biasa disebut lapisan Mio Carbonat, adalah reservoir gas dibatuan karbonat. Perencanaan Sumur Pengembangan Jumlah sumur yang direncanakan untuk diproduksikan dari 5 lapangan (Matindok, Maleoraja, Minahaki, Donggi dan Sukamaju) sebanyak 21 sumur, terdiri atas 4 sumur eksisting (ex-eksplorasi) dan 17 sumur pengembangan baru. Sumur2 pengembangan yang direncanakan untuk kelima lapangan tersebut akan dibor dengan lubang 26”, 17-1/2”, 12-1/4” dan 8-1/2” yang masing2 akan dipasang selubung 20”, 13 3/8”, 9 5/8” dan disemen dari dasar sampai permukaan, kecuali selubung 7” yang akan digantung dengan liner hanger pada selubung 9 5/8”. Trayek lubang 12 ¼” dilakukan sampai menembus 1 – 2 meter lapisan produksi (top Minahaki) yang kemudian selubung 9 5/8” dengan shoe dipasang ± 10 meter diatas top Minahaki. Kedalaman akhir sumur diperkirakan pada kedalaman 30 - 50 m di bawah GWC (Gas

Water Contact).

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-20

PT PERTAMINA EP -PPGM

a. Sumur Pengembangan Donggi Berdasarkan hasil analisa dan evaluasi GGR, pada struktur Donggi dapat diproduksikan gas dari 8 titik serap yang terdiri atas 4 titik serap eksisting (hasil eksplorasi) dan 4 titik pengembangan. Titik-titik serap tersebut adalah: 4 sumur existing (DNG-1, DNG-2, DNG-3, DNG-5), 4 sumur pengembangan (DNG-AA/6 & DNG-BB/7 akan dibor miring dari cluster di DNG-1, DNG-CC/8 & DNG-DD/9 akan dibor miring dari cluster di DNG-2). Posisi sumur-sumur pengembangan dapat dilihat pada tabel berikut. Tabel 2.8. Koordinat Sumur Eksisting dan Pengembangan Lapangan Donggi Koordinat X Y 418.159 9.829.801 415.619 9.830.409 417.457 9.827.744 417.194 9.829.436 418.503 9.830.742 415.604 9.831.270 418.103 9.829.153 413.204 9.830.870

Sumur DNG-1 DNG-2 DNG-3 DNG-5 DNG-AA/6 DNG-BB/7 DNG-CC/8 DNG-DD/9

Skematis

rencana

casing

setting

dan

desain

Keterangan Existing Existing Existing Existing Development Development Development Development

lumpur

pada

sumur-sumur

pengembangan di Lapangan Donggi adalah sebagai berikut. Tabel 2.9. Skematis Rencana Casing Setting dan Design Lumpur Pada Sumur-Sumur Lapangan Donggi Sumur

DNG-AA/6

DNG-BB/7

DNG-CC/8

DNG-DD/9

Selubung 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7”

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

Kedalaman (TVD SS)

Mud Type

Mud Weight

0-60 m 0-700 m 0-1622 m 1572-1770 m 0-60 m 0-760 m 0-1608 m 1558-1770 m 0-60 m 0-460 m 0-1607 m 1557-1770 m 0-60 m 0-420 m 0-1596 m 1546-1770 m

PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA

1.05 1.06-1.08 1.08-1.15 1.15 1.05 1.06-1.08 1.08-1.15 1.15 1.03 1.08-1.16 1.16-1.35 1.17 1.03 1.08-1.16 1.16-1.35 1.17

II-21

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambaran secara visual tentang konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan di Lapangan Donggi disajikan pada gambar berikut.

Gambar 2.9. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan di Lapangan Donggi

b. Sumur Pengembangan Matindok Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Matindok dapat diproduksikan gas dari 4 titik serap yang kesemuanya merupakan sumur pengembangan. Titik-titik serap tersebut adalah: MTD-BB/2, MTD-1S/3 & MTD-AA/4 akan dibor miring dari cluster sumur MTD-2, dan MTD-CC/5. Posisi sumur-sumur pengembangan dapat dilihat pada tabel berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-22

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.10 Koordinat Sumur Pengembangan Lapangan Matindok

MTD-1S/3

Koordinat X Y 439.984 9.855.135

MTD-AA/4

439.616

9.854645

Development

MTD-BB/2

439.328

9.853.988

Development

MTD-CC/5

439.991

9.853.929

Development

Sumur

Keterangan Subtitute MTD-1

Rencana casing dan desain lumpur pada sumur-sumur Lapangan Matindok disajikan pada tabel berikut. Tabel 2.11. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur Pada Sumur-Sumur Lapangan Matindok Sumur MTD-1S/3

MTD-AA/4

MTD-2 (APRAISAL)

MTD-CC/5

Selubung

Kedalaman

Mud Type

Mud Weight

20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7”

0-150 m 0-900 m 0-1963 m 1913-2113 m 0-150 m 0-900 m 0-1920 m 1870-2113 m 0-150 m 0-600 mVD 0-1932 mVD 1882-2200 mVD 0-150 m 0-800 m 0-1894 m 1844-2113 m

PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA

1.05 1.05 – 1.08 1.08 – 1.20 1.13 – 1.15 1.05 1.05 – 1.08 1.08 – 1.20 1.13 – 1.15 1.05 1.05 – 1.08 1.08 – 1.20 1.13 – 1.15 1.05 1.05 – 1.08 1.08 – 1.20 1.13 – 1.15

Konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan di Lapangan Matindok digambarkan sebagai berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-23

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.10. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan Di Lapangan Matindok

c. Sumur Pengembangan Maleo Raja Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Maleo Raja dapat diproduksikan gas dari 3 titik serap sumur pengembangan. Titik-titik serap tersebut adalah: MLR-AA/2, MLR-BB/3 dan MLR-CC/4 akan dibor miring dari cluster sumur MLR-2. Posisi sumur-sumur eksisting dan pengembangan lapangan Maleo Raja dapat dilihat pada tabel berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-24

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.12. Koordinat Sumur Pengembangan Lapangan Maleo Raja Koordinat

Sumur

X

Keterangan

Y

MLR-AA/2

439.422

9.857.808

Development

MLR-BB/3

438.087

9.857.878

Development

MLR-CC/4

438.784

9.857.745

Development

Sementara itu skematis rencana casing setting dan desain lumpur pada sumursumur pengembangan di Lapangan Maleo Raja disajikan pada tabel berikut.

Tabel 2.13. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur Pada Sumur-Sumur Maleo Raja Sumur

MLR-AA/2

MLR-BB/3

MLR-CC/4

Selubung

Kedalaman

Mud Type

Mud Weight

20”

0-160 m

PHB

1.055

13 3/8”

0-860 m

PHPA

1.055 – 1.18

9 5/8”

0-1957 m

PHPA

1.18 – 1.36

7”

1907-2088 m

PHPA

1.15

20”

0-160 m

PHB

1.055

13 3/8”

0-860 m

PHPA

1.055 – 1.18

9 5/8”

0-1911 m

PHPA

1.18 – 1.36

7”

1861-2088 m

PHPA

1.15

20”

0-160 m

PHB

1.055

13 3/8”

0-860 m

PHPA

1.055 – 1.18

9 5/8”

0-1934 m

PHPA

1.18 – 1.36

7”

1884-2088 m

PHPA

1.15

Gambaran atau konfigurasi sumur-sumur pengembangan Lapangan Maleo Raja, secara total dapat dilihat pada gambar berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-25

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.11. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan di Lapangan Maleo Raja

d. Sumur Pengembangan Minahaki Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Minahaki dapat diproduksikan gas dari 4 titik serap yang keseluruhannya merupakan sumur pengembangan, dimana satu sumur eksisting (MHK-1) telah di ”plug & abandont”, sehingga diganti MHK-1S/2 sebagai substitusi. Titik-titik serap tersebut adalah: MHK-1S/2, MHK-AA/3, MHK-BB/4, dan MHK-CC/5.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-26

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.14. Koordinat Sumur Eksisting dan Pengembangan Lapangan Minahaki koordinat

Sumur

Keterangan

MHK-1S/2

X-Coord 424.521

Y-Coord 9.839.501

Subtitute MHK-1

MHK-AA/3

424.755

9.840.355

Development

MHK-BB/4

425.014

9.841.230

Development

MHK-CC/5

424.221

9.838.619

Development

Berdasarkan sumur eksplorasi sebelumnya, secara skematis rencana pemboran pengembangan sumur-sumur di Minahaki dapat dilihat dalam tabel berikut. Tabel 2.15. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur Pada Sumur-Sumur Lapangan Minahaki Sumur MHK-1S/2

MHK-AA/3

MHK-BB/4

MHK-CC/5

Selubung 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7”

Kedalaman 0-150 m 0-800 m 0-1762 m 1712-1927 m 0-150 m 0-800 m 0-1784 m 1734 -1927 m 0-100 m 0-580 m 0-1762 m 1712-1927 m 0-150 m 0-740 m 0-1766 m 1716 - 1927 m

Mud Type

Mud Weight

PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA

1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30 1.15 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30 1.15 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30 1.15 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30 1.15

Konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan Minahaki, secara visual dapat dilihat pada gambar berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-27

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.12. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan di Lapangan Minahaki e. Sumur Pengembangan Sukamaju Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Sukamaju dapat diproduksikan gas dari 2 titik serap yang terdiri atas SJU-AA dan SJU-BB yang keduanya akan dikembangkan/dieksploitasi apabila ijin dari Menteri Kehutanan mengenai alih fungsi sudah dikeluarkan. Tabel 2.16. Koordinat Sumur Eksisting dan Pengembangan Lapangan Sukamaju Koordinat Sumur Keterangan X Y SJU-1 430665 9849210 Existing SJU-AA 430895 9849733 Pengembangan SJU-BB 431010 9848949 Pengembangan Skematis rencana pemboran pengembangan sumur di Lapangan Sukamaju adalah sebagai berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-28

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.17. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur ada Sumur-Sumur Sukamaju Sumur SJU-AA

SJU-BB

Selubung 20” 13 3/8” 9 5/8” 7” 20” 13 3/8” 9 5/8” 7”

Kedalaman 0-150 m 0-800 m 0-1977 m 1927-2050 m 0-150 m 0-800 m 0-1908 m 1858 -2050 m

Mud Type PHB PHPA PHPA PHPA PHB PHPA PHPA PHPA

Mud Weight 1.04 – 1.05 – 1.20 – 1.14 – 1.04 – 1.05 – 1.20 – 1.14 –

1.05 1.10 1.23 1.15 1.05 1.10 1.23 1.15

Konfigurasi sumur SJU-1 dan rencana pengembangan SJU-AA dapat dilihat pada gambar berikut.

Gambar 2.13. Konfigurasi Sumur SJU-1 dan Rencana Sumur Pengembangan SJU-AA

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-29

PT PERTAMINA EP -PPGM

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. Dilihat dari lokasi antara sumur pemboran dengan kilang LNG di Uso, blok sumur Matindok letaknya relatif paling dekat yaitu sekitar 13 km sedangkan yang terjauh adalah blok Donggi dengan jarak ± 50 km. Sementara itu bila dilihat kedekatannya dengan perairan/laut, blok Donggi yang terdekat (± 3 km) dan yang terjauh blok Sukamaju (± 10 km); dan bila dari sungai yang terdekat adalah blok Maleoraja yaitu sekitar 10 meter dari Kuala Kayo dan yang terjauh adalah blok Minahaki dengan jarak ± 250 meter dari S. Toliso. 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. 4. Pengelolaan serbuk bor dan lumpur bor bekas Serbuk bor (cutting) hasil pemboran dialirkan ke permukaan dan disaring melalui alat pemisah padatan (shale shaker) yang akan memisahkan serbuk bor dari lumpur bor. Serbuk bor dan lumpur bor bekas ditampung dalam mud pit yang mempunyai kapasitas tampung lebih besar daripada jumlah limbah yang dihasilkan. Konstruksi mud pit dibangun dengan cara penggalian dan pemadatan secara mekanis, diantara mud pit satu dengan yang lain terdapat fasiltas penyaring yang terdiri dari Bak Oil Catcher, Bak Koagulasi dan Water Disposal. Kebutuhan lumpur bor untuk seluruh trayek pemboran sumur dapat diuraikan dalam perhitungan yang dapat dilihat pada Tabel 2.18. Setelah operasi pemboran selesai, lumpur bor bekas beserta bahan kimia dan additive lainnya akan dikelola sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM No. 045 Tahun 2006.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-30

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.18. Kebutuhan Lumpur Bor HOLE VOLUME & CASING PROGRAM SUMUR Open Casing Hole Size Excess Volume (Inch) (BBL) 5 6 7

Interval (M)

Hole Size (Inch)

Sg

Jenis Lumpur

1

2

3

4

0-40

36

1.04

GEL WATER

30

100%

40-150

26

1.04-1.08

WBM

20

150-1000

17 ½

1.08-1.20

WBM

1000-1099 12 ¼

1.20-1.27 1.15

1099-2357

8½

Casing Volume (BBL)

Hole Volume (BBL)

Surface Volume (BBL)

Volume Per Smr

Loss Surface (BBL)

Total Volume (BBL)

8

9

10

11

12

13

14 Assumsi casing

330.36

0.00

330.46

-

330.46

-

330.46

30”-ID 29”

100%

474.01

107.22

581.23

503.44

581.23

100.00

1,291.90

20”-94” ID 19.124”

13 3/8

50%

1,244.54

174.85

1.419.39

503.44

1.419,39

-

2,097.68 13 3/8”-54” ID 12.615

WBM

9 5/8

50%

788.47

507.22

1.295,69

-

1,295.69

-

1,802.91

9 5/8”-36” ID 8.921”

WBM

7

50%

89.12

532.43

621.55

503.44

621.55

-

1,657.42

7”-26” ID 6.276”

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-31

Keterangan

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.19. Estimasi Volume Serbuk Bor (Cutting) dan Water Base Mud yang Dibutuhkan Sumur DNG-AA/6

Volume (BBL) Measure Depth Serbuk Bor (M) (Cutting) 1951 2,270

Mud

Catatan

5,959

Directional Well

DNG-BB/7

1890

2,064

5,504

Directional Well

DNG-CC/8

1888

1,827

4,944

Directional Well

DNG-DD/9

1896

1,797

4,870

Directional Well

MTD-1S/3

2347

2,911

7,150

Directional Well

MTD-AA/4

2235

2,707

6,720

Directional Well

MTD-BB/2

2200

2,512

6,275

Stright Well

MTD-CC/5

2113

2,701

6,763

Stright Well

MLR-AA/2

2088

2,705

6,768

Stright Well

MLR-BB/3

2207

2,780

6,890

Directional Well

MLR-CC/4

2294

2,858

7,033

Directional Well

MHK-1S/2

1978

2,542

6,450

Directional Well

MHK-AA/3

2069

2,628

6,610

Directional Well

MHK-BB/4

2000

2,395

6,094

Directional Well

MHK-CC/5

2044

2,548

6,433

Directional Well

SJU-AA/2

2113

2,670

6,689

Directional Well

SJU-BB/3

2171

2,653

6,621

Directional Well

Jenis lumpur yang digunakan adalah Water Base Mud (WBM) yaitu berupa campuran bahan baku utama air dengan bahan kimia pembuat lumpur bor dan additive seperti disajikan pada tabel berikut.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-32

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.20. Estimasi Kebutuhan Bahan Kimia dan Additive Lumpur Bor Untuk Masing-Masing Sumur

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-33

PT PERTAMINA EP -PPGM

G. Sistem Pemipaan Gas Jalur pipa Hasil produksi gas dari tiap-tiap sumur dialirkan melalui pipa produksi (flowline) dengan diameter yang sesuai, sebagian besar menggunakan pipa berdiameter 4 inch dan ada sebagian yang menggunakan pipa berdiameter 6 inch. Pipa flowline dimaksud dirancang menggunakan material baja carbon yang didalamnya dilapisi Stainless-Steel agar tahan terhadap gas H2S untuk menuju Blok Station (BS). Lebar lahan yang akan digunakan untuk pipa produksi tersebut sekitar 8 meter dengan panjang kumulatif ± 35 km untuk 21 sumur. Layout masing-masing lokasi Block Station dan flowline diringkaskan seperti pada Gambar 2.14 sampai dengan Gambar 2.16.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-34

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.14. Skema Flowline dan Trunkline Block Station Donggi

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-35

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.15. Skema Flowline dan Trunkline Block Station Matindok

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-36

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.16. Skema Flowline dan Trunkline Block Station Sukamaju

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-37

PT PERTAMINA EP -PPGM

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

WELL MHK

SDV -2

WELL MTD

SDV-3

WELL MLR

SDV-4

WELL NEXT

SDV-5

Test Manifold

SDV-1

HP Manifold

WELL DGN

HP Manifold

terlampir) dan GPSA Hand Book.

Gambar 2.17. Flowline Diagram Gas dari BS Donggi dan gas dari BS Matindok dialirkan ke LNG Plant. Gas yang telah diproses di BS Donggi dan Matindok yang kandungannya sesuai dengan standar gas sesuai persyaratan Kilang LNG akan dikirim ke Kilang LNG di Batui atau Kintom. Pengiriman gas ke LNG Plant dengan cara 2 (dua) alternatif berikut ini. Sedangkan gas dari BS Sukamaju diproses lebih lanjut dan langsung dijual ke IPP Banggai. Namun lapangan Sukamaju baru akan dikembangkan setelah mendapat ijin dari Menteri Kehutanan. Alternatif-1. Pipa dari BS ke LNG Plant dibangun oleh Pertamina (PPGM). Pipa 16” dari BS Donggi bergabung dengan pipa 16” dari BS Matindok di junction yang terletak di Desa Nonong. Selanjutnya gas dikirim ke LNG Plant dengan pipa 18”. Alternatif-2. Pipa dari BS ke LNG Plant digabung dengan pipa yang dibangun oleh MEDCO Tomori. Pipa 16” dari BS Donggi bergabung di junction MEDCO di Desa Sinorang. Selanjutnya gas dikirim dengan pipa 32” ke LNG Plant. Pipa 16” dari BS Matindok bergabung dengan pipa 32”

(trunkline) MEDCO di junction di Desa Nonong.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-38

PT PERTAMINA EP -PPGM

Pemasangan pipa 16” dari BS Donggi menuju ke Senoro atau Matindok yang melewati Suaka Margasatwa (SM) Bakiriang akan dilakukan dengan 3 (tiga) alternatif, yaitu : Alternatif-1. Pipa akan dibangun di sisi jalan raya Luwuk – Morowali di kedalaman 2 meter di bawah permukaan tanah. Setelah pipa tertanam kemudian kondisi tanah yang dibuka diratakan dan dihijaukan kembali. Pada waktu operasional selama 20 tahun tidak dilakukan penggalianpenggalian tanah di SM Bakiriang. Alternatif-2. Penggelaran pipa dilakukan secara Horizontal Directional Drilling (HDD), dan pipa akan dipasang sedalam 150 meter di bawah permukaan tanah, sehingga tidak akan mengganggu ekosistem SM Bakiriang, termasuk perakaran pohon-pohon yang mempunyai kedalaman maksimal 10 meter di bawah permukaan tanah. Alternatif-3. Pipa akan digelar melalui jalur laut. Untuk alternatif ini jalur pipa ini menggunakan ROW jalur pipa yang sudah direncanakan JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi (yang sudah dilengkapi dokumen AMDAL tersendir). Pembangunan pipa dijalur tersebut akan dilakukan bersama-sama dengan saat pembangunan pipa Senoro. Cara penggelaran pipa berdasarkan atas SK Mentamben No. 300.K/38/M.PE/1997 tentang keselamatan kerja pipa penyalur minyak dan gas bumi. Pipa-pipa akan ditanam dengan metode pretrench pada kedalaman 2 meter dan dibawah permukaan tanah. Pemasangan pipa pada kedalaman 13 atau lebih akan diletakkan di dasar laut serta dilengkapi dengan sistem pemberat agar pipa tidak bergeser atau pindah. Setelah penggelaran pipa selesai pipa akan dilengkapi dengan sarana bantu navigasi pelayaran (SBNP) untuk aspek keselamatan pelayaran sesuai ketentuan perundang-undangan yang berlaku. Untuk kedalaman kurang dari 13 m pipa ditanam pada kedalaman 2 m di bawah dasar laut. Gambar jalur pipa dari Donggi, Matindok dan Senoro yang menuju ke LNG Plant seperti dilihat pada Gambar 2.18.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-39

PT PERTAMINA EP -PPGM

Matindok wells

Minahaki wells

Maleoraja wells Range : 19 – 31 m (6”)

Range : 11 – 21 m (4”-6”)

Range : 2,300 – 2,600 m (4”-6”)

MS-Minahaki

5,560 m – 8” 5,030 m – 8”

11,600 m – 8”

BS-GPF MATINDOK

M4 BS-GPF DONGGI

LNG

3,470 m – 16”

D4

TIP-1 33,000 m – 16”

7,940 m – 18”

15,000m – 18”

11,000 m – 32”

15,000m – 32”

S4 Range : 1,300 – 5,000 m (4”-6”)

Donggi wells

Sales Gate

*) 700 psig

TIP-2 CPP Senoro 15,000m – 24”

Ukuran P/L Share

15,000m – 18”

Ukuran P/L Dedicated

SENORO

Gambar 2.18. Jalur Pipa dari Donggi, Matindok dan Senoro Menuju LNG Plant

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

LNG Plant

II-40

PT PERTAMINA EP -PPGM

Disain Pipa Material yang digunakan untuk flowline mengikuti NACE MR175 ( Metals for Sulfide Stress

Cracking and Stress Corrosion Cracking Resistence in Sour Oilfield Environments). Material yang dipilih adalah material tahan korosi (316 SS lined steel pipe untuk temperatur < 140oF dan Alloy 825 lined steel pipe untuk temparatur > 140oF). Disain pipa dan pemasangan pipa akan mengacu pada beberapa standard nasional (Departemen Pertambangan dan Energi tentang Insatalasi Minyak dan Gas Bumi No. 01/P/M/Pertamb/1980; Kep.Men PE No. 300.K/38/M.PE/1997 dan Peraturan Ditjen MIGAS: Standar 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. Secara teknis disain pipa mampu digunakan selama minimal 30 tahun. Penyambungan pipa dilakukan oleh tenaga yang memiliki sertifikat khusus. Perkiraan ukuran pipa (flowline dari masing-masing blok sumur disajikan pada Tabel 2.21. Material pipa penyalur (flowline) menggunakan clading pipe CRA, dan isolasinya berupa Wrapping Insulation. Untuk material Pipeline (Trunkline) menggunakan Carbonsteel API 5L, dan isolasinya berupa Manufacture Insulation.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-41

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tabel 2.21. Perkiraan Ukuran Flowline

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-42

PT PERTAMINA EP -PPGM

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 3 Stasion Pengumpul (Gathering station/Block Station) yang terletak di masing-masing lapangan (Donggi, Matindok, dan Sukamaju). Sedangkan di lapangan Matindok, Maleoraja dan Minahaki, hanya ada fasilitas Manifold Station (MS). Di dalam BS terdapat Unit separasi, 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 sistem pengumpulan (gathering system) dan sistem separasi gas bumi yang terdiri dari separator dan tangki kondensat. Unit dehidrasi diperlukan untuk mengurangi kandungan air dalam gas bumi agar tercapai spesifikasi gas pipeline yaitu maksimum 7 lb/MMSCF. BOOSTER COMPRESSOR

HP SEPARATOR

TO GPF

LEAST COMPRESSOR

MP SEPARATOR WELLS LP SEPARATOR

TEST SEPARATOR WATER TREATMENT

TO DISPOSAL SYSTEM

TO CONDENSATE TANK

Gambar 2.19. Diagram Block Station

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-43

PT PERTAMINA EP -PPGM

1. Unit Separasi Hidrokarbon dari sumur produksi mengandung kondensat, air dan gas dimana jumlah terbesar adalah gas. Langkah awal untuk memisahkan kondensat, air dan gas adalah dengan menggunakan separator gas. Di dalam alat tersebut kondensat dan air terpisah dari gas. Kondensat dan air akan mengalir dari bagian bawah separator sedangkan gas akan mengalir dari bagian atasnya. Proses pemisahaan di dalam alat tersebut hanya merupakan proses fisika dan tanpa penambahan bahan kimia. Kondensat dan air dipisahkan dengan prinsip ketidak-saling-larutan dan perbedaan berat jenis. Kondensat ditampung di tangki penampung, sedangkan air diproses lebih lanjut dalam sistem pengolah air (waste water treatment). Apabila tekanan gas dari sumur berkurang akibat penurunan tekanan reservoir secara alami, maka akan dilakukan pemasangan kompresor di Gathering Station/ Block Station guna menjaga stabilitas tekanan gas yang masuk ke System CO2 / H2S Removal maupun ke konsumen gas tetap stabil. Kondensat ditampung di tangki penampung untuk dikirim ke Kilang LNG di Batui menggunakan mobil tangki. Gambar 2.20 menunjukkan sistem kerja dari gathering

station/block station. 2. Tangki penampung Tangki penampung dipakai untuk menampung kondensat yang berasal dari separator, sebelum diangkut ke Batui. Jumlah tangki penampung yang dipakai sebanyak 2 buah 3

dengan kapasitas masing-masing sebesar ± 1300 m . Kondensat akan diangkut dari Block Station ke fasilitas JOB di Desa Bajo dengan menggunakan road tank atau mobil tangki. 3. Kompresor Kompresor yang akan dipergunakan untuk menjaga tekanan keluar dari Block station tetap sebesar 900 psig. Kompresor ini dipasang di block station.

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. 4. Unit pengolah air Unit pengolah air atau Unit “Effluent Treatment” atau Instalasi Pengolah Air Limbah (IPAL) dipakai untuk mengolah limbah cair yang berasal dari separator dan lain-lain.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-44

PT PERTAMINA EP -PPGM

AGRU-SRU LC

EP

M EDCOENERGI Oil & Gas

LC

Flare LC PC

LP man ifold Test mani fo ld

HP ma ni fo ld MP man ifol d

Water Treat.

LC

LC

LC

Water Treat.

Flare

Water Treat. PC

LC LC

Closed drain Water Treat.

Cond. export

PFD BLOCK STATION 48

Gambar 2.20. Diagram Alir Block Station/Gathering Station. Keterangan: HP (high pressure), MP (medium pressure), LP (low pressure), KO (knock out), AGRU (acid gas removal unit)

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-45

PT PERTAMINA EP -PPGM

I. Unit Proses atau GPF (Gas Processing Facility) Di lokasi BS terdapat unit proses atau GPF yang meliputi AGRU, SRU, dehydration unit, dew

point control.. Diagram Fasilitas Produksi Gas (GPF) adalah sebagai disajikan pada gambar berikut.

DEHYDRATION UNIT (DHU)

SOUR GAS FROM BLOK STATIONS

BOOSTER COMPRESSOR

ACID GAS REMOVAL UNIT (AGRU)

DEW POINT CONTROL ( DCU )

TREATED GAS TO LNG

TO AIR

SULFUR RECOVERY UNIT (SRU)

TO SULFUR STORAGE

Utilities & Offsite Facilities

Gambar 2.21. Diagram Fasilitas Produksi Gas (GPF)

1. Unit Penghilangan CO 2/ H2S (AGRU) Gas yang mengalir dari Block Station sebelum masuk ke Kilang LNG akan dikurangi kandungan CO2 dan H 2S nya dengan proses absorbsi menggunakan larutan MDEA (Methyl Diethanol Amine) dalam Unit Penghilangan CO2/H 2 S (Acid Gas Removal Unit =

AGRU). Prinsip kerja unit tersebut adalah penyerapan gas

CO2 dan H2 S di dalam

absorber dan melepaskannya lagi di dalam menara stripper atau column, sehingga diperoleh sweet gas dengan kandungan CO2 dan H 2S yang rendah. Gas dari

Block

Station dialirkan melalui pipa ke Acid Gas Removal Unit yang terletak di BS di Donggi dan Matindok.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-46

PT PERTAMINA EP -PPGM

ACID GAS REMOVAL UNIT DHP

SRU

Outlet Gas Scrubber

Amine Circulation Pump

Condenser

Amine Filter

Lean Amine Cooler

Amine Contactor

Inlet Gas Scrubber

Amine booster Pump

Still Stripping Column

Lean-Rich Amine Exchanger

Reboiler

Amine Flash Tank

GATHERING STATION

Acid Gas Removal Unit (AGRU) Gambar 2.22. Diagram Alir Acid Gas Removal Unit

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, sulfida hydrogen, mercaptan, 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.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-47

PT PERTAMINA EP -PPGM

Gambar 2.23. Proses Teknologi AGRU – SRU

2. 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 sumur-sumur gas di blok Matindok, maka Teknologi Proses yang dipertimbangkan untuk sulfur recovery ada dua yaitu:

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-48

PT PERTAMINA EP -PPGM

Process 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

SO 2 + H2 O

H2S + SO 2

S + H2 O

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 H2 S 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 diumpankan ke reaktor dimana akan terjadi rekasi yang akan mengubah SO2 menjadi sulfur. Hasil reaksi selanjutnya didinginkan di kondenser pertama dan sulfur cair yang dihasilkan dipisahkan. Gas yang keluar kondenser pertama selanjutnya dipanaskan dan diumpankan ke reaktor kedua. Dalam reaktor ini terjadi reaksi yang sama dengan reaksi dalam reaktor pertama. Produk yang keluar dari reaktor kedua selanjutnya didinginkan dalam kondenser kedua dan sulfur cairnya dipisahkan. Process 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 H2 S adalah larutan soda yang mengandung bakteri sulfur. Penyerapan H2 S 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 H2 S yang bisa dicapai oleh proses ini dibawah 5 ppmv. Tekanan operasi proses Shell Paques adalah 0.1 – 90 barg.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-49

PT PERTAMINA EP -PPGM

Tail Gas Treating Dalam Tail Gas Treating Unit, senyawa H 2S 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 berikut.

Gambar 2.24. PFD Acid Removal dan Sulfur Recovery Unit (Claus Process)

3. Dehydration Unit (DHU) Setelah gas keluar dari unit proses, gas tersebut selanjutnya dialirkan ke Dehydration Unit. Dehydration unit berfungsi untuk mengeringkan gas, yaitu untuk menyempurnakan 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 berikut memperlihatkan skema kerja

dehydration unit.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-50

PT PERTAMINA EP -PPGM

V-2

To Flare Sales Gas

Glycol Stripping Column

Glycol Cooler

Glycol Contactor

Cold Glycol Exchanger Reboiler Glycol/ Condensate Skimmer Hot glycol Exchanger

AGRU V-1

Glycol Surge Drum

Glycol Filter

Glycol Make-up Pump

Glycol Injection Pump

Gambar 2.25. Skema Kerja Dehydration Unit

4. Dew Point Control Unit (DCU) Setelah gas keluar dari unit dehidrasi, gas masuk ke unit Dew Point Control yaitu unit o

untuk menjaga suhu embun dari hydrocarbon mencapai maksimum 75 F pada tekanan 750 psig. Guna unit ini adalah untuk menjaga agar cairan tidak timbul selama pengiriman gas akibat turunnya temperatur udara. Prosesnya didasarkan pada JT valve

expansion dan pendinginan dengan cara recompression. Proses cara lain dengan menggunakan sistem propane refrigeration juga akan dipertimbangkan pada rekayasa

(engineering) front end engineering design (FEED) tahap berikutnya.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-51

PT PERTAMINA EP -PPGM

FL

DONGGI 8 WELLS

DONGGI

BS

MS

4 WELLS

4 WELLS

3 WELLS

BS

MANIFOLD STATION MINAHAKI

MANIFOLD STATION MALEORAJA

AGRU, SRU

DHU

DCU

PL TIP-1

FROM JOB PMTS GPF

BS BS

MANIFOLD STATION MATINDOK

GPF

AGRU, SRU

DCU

DHU

TIP-2

MATINDOK

BLOCK STATION SUKAMAJU

TO IPP BANGGAI

Separate POD with POD gas to LNG

2 WELLS Gambar 2.26. Diagram BlokFasilitas Fasilitas Produksi Gambar 2.21. Diagram Blok Produksi

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-52

TO LNG PLANT

PT PERTAMINA EP -PPGM

J. Sistem Keselamatan Pengiriman Gas dan Kondensat Pada waktu pengiriman gas sepenuhnya telah berjalan, sistim operasi tersebut dilengkapi

dengan

SCADA

yang

dapat

memantau

serta

melakukan

tindakan

pengamanan terhadap seluruh kegiatan operasi, termasuk apabila terjadi gangguan operasi lainnya. Apabila terjadi gangguan operasi apapun bentuknya SCADA secara otomatis akan melakukan tindak lanjut sesuai dengan program yang telah dibuat. Tindak lanjutnya bisa langsung menutup aliran gas ke lokasi tertentu (automatic

shutdown valve), memberikan tanda bahaya sampai mematikan operasi unit-unit peralatan baik semuanya maupun sebagian, tergantung dari gangguan operasi yang terjadi. SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) adalah sistem control yang diintegrasikan dengan sistem-sistem control lainnya seperti Process Control System (PCS) , Safety Instrument System (SIS), Maupun Gas Detection System (GDS) , sehingga SCADA dapat mengontrol seluruh kondisi operasi mulai dari Upstream (daerah sumur, daerah Process Facility) dan downstream sepanjang jalur pipa sampai ditempat penyerahan gas gas di konsumen. Data – data yang terekam di SCADA dipakai untuk tindak lanjut sesuai program maupun untuk data pelaporan. SCADA dibangun berdasarkan alur perencanaan dasar yang dibuat oleh pihak perusahaan dengan menyusun Basic Engineering atau Front End Engineering Design (FEED), selanjutnya perusahaan membuat Enginering Procurement Contract (EPC) untuk membuat detail Engineering, melakukan Procurement dan melaksanakan Konstruksi. Menjelang commissioning, pihak EPC menyusun Standard Operating

Procedure (SOP) pengoperasian sistem SCADA secara keseluruhan, disesuaikan dengan sistem operasi , sehingga SOP tercipta setelah Commissioning.

Penanggulangan keadaan darurat didasarkan pada Kode Praktis Tata Kerja Organisasi (TKO) serta Organisasi Penanggulangan Keadaan Darurat (OPKD) PPGM, Sistem tanda bahaya, prosedur jalur pelaporan, sistem komando dalam pelaksanaan tindakan, dan sarana-prasarana untuk penanggulangan kecelakaan akan disiapkan.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-53

PT PERTAMINA EP -PPGM

K. Kilang LNG Gas yang telah diproses di BS di Donggi dan Matindok serta Senoro yang kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang LNG. Pengiriman gas dari Junction antara pipa dari BS Donggi dan Matindok dilakukan dengan pipa 32” ke Kilang LNG di Batui atau Kintom; atau menggunakan pipa 18” apabila tidak menyatu dengan gas yang mengalir dari Senoro. Secara garis besar fasilitas di kilang LNG akan terdiri dari unit proses, fasilitas offsite, unit utilitas, unit pengolah limbah, unit pelabuhan dan infrastruktur. Diagram alir Kilang LNG “Donggi-Senoro” disederhanakan seperti pada gambar terlampir. 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 335 MMSCFD yang terdiri dari knock out drum, separator dan metering.

Dari fasilitas ini gas akan

dialirkan ke fasilitas pemurnian gas. Kondensat yang terkumpul dari unit ini akan ditampung sementara dalam tanki kondensat berukuran 100 bbls sebelum diangkut ke Blok Senoro untuk distabilkan 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/ liquefaction gas . Bagian pemurnian gas diringkaskan di bawah dan bagian pencairan gas dalam bagian berikutnya. Bagian pemurnian meliputi Unit Pengeringan dan Unit Pembuangan Merkuri (MRU). Pemurnian gas diperlukan untuk menghindari masalah karat

dan pembekuan dalam Unit

Liquefaction . Dehydration Unit Kadar air dalam feed gas yang dikirim baik dari Donggi, Matindok maupun Senoro sebenarnya telah dikurangi hingga kandungan 10 Lb/MMscfd. Akan tetapi kandungan

tersebut

masih

dapat

menimbulkan

masalah

pembekuan

dan

penyumbatan (formasi hidrat) pada temperatur sangat dingin yang dipakai dalam Unit Pencairan Gas. Oleh karena itu tujuan dari Unit Pengeringan ini adalah untuk mengeringkan gas agar kadar airnya tidak lebih dari 0.1 ppmv. Pengeringan akan dicapai dengan mengalirkan gas tersebut melalui saringan molekul (molecular sieve). Proses penyerapan kandungan air dalam unit ini

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-54

PT PERTAMINA EP -PPGM

merupakan kegiatan siklus yang melibatkan proses penyerapan air dan regenerasi periodik saringan setelah saringan molekul tersebut mencapai kondisi jenuh oleh air. Regenerasi ini dilaksanakan dengan melewatkan aliran gas (Regeneration Gas) yang dipanaskan melalui dasar untuk melepaskan air yang tertahan sebelumnya. Aliran gas regenerasi kemudian didinginkan untuk memisahkan kandungan air sebelum diteruskan ke sistem bahan bakar gas. Sedangkan air yang diperoleh akan dialirkan ke Effluent Treatment Unit untuk diproses lebih lanjut sehingga air tersebut memenuhi standard baku mutu lingkungan. Unit Pembuangan Merkuri (MRU) Untuk mengamankan fasilitas pencairan gas diperlukan Unit Pembuangan Merkuri (MRU), walaupun komposisi gas dari sumur tidak ada indikasi mengandung Merkuri. Meskipun demikian MRU tetap dipasang untuk mencegah terjadinya kerusakan akibat proses korosi pada peralatan utama dari unit pencairan gas yaitu Main Heat

Exchanger (MHE) yang sebagian besar terbuat dari aluminium. Proses pada unit ini dilakukan dengan penyerapan secara kimia pada katalis non-regeneratif. c. Fasilitas Pencairan Gas Alam Tujuan utama dari fasilitias pencairan gas 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 dan Unit Pemecahan

(fractionation). DRY SWEET GAS

LNG

REFRIGERANT: N2, C1, C2, C3, C4

REFRIGERANT: PROPANE

PROPANE

MIXED REFRIGERANT

Gambar 2.27. Proses Pencairan Gas Alam (C3/MR Cycles)

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-55

PT PERTAMINA EP -PPGM

Unit Pendinginan/Pencairan Pencairan terhadap gas ringan dari produk atas Scrub Column dilakukan dalam dua langkah. Langkah pertama meliputi pendinginan awal gas alam sampai mencapai suhu lebih kurang minus 33°C. Setelah pendinginan awal, gas alam akan o

didinginkan sampai mencapai suhu yang sangat dingin yaitu antara minus 150 C sampai dengan minus 160°C 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 yang merupakan produk bawah dari Scrub Column . Terdapat tiga kolom utama dari Unit ini seperti Kolom De-ethanizer, De-Propanizer, dan De-Butanizer. Produk dari Unit Fraksinasi yaitu campuran gas metana dan etana, Cairan Etana, Propana, dan Butana (Refrigerant Grade) serta kondensat hidrokarbon.

Sebagian dari produk

cairan etana dan propana yang memenuhi spesifikasi semi product sebagai refrigerant dikirim ke tangki penampung dan akan digunakan sebagai make-up refrigerant di Unit Proses. Sedangkan sisanya terkecuali kondensat hidrokarbon akan diinjeksikan kembali menjadi produk LNG. Sedangkan produk kondensat hidrokarbon akan dikirimkankan ke Unit Penampungan Sementara (Condensate Day Tank). Unit Penampungan Sementara akan menampung sementara kondensat sebelum dialirkan ke Blok Senoro milik JOB Pertamina Medco Tomori Sulawesi untuk distabilisasi. Pengaliran kondensat ini akan menggunakan pipa berukuran 4” sepanjang kurang lebih 30 km. 2. Fasilitas Offsite Fasilitas offsite terdiri dari sistem-sistem berikut: Sistem Penyimpanan dan Pemuatan LNG Sistem Pemasukan dan Penyimpanan Bahan Pendingin (refrigerant) Sistem Pembakaran Gas Buangan Sistem Pengolahan dan Pembuangan Limbah

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-56

PT PERTAMINA EP -PPGM

Fasilitas tersebut di atas diringkaskan sebagai berikut: Penyimpanan dan Pemuatan LNG Produk LNG dari Unit Pendingin/Pencairan akan disimpan pada tekanan mendekatitekanan-atmosfir dalam tanki penyimpanan LNG dan kemudian secara berkala dimuat ke tanker LNG pengangkut. Sistem pemuatan kapal akan dirancang untuk memindahkan 140.000 m³ dalam waktu lebih kurang 35 jam. Sistem penyimpanan LNG akan terdiri dari 1 tanki yang masing-masing berkapasitas lebih kurang 170.000 m³. Penyimpanan Bahan Pendingin (Refrigerant) Cairan etana dan 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 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 terdiri dari tiga menara pembakaran yaitu Dry Flare untuk train pengolahan Kilang LNG,

Wet Flare untuk fasilitas penerimaan gas atau gas yang masih terdapat kandungan air dan fasilitas offsites serta Tankage Flare untuk membakar kelebihan kandungan fraksi gas dari tangki Penampung LNG serta gas yang terbentuk selama proses pemuatan LNG (Boil Off Gas/BOG) ke kapal tanker pengangkut LNG. “Effluent Treatment’ Unit atau Instalasi Pengolah Limbah (IPAL) Sistem ‘Effluent Treatment’ akan diadakan untuk mengumpulkan dan mengolah arus limbah terkontaminasi yang berasal dari Kilang LNG. ‘Liquid waste effluents’ dari fasilitas terdiri dari air limbah tercampur minyak, air hujan tak-tertampung dan air pencucian peralatan. Untuk mengurangi area genangan air hujan, akan dibuat sarana untuk mencegah run-

on dan run-off, dan dialirkan sistem drainase terpisah dari air limbah yang terkontaminasi. Air hujan tak-tertampung dari jalur hijau dan areal kilang yang tidak terkontaminasi oleh limbah akan dibuang langsung ke laut melalui saluran terpisah.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-57

PT PERTAMINA EP -PPGM

3. Fasilitas Kebutuhan Utilitas Semua utility yang diperlukan untuk menunjang kegiatan kilang akan disediakan sesuai dengan kebutuhan. Kilang LNG akan ditunjang oleh seperangkat sistem utilitas yang terdiri dari antara lain: Sistem Pembangkit Tenaga Listrik Sistem Bahan Bakar Sistem Udara Bertekanan 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 21 megawatt atau menggunakan gas sebesar 7,5 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 tungku pemanas hot oil serta flare . Sumber utama bahan bakar gas adalah aliran yang diambilkan dari suplai gas alam, ekstrak gas dari unit proses, tanki penyimpanan LNG, dan gas BOG yang terbentuk selama proses pemuatan LNG ke kapal tanker LNG.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-58

PT PERTAMINA EP -PPGM

Bahan bakar diesel akan berfungsi sebagai sumber bahan bakar untuk kapal-kapal tunda dan kapal-kapal lainnya, pompa air-pemadam-api darurat 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 Udara Bertekanan 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. Sistem Nitrogen Nitrogen dibutuhkan sebagai komponen dari bahan pendingin campuran, untuk pembersihan peralatan dan perpipaan sebelum dibuka untuk perawatan dan untuk aplikasi gas lapisan tertentu (blanketing). Nitrogen diproduksi oleh Unit Pembangkit Nitrogen yang sumber bahan bakunya disuplai dari sistem udara kilang dan kemudian sebagian produknya dicairkan dan disimpan 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. Sistem Suplai Air Berbagai ciri air dari sumber-sumber yang secara potensial berbeda akan disediakan untuk kilang yang meliputi : Sistem Air Tawar Sistem Air Utilitas Sistem Air Minum – (Portable/ 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. Beberapa pilihan yang masih dalam pertimbangan adalah sumber air bawah tanah dan air permukaan, atau jika pilihan yang tepat tidak ada akan menggunakan pemurnian air laut. 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.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-59

PT PERTAMINA EP -PPGM

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. 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 serta sarana pendukungnya akan dilengkapi dengan alat pemantau yang bekerja terus-menerus untuk memberi tanda kepada personil kilang akan kondisi bahaya yang ada 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 batasanbatasan ekonomis. Pencegahan kebakaran pasif meliputi: membuat insulasi selubung bejana (vessel skirts ) dan kolom/struktur rak pipa tahan api. pelindung percikan untuk flanges atau komponen lain dengan tingkat kebocoran tinggi. spacing peralatan dan pengurungan tumpahan (spill containment) yang tepat sesuai 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 deteksi dini terhadap terjadinya bahaya kebocoran, tumpahan maupun kebakaran; Sistem

distribusi

air

pemadam-api

bertekanan

untuk

kilang

dan

fasilitas

pendukungnya termasuk cadangan dari pompa, hidran kebakaran, pemantau kebakaran, gulungan/rak slang dan sistem distribusi perpipaan; Sistem penggenangan CO 2 untuk semua ruangan turbin gas, mesin diesel dan ruang pengawas tak-berorang; Sistem penggenangan pemadam kebakaran non-halon (non-halon fire supressant) untuk semua ruang pengawasan yang secara rutin ada orangnya; Sistem busa dengan busa ekspansi tinggi untuk mengurangi tumbulnya uap untuk tumpahan LNG, dari tanki penyimpan LNG;

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-60

PT PERTAMINA EP -PPGM

Mobil pemadam kebakaran; Tabung pemadam jenis powder (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. 5. Fasilitas Pelabuhan Khusus (LNG Jetty dan MOF) a. Uraian umum Proyek LNG Donggi Senoro membutuhkan fasilitas pelabuhan khusus untuk kebutuhan transportasi dan suplai proyek. 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 diperuntukkan 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) , Pelabuhan Khusus utama (jetty head) dan fasilitas-fasilitas tambatan kapal. Pelabuhan khusus LNG Donggi Senoro terdiri dari Pelabuhan Khusus muat LNG dan Pelabuhan Khusus material off loading (MOF). Gambar 2.28 memperlihatkan Pelabuhan Khusus LNG, Pelabuhan Khusus material off loading dan jembatan (trestles) . Pelabuhan khusus LNG Donggi Senoro terletak di Desa Uso Kecamatan Batui atau Desa Padang Kecamatan Kintom Kabupaten Banggai Provinsi Sulawesi Tengah. Lokasi Pelabuhan khusus LNG ditetapkan berdasarkan pertimbangan teknis dan ekonomis sebagai berikut:  Kedalaman laut cukup untuk tanker LNG (15 meter di bawah permukaan surut terendah).  Jarak dari lokasi Pelabuhan Khusus ke pantai merupakan jarak terdekat, sehingga biaya konstruksi jembatan ke Pelabuhan Khusus lebih murah.  Berdasarkan studi, sedimentasi yang terjadi di sekitar Pelabuhan Khusus cukup rendah sehingga tidak memerlukan pengerukan kolam pelabuhan selama operasi.  Jarak Pelabuhan Khusus LNG ke kilang LNG merupakan jarak terdekat, sehingga biaya pemipaan untuk LNG dan utilitas lebih murah. Jarak Pelabuhan Khusus LNG cukup jauh dari fasilitas lainnya sehingga cukup aman bagi kegiatan lainnya jika terjadi kebocoran LNG di Pelabuhan Khusus.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-61

Gambar 2.28. Lokasi Pelabuhan Khusus LNG dan MOF serta Jembatannya (Trestles)

PT PERTAMINA EP -PPGM

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-62

Gambar 2.29. Profil Pelabuhan Khusus LNG/ Trestle

PT PERTAMINA EP -PPGM

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-63

Gambar 2.30. Tata Letak Pelabuhan Khusus LNG

PT PERTAMINA EP -PPGM

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-64

PT PERTAMINA EP -PPGM

Pada saat ini terdapat 1 (satu) pelabuhan umum (lama) di Luwuk ibukota Kabupaten Banggai dan 1 (satu) pelabuhan umum baru yang terdapat di Tangkiang, Kecamatan Kintom. Pada umumnya, lalulintas 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 (lama) ini adalah sekitar 50 km dan pelabuhan baru Tangkiang sekitar 7 km dari pelabuhan khusus Proyek LNG Donggi Senoro, diperkirakan aktivitas yang ada nantinya tidak akan mengganggu lalulintas 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 maksimum satu 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 Pelabuhan Khusus LNG akan dijadikan sebagai Kawasan Tertutup bagi lalu lintas kapal lainnya guna kepentingan keselamatan (safety exclusion zone). Gambar 2.31 menunjukkan kawasan tertutup untuk keselamatan untuk Pelabuhan khusus LNG dan Pelabuhan Khusus Material Off Loading (MOF). Luas daerah kawasan tertutup untuk keselamatan telah diperkirakan berdasarkan hasil studi penyebaran Gas LNG yang mungkin bocor selama kegiatan pengisian ke tanker. Di samping kawasan tertutup untuk keselamatan pada kedua Pelabuhan Khusus, daerah perairan dengan diameter 580 meter di depan Pelabuhan Khusus LNG juga diperlukan untuk manuver tanker LNG (tanker manuver basin). b. Pra-Konstruksi Proyek telah melakukan proses konsultasi dengan penduduk desa dan operator nelayan

komersial.

Tercakup

dalam

konsultasi

tersebut

adalah

identifikasi

kebutuhan komunikasi dan persetujuan tentang proses penanganan masalah atau kejadian yang timbul. Proyek juga telah mulai melakukan proses komunikasi dengan kantor-kantor pelabuhan umum setempat. Sebagai bagian dari proses untuk mendapatkan izin lokasi, konstruksi dan operasi, pihak proyek akan memberikan informasi tentang semua kegiatan yang terkait dengan pelabuhan khusus Donggi Senoro pada berbagai tahapan kegiatan kepada pihak pengelola pelabuhan umum di daerah setempat. Kegiatan pelabuhan khusus proyek LNG Donggi Senoro akan mematuhi semua peraturan yang berlaku mengenai kepelabuhan dari Departemen Perhubungan.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-65

Gambar 2.31. Rencana Umum MOF

PT PERTAMINA EP -PPGM

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-66

PT PERTAMINA EP -PPGM

Kegiatan prakonstruksi terdiri dari studi-studi perencanaan, penyiapan jadwal kegiatan, perijinan serta mobilisasi tenaga kerja dan peralatan ke tapak proyek. Daerah kerja dan pembangunan pelabuhan khusus akan berada di pantai sekitar lokasi pelabuhan. Rincian kegiatan prakonstruksi baru dapat diberikan bila Kontraktor EPC sudah dipilih dan kegiatan mobilisasi tenaga kerja dan peralatan sudah dimulai. Daerah konstruksi dan pengoperasin pelabuhan khusus akan ditempatkan di dekat lokasi fasilitas pelabuhan di tepi pantai. Undang-undang dan peraturan yang diacu untuk konstruksi dan operasi pelabuhan khusus Proyek LNG Donggi Senoro diuraikan pada Bab I. Pembangunan pelabuhan khusus merupakan bagian dari pembangunan Kilang LNG. Perekrutan tenaga kerja untuk pembangunan pelabuhan khusus akan dilaksanakan bersama-sama dengan perekrutan tenaga kerja untuk pembangunan kilang LNG. Secara umum kualifikasi tenaga kerja dikelompokan dalam 2 (dua) golongan, yaitu tenaga ahli dan tenaga pendukung. Tenaga ahli antara lain terdiri dari tenaga manajer, penyelia, perencana, operator alat-alat berat, tukang las dan surveyor. Sedangkan tenaga pendukung terdiri dari sopir, asisten operator, asisten surveyor, mandor, buruh, satpam. Sebagian besar tenaga pendukung direncanakan akan direkrut dari tenaga kerja lokal di Banggai. Mobilisasi Peralatan dan Material Bangunan akan melalui transportasi laut dengan menggunakan kapal laut dan tongkang. Kontraktor akan membangun pelabuhan Material Off Loading (MOF) dan lay down di sekitar pelabuhan LNG untuk keperluan mobilisasi peralatan dan material bangunan, termasuk untuk kebutuhan konstruksi kilang LNG pada tahap awal konstruksi. c. Konstruksi 1) Fasilitas Laut (Marine Facilities) Konstruksi fasilitas laut atau Pelabuhan Khusus tidak menggunakan metode pengerukan atau Capital Dredging. Diantisipasi akan terdapat tiga fasilitas yang terpisah untuk menunjang operasi kilang LNG, yaitu:  Pelabuhan Khusus Material Off Loading (MOF) dimana dalam pelaksanaannya 3

memerlukan sedikit pengerukan dengan volume kurang dari 5000 m . Pelabuhan MOF berfungsi sebagai: tempat masuk untuk memulai konstrusi

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-67

PT PERTAMINA EP -PPGM

Kilang LNG dan fasilitasnya; tempat bongkar muat peralatan konstruksi seperti bulldozer, excavator, loader, back hoe, dump truck dan sebagainya; tempat bongkar muat bahan bangunan seperti tiang pancang, pasir, kerikil, pipa, kabel dan sebagainya; dan tempat bongkar muat alat-alat utama yang akan dipasang pada kilang, seperti Main Heat Exchanger (alat pencairan gas), kompresor, dryer (pengering gas), unit pemurni gas, pompa, pipa, alat control dan lain-lain serta tempat bongkar muat bahan-bahan pokok seperti makanan, minuman, bahan bakar dan lain sebagainya. Pelabuhan Khusus pelabuhan MOF ini diperkirakan berukuran 25 x 170 meter, maksimum tinggi 2

draft 8 meter, mampu menahan beban hingga 1.5 ton/m , lokasinya sekitar o

o

900 meter di timur LNG Jetty dengan koordinat 1 14, 905’ S, 122 35, 630’ T dan akan ditentukan secara rinci oleh Kontraktor EPC. Lay down perintis akan dibangun di dekat Pelabuhan Khusus MOF dan akan berfungsi sebagai tempat penyimpanan peralatan konstruksi, material untuk konstruksi seperti pasir, kerikil, semen, batu tanki air dan diesel serta ruang kantor.  Namun juga akan dipertimbangkan untuk menyewa Pelabuhan Khusus perintis milik PT Sentral Banggai Sulawesi yang letaknya sekitar 5 km dari lokasi pembangunan Kilang LNG, Pelabuhan Khusus ini biasanya juga digunakan untuk keluar masuk alat-alat berat, rig pemboran dan lain-lain. Pelabuhan Khusus LNG Dalam pengoperasiannya, proyek membutuhkan Pelabuhan khusus LNG untuk pengangkutan LNG tujuan eksport.

Secara umum Pelabuhan Khusus LNG

berukuran 18 m x 28 m dengan ketinggian 6.3 meter di atas permukaan air surut terendah (LAT- Lowest Astronomical Tide) dan terletak pada koordinat 1o 15, 104’ S, 122o 35, 630’ T. Pelabuhan Khusus di topang oleh tiang pancang dengan rangka baja dan plat beton. Pengerukan tidak diperlukan untuk pengoperasian Pelabuhan khusus tersebut. Trestle LNG akan terdiri dari beberapa struktur tiang pancang. ROW untuk konstruksi akan diminimalkan sedapat mungkin dengan lebar ROW tersebut diperkirakan sekitar 40 meter. Fasilitas Pelabuhan khusus LNG termasuk:  Anjungan pemuatan (loading platform) ;  Lengan pemuat (loading arm);  Gang- way dan menara;  Jib crane;

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-68

PT PERTAMINA EP -PPGM

 Kaitan yang bisa terbuka cepat memakai tenaga listrik;  Perlindungan kebakaran;  Karet peredam benturan kapal (fender);  Papan petunjuk untuk membantu pendaratan;  Alat laser pengukur kecepatan mendekati Pelabuhan Khusus;  Unit pemantau portable;  Alat ukur angin;  Alat ukur pasang surut;  Radar cuaca;  Sistem monitoring muatan kapal;  Peralatan pembersih tumpahan di perairan (aquatic) ;  Stasiun pengawas kebakaran. Pelabuhan Khusus LNG dilengkapi dengan 4 (empat) buah breasting dolphin dan 6 (enam) mooring dolphin untuk tempat bersandar dan menambat tanker dan akan dilengkapi dengan tiga buah Loading arm, yang satu khusus untuk mentransfer LNG cair satunya untuk mentransfer uap LNG dan yang ketiga untuk mentransfer cairan maupun uap LNG. Struktur dolphin dirancang sehingga cukup kuat untuk menahan gaya-gaya horisontal dan vertikal pada saat tanker bersandar dan ditambat di Pelabuhan Khusus 2) Kegiatan Konstruksi di Laut Izin lokasi dan izin konstruksi akan dimintakan dari Departemen Perhubungan. Jadwal kegiatan konstruksi laut akan menunjang kebutuhan yang diperlukan dalam pengembangan konstruksi kilang LNG. Secara ringkas, program konstruksi di lapangan mencakup ruang lingkup berikut ini:  Konstruksi Pelabuhan Khusus Material Off Loading (MOF);  Konstruksi jeti LNG, dan trestle, mooring dan berthing dolphins;  Konstruksi dan penempatan struktur trestle / Pelabuhan khusus LNG. Kegiatan konstruksi pelabuhan khusus merupakan bagian dari kegiatan konstruksi kilang secara keseluruhan dan akan memerlukan waktu sepanjang kurang lebih 40 bulan. Peralatan yang akan digunakan untuk konstruksi pelabuhan khusus antara lain adalah pile hammer, crane barge . Potensi erosi dan timbunannya (accretion) dalam daerah yang berdekatan dengan Pelabuhan Khusus akan diperhitungkan dalam rancangan Pelabuhan Khusus.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-69

PT PERTAMINA EP -PPGM

Pelabuhan Khusus Material Off Loading (MOF) Penimbunan dan atau Pemancangan Penimbunan dan pemancangan pantai dilakukan sebagai konstruksi Pelabuhan Khusus Material Off Loading (MOF) ini. PERTAMINA dan Partnernya akan melakukan konsultasi dengan ADPEL setempat untuk menentukan detail lokasi penimbunan dan pemancangan. Material yang diperlukan dalam penimbunan 3

diperkirakan sebesar sekitar 5.000 m .

pemadatan yang memadai, dinding

penahan tanah akan dilakukan dengan menggunakan material baja (steel sheet

pile). Rancang bangun rinci dan cara-cara membangun Pelabuhan Khusus, trestle , dan jalan lintasan, akan direncanakan oleh kontraktor EPC. PERTAMINA akan menjamin bahwa metode yang dipilih akan menghasilkan dampak minimal terhadap lingkungan. 3) Lalu Lintas Kapal dan Tongkang untuk Kegiatan Konstruksi Suplai untuk konstruksi kilang LNG, pelabuhan laut khusus, anjungan, dan konstruksi perpipaan akan diangkut ke lokasi proyek dengan tongkang atau kapal laut. Pengangkutan bahan-bahan untuk pekerjaan sipil, struktur, mekanikal, pipa dan lain-lain ke tapak kilang LNG akan dilakukan dengan menggunakan kapal barang umum dan tongkang. Kapal barang umum yang akan digunakan selama masa konstruksi berukuran kira-kira 9.433 Ton (DWT) LOA: 114 meter, B: 19,6 dan tongkang yang berukuran kira-kira 2.500 Ton (DWT) 64,0 OL x 18,2 W x 3,60 D draft 0,55 meter. Jumlah frekuensi pengapalan yang diperlukan untuk mengangkut bahan dan peralatan konstruksi akan tergantung dari metode konstruksi yang akan diterapkan oleh Kontraktor EPC sehingga belum dapat diperkirakan pada saat ini. d. Tahap Operasi Pelabuhan 1) Pemuatan Produk LNG Produk LNG akan dimuat dari Pelabuhan khusus LNG yang akan dihubungkan ke fasilitas di pantai dengan menggunakan trestle way sepanjang ± 100 meter. Kapal LNG dengan ukuran antara 75.000 m 3 sampai 155.000 m 3 diharapkan dapat berlabuh dipelabuhan ini untuk memuat produksi LNG. Diperkirakan akan ada sekitar 30 kapal LNG per tahun. Kapal-kapal ini tidak mengisi bahan bakar selama mereka berada di Pelabuhan Uso. Pemuatan produk LNG akan dilakukan dengan cara memompakan LNG dari tanki produk ke tanker melalui loading 3

arm. Kecepatan pemuatan LNG ke tanker adalah 4.000 m /jam sehingga untuk memuat tanker akan memerlukan waktu sekitar 35 jam. Kapal-kapal lain dilarang mendekat dalam radius 620 meter sekitar Pelabuhan khusus LNG.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-70

Gambar 2.32. Jalur Transportasi Laut Produk LNG

PT PERTAMINA EP -PPGM

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-71

PT PERTAMINA EP -PPGM

2) Rancangan dan Keselamatan Fasilitas Laut Beberapa hal yang menjadi pertimbangan selama perancangan fasilitas sebagai berikut: a) Tenaga Pandu Semua kapal yang datang dan pergi ke Pelabuhan Khusus proyek Donggi Senoro akan dipandu oleh tenaga pandu yang mempunyai sertifikasi. Tenaga pandu tersebut akan dipilih melalui

koordinasi antara Pertamina

PKK dengan Kepala Pelabuhan setempat (Departemen Perhubungan Laut) yang berwenang untuk memperoleh tenaga pandu. b) Alat Bantu Navigasi Penempatan alat bantu navigasi yang sesuai akan membantu semua kapal, termasuk tanker LNG (Carrier), pemanggilan atau pemberangkatan dari pelabuhan laut (terminal) telah dipertimbangkan dengan hati-hati. Alat bantu

navigasi

tersebut

akan

ditempatkan

yang

pertama

untuk

memungkinkan kapal berlayar tanpa merusak dirinya sendiri dan struktur permanen lainnya di daerah tersebut, dan yang kedua, untuk mencegah kerusakan terhadap lingkungan. Alat bantu navigasi akan ditempatkan pada struktur yang tetap dan pelampung untuk memberi tanda air dangkal, seperti jalur pasir ke barat laut dari terminal dan memberikan navigasi untuk pelayaran kapal-kapal yang datang dan pergi dari fasilitas.

Namun keputusan akhir terhadap

lokasi penempatan alat bantu ini akan ditetapkan oleh Kontraktor EPC. Navigasi pelayaran yang akan digunakan adalah 2 jenis peralatan navigasi pelabuhan yaitu jenis fixed light dan floating. Sistem navigasi disyaratkan oleh standar navigasi Indonesia dan IALA Marine Bouyage System . Instrumen tambahan yang akan digunakan sebagai alat bantu navigasi meliputi sistem deteksi elektronik seperti docking display board, laser rate

of approach docking sensor, tide/wind and current sensor, vessel load monitoring system dan Tsunami Early Warning System. c) Daerah Labuh Jangkar (Anchorage Area) Dua daerah labuh jangkar telah ditetapkan untuk kapal-kapal yang menggunakan fasilitas laut proyek Donggi Senoro. Satu daerah labuh jangkar khusus untuk Tanker LNG dan satu daerah labuh jangkar untuk kapal-kapal lainnya.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-72

PT PERTAMINA EP -PPGM

d) Kawasan Tertutup untuk Keselamatan (Safety Buffer Zone) di Sekitar Kapal Tanker Tujuan utama dari zona exclusion

adalah untuk mencegah terjadinya

tabrakan tanker LNG dan kapal lain. Karena di Selat Tolo ada beberapa kapal barang, penumpang dan kapal ikan yang dapat melanggar lambung kapal tanker pembawa LNG, jadi zona tersebut dimaksudkan untuk mencegah kapal kecil atau kapal penangkap ikan atau perahu penumpang masyarakat setempat dalam pelayaran yang dapat menyebabkannya beralih dari rute yang direncanakan. Kerusakan pada kapal kecil atau kapal penangkap ikan dan kecelakaan

perorangan juga merupakan hal yang

harus diperhatikan. Suatu kawasan pengaman (exclusion zone) sebesar 2,4 km (1,3 nmi) ke depan dan 0,8 km (0,5 mil) buritan dan pada bagian samping perlu ditetapkan. Zona exclusive tersebut adalah sesuai dengan aturan yang sedang berlaku dalam industri pengapalan LNG. Meskipun disadari bahwa hal ini akan mengganggu operasi penangkapan ikan dan lalu lintas pantai didaerah tersebut sampai suatu jangka tertentu, akan tetapi dampaknya

dianggap

sebagai

suatu dampak

yang

minimum

yang

diperlukan untuk memberikan perlindungan terhadap kapal tangker pengangkut LNG yang dibutuhkan dan lintasan yang tidak mengganggu keselamatan kapal lainnya. e) Kawasan Tertutup untuk Tujuan Keselamatan di Sekitar Pelabuhan khusus Ada persyaratan untuk mencegah kapal memasuki daerah yang berdekatan dengan Pelabuhan khusus, baik dengan kapal yang ada pada saat tambat atau pada saat Pelabuhan khusus kosong. Keperluan ini dapat dipandang dari dua sisi: yaitu pertama untuk menjamin tidak ada kapal yang dapat datang ke dalam daerah Pelabuhan khusus yang dapat merupakan sumber kebakaran apabila terjadi pelepasan gas secara tidak sengaja (accidental), dan kedua untuk menjamin bahwa keamanan terminal bukan merupakan sesuatu yang dapat dikompromikan. Kawasan tertutup untuk tujuan keselamatan di sekitar Pelabuhan khusus ditentukan berdasarkan analisis resiko dari kegiatan pemuatan LNG ke kapal pengangkut LNG yang sedang bersandar di Pelabuhan khusus.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-73

PT PERTAMINA EP -PPGM

Kawasan tertutup untuk tujuan keselamatan adalah dalam radius 620 meter untuk Pelabuhan khusus LNG. Selain itu, untuk keperluan tanker LNG memutar arah (turning basin) diperlukan daerah dengan diameter 750 meter di depan Pelabuhan Khusus LNG. Pada jarak ini, aspek keamanan dari Pelabuhan khusus LNG, kapal tanker pembawa LNG telah diperhitungkan sepenuhnya sesuai dengan standard internasional dalam industri LNG. Kawasan tertutup untuk keselamatan di daerah perairan sekitar Pelabuhan Khusus akan diberi tanda dengan memasang tanda-tanda keamanan dan keselamatan, serta dua macam peralatan navigasi pelabuhan (fixed and

floating lights). Pengawasan kawasan tersebut akan dikoordinasikan dengan Dirjen Perhubungan Laut, Departemen Perhubungan. f)

Kapal Pemandu Kapal pemandu (tugboats) akan mendampingi tanker LNG ke dan dari stasiun pengarah

ke tempat tambatan, dan akan tetap siaga sewaktu

tanker tertambat agar menjamin keamanan kapal dan Pelabuhan Khusus. Apabila sebuah kapal ditambat, kapal pemandu tersebut akan mampu untuk membantu kapal dalam hal keadaan darurat dan memberikan dukungan yang cepat dalam hal kebakaran. Tanker LNG akan memerlukan paling sedikit tiga kapal pemandu dan satu kapal mooring untuk manuver kapal dan bersandar di Pelabuhan Khusus. Selain itu tambahan bantuan akan diberikan oleh Mooring Master bekerja sama dengan Master Pilot dari Departemen Perhubungan. Proyek Donggi Senoro harus merencanakan untuk menyediakan empat kapal pemandu (tiga digunakan, satu cadangan). 3) Air Ballast Air ballast (air yang dibawa kapal tanker kosong guna menjaga kestabilan kapal) akan dibuang dari tanker LNG. Tanki air ballast di dalam tanker LNG terpisah dari tanki muatan LNG, sehingga bersih dari hidrokarbon.

Sesuai

dengan peraturan MARPOL, air ballast (bilge water) akan ditempatkan pada kompartemen yang terpisah dari tanki produk, hal tersebut untuk menghindari kontaminasi minyak/lemak pada air ballast, Kapal akan dilengkapi dengan tanki

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-74

PT PERTAMINA EP -PPGM

pra pemisahan air ballast. Pemisahan air ballast atau sistem penyaringan harus mampu menghasilkan efluen dengan kandungan residu minyak tidak lebih dari 15 ppm. Air ballast tanker LNG akan dikelola sebelum dibuang ke laut di Pelabuhan khusus atau dari daerah di mana kapal membongkar jangkar. Pertukaran air ballast akan dilakukan pada perairan lepas pantai yang jauh dari Teluk (di laut lepas setelah berangkat dari pelabuhan di luar negeri dan tidak kurang dari 50 nmi dari perairan Teluk Tolo. Pertukaran air ballast tersebut harus dicatat untuk diverifikasi pada pelabuhan khusus LNG Donggi Senoro. Personel proyek LNG Donggi Senoro yang bertanggung jawab terhadap kegiatan pengapalan akan selalu mengikuti perkembangan penelitian mengenai pengolahan air ballast, dan jika nanti ditemukan suatu sistem pengolahan air ballast

yang

layak

secara

ekonomi,

Proyek

Donggi

Senoro

akan

mempertimbangkan kemungkinan untuk menerapkan sistem tersebut pada pelabuhan khusus proyek Donggi Senoro. Pertukaran dan pembuangan air ballast dari tanker kondensat akan dilakukan dengan cara sama dengan tanker LNG. Air ballast dari tanker LNG tidak perlu diolah terlebih dahulu di instalasi pengolahan limbah cair, karena bukan merupakan air laut yang terkontaminasi, sehingga dapat dibuang langsung ke laut. Prinsip yang sama telah diterapkan di kilang LNG Arun dan Badak. Proyek LNG Donggi Senoro menginginkan agar semua tanker dan juga kapalkapal lainnya yang akan digunakan oleh LNG Donggi Senoro mengikuti peraturan dari Non-Indigenous Aquatic Nuisance Prevetion and Control Act of

1990 (USA), dan IMO’s/MARPOL’s voluntary ballast water management guidelines (Guidelines for the Control and Management of Ship’s Ballast Water to Minimize the Transfer of Harmful Aquatic Organisms and Pathogens, Resolution A.868[20] 1998) yang sesuai dengan kondisi operasi di Indonesia, khususnya daerah Selat Peleng. Buku panduan itu mengatakan bahwa “setiap kapal yang membawa air ballast harus dilengkapi dengan rencana pengelolaan air ballast untuk memperkecil pemindahan dari organisme akuatik yang berbahaya dan patogen.” Hal ini dibahas lebih lanjut dalam RKL. Selain itu, kualitas buangan air limbah sanitasi akan memenuhi baku mutu limbah sanitasi menurut Kep. 52/MENLH/1995.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-75

PT PERTAMINA EP -PPGM

Hingga saat ini, belum diketahui bagaimana skema pengapalan LNG akan dilakukan. Pembeli LNG telah menunjukkan keinginannya untuk berpartisipasi dalam pengaturan transportasi, dalam hal ini Pertamina beranggapan bahwa kapal pengangkut LNG akan bertanggung jawab untuk rencana pengelolaan air

ballast mereka sendiri dan akan menerapkan sebuah program penukaran air ballast di laut terbuka. 4) Fasilitas Penampungan Limbah Kapal Kilang LNG tidak akan menerima sama sekali air limbah kapal apa pun, demikian pula dengan minyak kotor dan residu dari kapal yang beroperasi di Pelabuhan Khusus MOF. 5) Limbah Konstruksi dan Operasional Limbah tersebut dikumpulkan bersama-sama dengan limbah yang dihasilkan oleh kilang LNG, karena pengoperasian yang tak terpisahkan antara kegiatan konstruksi dan operasi kilang LNG dan pelabuhan laut khusus. Terlebih lagi, limbah yang dihasilkan oleh kilang LNG merupakan bagian terbesar, untuk itu limbah-limbah dari tempat kegiatan lainnya akan diolah pada pengolahan limbah disediakan oleh kilang LNG. 6) Penanggulangan Kemungkinan Terjadinya Kecelakaan dan Pencemaran Lingkungan LNG,

Kondensat,

minyak diesel

adalah

bahan

yang

mudah

terbakar.

Kemungkinan terjadi bahaya kebakaran sudah diperhitungkan dalam rancangan pelabuhan khusus. Fasilitas pendeteksi dan pemadam kebakaran yang memadai telah di siapkan baik di tanker maupun di Pelabuhan Khusus sehingga jika terjadi kebakaran dapat ditangani secara tepat dan cepat. e. Pasca-Operasi Pelabuhan laut khusus akan dihentikan pengoperasiannya (dekomisioning) pada tahap penutupan kilang LNG. Pelabuhan laut khusus akan menjadi bagian rencana penghentian operasi dan penutupan proyek yang disiapkan untuk semua fasilitas proyek sedikitnya lima tahun sebelum jadwal penutupan kilang LNG.

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-76

PT PERTAMINA EP -PPGM

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 BS 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  Kelengkapan air dan listrik  Fasilitas pengumpulan dan pembuangan limbah kering dan basah  Kegiatan pengamanan  Komunikasi umum  Kegiatan Otorita Bandar, bea cukai dan keimigrasian  Fasilitas pelatihan

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-77