1-2-6_BAB_2A

ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok II-1

PT PERTAMINA EP -PPGM

Bab-2RENCANA 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



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.



Tabel 2.1. Susunan Tim Pelaksana Studi AMDAL

Jabatan Nama KeahlianSertifikatAMDAL

Ketua Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc. Ahli Kepala, Lingkungan(S2, 10 tahun)

A, B

Koordinator BidangGeofisik-Kimia Drs. Suprapto Dibyosaputro, M.Sc.

Ahli Kepala, Geomorfologi(S2, 10 tahun) A, B

Anggota Dr. rer. nat. Nurul Hidayat Aprilita, M.Si. Ahli Kimia (S3, 5 tahun) A

Ir. Wahyu Widodo, M.T. Ahli Transportasi A,B

Koordinator BidangBiologi Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc.

Ahli Kepala, Lingkungan(S2, 10 tahun) A, B

Asisten Utiyati, S.Si. Asisten Biologi A, B

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

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

Anggota Supriadi, SH., M.Hum. Ahli Sos.Ek.Bud (S2) A, B

Asisten Ir. Christina Lilies Sutarminingsih Asisten Sos.Ek.Bud. A, B

Koordinator BidangKes. Mas. Prof. Dr. Sugeng Yuwono Mardihusodo

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)



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, panjang35 km

14 Ha

5. Jaur pipa ”trunk line” dari 2 BS LNGPlant

Lebar 20 m, panjang 60 km 120 Ha

6. Kilang LNG (termasuk LNG Jetty danMOF)

1 unit 300 Ha

7. Pembuatan jalan baru dan peningkatanjalan yang sudah ada untuk pemboransumur-sumur pengembangan

Lebar 6-8 m, panjangsekitar 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.



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 CO2 ± 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.



Tabel 2.2. Komposisi Gas

Komposisi Gas Unit Donggi Matindok Spesifikasi

1. Dari sumur s/d Block StationHydrogen Sulphide H2S % mole 0.13910 0.38400Alkyl Mercaptan RSH % mole 0.00200 0.00200Carbonyl Sulphide COS % mole 0.00010 0.00020Nitrogen N2 % mole 1.14213 2.23043Carbon Dioxide CO2 % mole 3.18000 3.03000Methane CH4 % mole 91.22078 80.97919Ethane C2H6 % mole 1.51580 6.49778Propane C3H8 % mole 1.20215 3.06306Iso-Butane i-C4H10 % mole 0.34065 0.72750Normal-Butane n-C4H10 % mole 0.33898 0.94917Iso-Pentane i-C5H12 % mole 0.18483 0.65306Normal-Pentane n-C5H12 % mole 0.10870 0.39829Hexane C6H14 % mole 0.08113 0.34852Heptane plus C7H16 % mole 0.54367 0.73681Mercury Hg % moleTotal % mole 100.000 100.000

2. Dari Block Station s/d Kilang LNGNitrogen N2 % mole 1.18130 2.30920Methane CH4 % mole 94.34943 83.83896Ethane C2H6 % mole 1.56779 6.72725Propane C3H8 % mole 1.24338 3.17123Iso-Butane i-C4H10 % mole 0.35233 0.75319Normal-Butane n-C4H10 % mole 0.35060 0.98269Iso-Pentane i-C5H12 % mole 0.19116 0.67612Normal-Pentane n-C5H12 % mole 0.11243 0.41235Hexane C6H14 % mole 0.08391 0.36083Heptane plus C7H16 % mole 0.56232 0.76283

CO2 75 ppmv maxH2S 3.5 ppmv max

Total Sulfur 17 ppmv maxWater content H2O 10 lb/mmscf max



0

10

20

30

40

50

60G

asR

ate

(MM

SC

F/da

y)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Year

Gas Deliverability (Base on Block Station Capacity)

MINAHAKI

DONGGI

Gambar 2.1. Kemampuan Produksi Lapangan Minahaki dan Donggi

0

5

10

15

20

25

30

35

Gas

Rate

(MM

SCF/

day)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Year

Gas Deliverability (Base on Block Station Capacity)

MALEORAJA

MATINDOK

Gambar 2.2. Kemampuan Produksi Lapangan Maleoraja dan Matindok



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 OfProduction Facilities Battery Limit Unit Sukamaju

Hydrogen Sulphide H2S % mole 0.1998Alkyl Mercaptan RSH % mole 0.0010Carbonyl Sulphide COS % mole 0.0004Nitrogen N2 % mole 2.9764Carbon Dioxide CO2 % mole 0.3096Methane CH4 % mole 85.9307Ethane C2H6 % mole 4.8391Propane C3H8 % mole 2.1274Iso-Butane i-C4H10 % mole 0.6192Normal-Butane n-C4H10 % mole 0.9488Iso-Pentane i-C5H12 % mole 0.3895Normal-Pentane n-C5H12 % mole 0.2797Hexane C6H14 % mole 0.2896Heptane plus C7H16 % mole 1.0887Mercury Hg % moleTotal % mole 100.0000Pressure (Bottom Hole) Psia % mole 2800Temperature (Bottom Hole) Deg. F % mole 250

Gambar 2.3. Kemampuan Produksi Lapangan Sukamaju

Sukamaju Performance Prediction

0

1

2

3

4

5

6

7

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

Gas

Rat

e,M

MS

CF

D

SUKAMAJU



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 Tahun2008 2009 2012 2013 2035

1. Prakonstruksi ***********2. Konstruksi ***********3. Operasi

a. Pemboran *********** ***********b. Operasi Produksi Gas ***********c. Operasi Produksi LNG ***********

4. Pasca Operasi **********

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.



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



Tabel 2.6. Jadwal Rencana Kegiatan Pengembangan Sukamaju dan IPP Banggai



Tabel 2.6. Jadwal Rencana Kegiatan Pengembangan Lapangan Sukamaju dan IPP Banggai

File di Bu Rita

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



STRUKTURDONGGI

34,9 KM 26,5KMMTD Junction BATUI

1,7

KM5,

6KM

Gambar 2.4. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1

STRUKTURMATINDOK

STRUKTURMALEORAJA



STRUKTURDONGGI

11,9 KM 26,5KMMTD Junction BATUI

1,7

KM5,

6KM

Gambar 2.5. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2

STRUKTURMATINDOK

STRUKTURMALEORAJA

STRUKTURSUKAMAJU

STRUKTURSUKAMAJU

11,4 KM 11,6 KM



14” x 11900 m

Gambar 2.6. Diagram Alir Pengembangan Blok Matindok

14” x 11400 m 14” x 11600 m 18” x 26500 m

Sep

arat

ion

Unit

CondensateTank

BSDONGGI

Compressor

TEG

Booster BATUI

MHK Junction SJU Junction

MLR JunctionBS

MINAHAKI

Sepa

ratio

nU

nit

CondensateTank

BSMATINDOK

Compressor

TEGSe

para

tion

Un

it

CondensateTank

BSSUKAMAJU

Compressor

TEG

8”

X3

900

m

8”X

560

0m

12”

x1

700

m

BSMALEORAJA

Operating

Standby



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.

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

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

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

genangan air tawar terdekat.

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

Untuk keperluan operasional tersebut 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.



Gambar 2.7. Lokasi Rencana Kegiatan 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 selatan-

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



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



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).



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 PengembanganLapangan Donggi

Sumur Koordinat KeteranganX YDNG-1 418.159 9.829.801 ExistingDNG-2 415.619 9.830.409 ExistingDNG-3 417.457 9.827.744 ExistingDNG-5 417.194 9.829.436 Existing

DNG-AA/6 418.503 9.830.742 DevelopmentDNG-BB/7 415.604 9.831.270 DevelopmentDNG-CC/8 418.103 9.829.153 DevelopmentDNG-DD/9 413.204 9.830.870 Development

Skematis rencana casing setting dan desain lumpur pada sumur-sumur

pengembangan di Lapangan Donggi adalah sebagai berikut.

Tabel 2.9. Skematis Rencana Casing Setting dan Design Lumpur PadaSumur-Sumur Lapangan Donggi

Sumur Selubung Kedalaman (TVD SS) Mud Type Mud Weight

DNG-AA/6

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-60 m0-700 m

0-1622 m1572-1770 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.06-1.081.08-1.15

1.15

DNG-BB/7

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-60 m0-760 m

0-1608 m1558-1770 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.06-1.081.08-1.15

1.15

DNG-CC/8

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-60 m0-460 m

0-1607 m1557-1770 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.031.08-1.161.16-1.35

1.17

DNG-DD/9

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-60 m0-420 m

0-1596 m1546-1770 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.031.08-1.161.16-1.35

1.17



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 Pengembangandi 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.



Tabel 2.10 Koordinat Sumur Pengembangan Lapangan Matindok

SumurKoordinat

KeteranganX YMTD-1S/3 439.984 9.855.135 Subtitute MTD-1

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

Rencana casing dan desain lumpur pada sumur-sumur Lapangan Matindok disajikan

pada tabel berikut.

Tabel 2.11. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur PadaSumur-Sumur Lapangan Matindok

Sumur Selubung Kedalaman Mud Type Mud Weight

MTD-1S/3

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-900 m

0-1963 m1913-2113 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.081.08 – 1.201.13 – 1.15

MTD-AA/4

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-900 m

0-1920 m1870-2113 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.081.08 – 1.201.13 – 1.15

MTD-2(APRAISAL)

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-600 mVD

0-1932 mVD1882-2200 mVD

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.081.08 – 1.201.13 – 1.15

MTD-CC/5

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-800 m

0-1894 m1844-2113 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.081.08 – 1.201.13 – 1.15

Konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan di Lapangan

Matindok digambarkan sebagai berikut.



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.



Tabel 2.12. Koordinat Sumur Pengembangan Lapangan Maleo Raja

Sumur Koordinat KeteranganX 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 sumur-

sumur pengembangan di Lapangan Maleo Raja disajikan pada tabel berikut.

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


MLR-AA/2

20”

13 3/8”

9 5/8”

7”

0-160 m

0-860 m

0-1957 m

1907-2088 m

PHB

PHPA

PHPA

PHPA

1.055

1.055 – 1.18

1.18 – 1.36

1.15

MLR-BB/3

20”

13 3/8”

9 5/8”

7”

0-160 m

0-860 m

0-1911 m

1861-2088 m

PHB

PHPA

PHPA

PHPA

1.055

1.055 – 1.18

1.18 – 1.36

1.15

MLR-CC/4

20”

13 3/8”

9 5/8”

7”

0-160 m

0-860 m

0-1934 m

1884-2088 m

PHB

PHPA

PHPA

PHPA

1.055

1.055 – 1.18

1.18 – 1.36

1.15

Gambaran atau konfigurasi sumur-sumur pengembangan Lapangan Maleo Raja,

secara total dapat dilihat pada gambar berikut.



Gambar 2.11. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangandi 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.



Tabel 2.14. Koordinat Sumur Eksisting dan PengembanganLapangan Minahaki

Sumur koordinat KeteranganX-Coord Y-Coord

MHK-1S/2 424.521 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 PadaSumur-Sumur Lapangan Minahaki


MHK-1S/2

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-800 m

0-1762 m1712-1927 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.181.18 – 1.30

1.15

MHK-AA/3

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-800 m

0-1784 m1734 -1927 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.181.18 – 1.30

1.15

MHK-BB/4

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-100 m0-580 m

0-1762 m1712-1927 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.181.18 – 1.30

1.15

MHK-CC/5

20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-740 m

0-1766 m1716 - 1927 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.051.05 – 1.181.18 – 1.30

1.15

Konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan Minahaki,

secara visual dapat dilihat pada gambar berikut.



Gambar 2.12. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangandi 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 PengembanganLapangan Sukamaju

SumurKoordinat

KeteranganX YSJU-1 430665 9849210 ExistingSJU-AA 430895 9849733 PengembanganSJU-BB 431010 9848949 Pengembangan

Skematis rencana pemboran pengembangan sumur di Lapangan Sukamaju adalah

sebagai berikut.



Tabel 2.17. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur adaSumur-Sumur Sukamaju


SJU-AA 20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-800 m

0-1977 m1927-2050 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.04 – 1.051.05 – 1.101.20 – 1.231.14 – 1.15

SJU-BB 20”13 3/8”9 5/8”

7”

0-150 m0-800 m

0-1908 m1858 -2050 m

PHBPHPAPHPAPHPA

1.04 – 1.051.05 – 1.101.20 – 1.231.14 – 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 SumurPengembangan SJU-AA



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.



Tabel 2.18. Kebutuhan Lumpur Bor

HOLE VOLUME & CASING PROGRAM SUMUR

Interval(M)

HoleSize

(Inch)Sg Jenis

Lumpur

CasingSize

(Inch)Excess

OpenHole

Volume(BBL)

CasingVolume(BBL)

HoleVolume(BBL)

SurfaceVolume(BBL)

VolumePer Smr

LossSurface(BBL)

TotalVolume(BBL)

Keterangan

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14Assumsi casing

0-40 36 1.04 GEL WATER 30 100% 330.36 0.00 330.46 - 330.46 - 330.46 30”-ID 29”

40-150 26 1.04-1.08 WBM 20 100% 474.01 107.22 581.23 503.44 581.23 100.00 1,291.90 20”-94” ID 19.124”

150-1000 17 ½ 1.08-1.20 WBM 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

1000-1099 12 ¼ 1.20-1.27 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”

1099-2357 8 ½ 1.15 WBM 7 50% 89.12 532.43 621.55 503.44 621.55 - 1,657.42 7”-26” ID 6.276”



Tabel 2.19. Estimasi Volume Serbuk Bor (Cutting) danWater Base Mud yang Dibutuhkan

SumurVolume (BBL)

Mud CatatanMeasure Depth(M)

Serbuk Bor(Cutting)

DNG-AA/6 1951 2,270 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 P


engembangan Gas Matindok II-33

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



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.

A


NDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok II-35

Gambar 2.14. Skema Flowline dan TrunklineBlock Station Donggi

A



Gambar 2.15. Skema Flowline dan TrunklineBlock Station Matindok



Gambar 2.16. Skema Flowline dan TrunklineBlock Station Sukamaju



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

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.

Tes

tM

ani

fold

HP

Ma

nifo

ld

HP

Ma

nifo

ld

WELLDGN SDV-1

SDV-2

SDV-3

SDV-4

SDV-5

WELLMHK

WELLMTD

WELLMLR

WELLNEXT



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 penggalian-

penggalian 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.



Donggi wells

LNG Plant

11,000 m – 32”

MS-Minahaki

SalesGate

33,000 m – 16” 15,000m – 32”

SENOROUkuran P/L Share

*) 700 psig

CPP Senoro

TIP-1

TIP-2

3,470 m – 16”

11,600 m – 8”

Minahaki wellsMatindok wells Maleoraja wells

BS-GPFMATINDOK

BS-GPFDONGGI

7,940 m – 18” 15,000m – 18”

15,000m – 24”

15,000m – 18” Ukuran P/L Dedicated

D4

LNG

S4

M4

5,560 m – 8”

5,030 m – 8”

Range :1,300 – 5,000 m(4”-6”)

Range :2,300 – 2,600m (4”-6”)

Range :11 – 21 m(4”-6”)

Range :19 – 31 m(6”)

Donggi wells

LNG Plant

11,000 m – 32”

MS-Minahaki

SalesGate

33,000 m – 16” 15,000m – 32”

SENOROUkuran P/L Share

*) 700 psig

CPP Senoro

TIP-1

TIP-2

3,470 m – 16”

11,600 m – 8”

Minahaki wellsMatindok wells Maleoraja wells

BS-GPFMATINDOK

BS-GPFDONGGI

7,940 m – 18” 15,000m – 18”

15,000m – 24”

15,000m – 18” Ukuran P/L Dedicated

D4D4

LNG

S4

M4M4

5,560 m – 8”

5,030 m – 8”

Range :1,300 – 5,000 m(4”-6”)

Range :2,300 – 2,600m (4”-6”)

Range :11 – 21 m(4”-6”)

Range :19 – 31 m(6”)

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



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.



Tabel 2.21. Perkiraan Ukuran Flowline



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.

Gambar 2.19. Diagram Block Station

WELLS

WATERTREATMENT

HP SEPARATOR

BOOSTER COMPRESSOR

LEAST COMPRESSOR

TEST SEPARATOR

LP SEPARATOR

TOGPF

TOCONDENSATETANKTO DISPOSAL SYSTEM

MP SEPARATOR



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

dengan kapasitas masing-masing sebesar ± 1300 m3. 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 Pe


48

MEDCOENERGIOil & Gas

EP

PFD BLOCK STATION

AGRU-SRU

Water Treat.

Water Treat.

MP

man

ifold

LPm

anifo

ld Tes

tm

anifo

ld

HP

ma

nifo

ld

LC

LC

LC

PC

Flare

Water Treat.

LC

PC

Flare

Cond. export

LC

Water Treat.

LC

LC

LC

Closed drain

Ke

Gambar 2.20. Diagram Alir Block Station/Gathering Station.

terangan: HP (high pressure), MP (medium pressure), LP (low pressure),

ngembangan Gas Matindok

KO (knock out), AGRU (acid gas removal unit)

II-45



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.

Gambar 2.21. Diagram Fasilitas Produksi Gas (GPF)

1. Unit Penghilangan CO2/ H2S (AGRU)

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

kandungan CO2 dan H2S nya dengan proses absorbsi menggunakan larutan MDEA

(Methyl Diethanol Amine) dalam Unit Penghilangan CO2/H2S (Acid Gas Removal Unit =

AGRU). Prinsip kerja unit tersebut adalah penyerapan gas CO2 dan H2S di dalam

absorber dan melepaskannya lagi di dalam menara stripper atau column, sehingga

diperoleh sweet gas dengan kandungan CO2 dan H2S yang rendah. Gas dari Block

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

dan Matindok.

ACID GASREMOVAL UNIT

(AGRU)

DEHYDRATIONUNIT

(DHU)

SULFUR RECOVERY UNIT(SRU)

BOOSTERCOMPRESSOR

TO SULFURSTORAGE

TREATEDGASTO LNG

TO AIR

Utilities &Offsite Facilities

DEW POINTCONTROL

( DCU )

SOUR GAS FROMBLOK STATIONS



Acid Gas Removal Unit (AGRU)

Fungsi utama dari AGRU adalah pembuangan karbon dioksida. Pembuangan karbon

dioksida diperlukan untuk mencegah timbulnya masalah pembekuan dan penyumbatan

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

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

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

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

regeneratif sehingga karbon dioksida yang terserap akan terangkat dari larutan yang

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

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

langkah penyerapan.

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

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

contoh, 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.

ACID GAS REMOVAL UNIT

Gambar 2.22. Diagram Alir Acid Gas Removal Unit

DHP

GATHERINGSTATION

AmineContactor

Amine FlashTank

Lean-RichAmine

Exchanger

StillStripping

Column

Reboiler

AmineboosterPump

Lean

AmineCooler

AmineFilter

AmineCirculation

Pump

SRU

CondenserOutletGas Scrubber

InletGas Scrubber



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:



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 SO2 + H2O

H2S + SO2 S + H2O

Proses Clauss dapat memproduksi sulfur dari umpan gas yang mengandung

15% – 100% H2S. Terdapat berbagai macam skema alir dari proses Clauss dimana

perbedaan utamanya terletak pada susunannya saja.

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

total H2S menjadi SO2 dan semua hidrokarbon menjadi CO2. Pembakaran H2S terjadi di

burner dan kamar reaksi. Aliran massa bertemperatur tinggi hasil dari pembakaran

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

tersebut. Aliran gas selanjutnya 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 H2S adalah larutan soda yang mengandung

bakteri sulfur. Penyerapan H2S terjadi pada kolom absorber dan larutan yang keluar dari

absorber diregenerasi di tangki aerator dimana hidrogen sulfida secara biologi dikonversi

menjadi elemen sulfur oleh bakteri sulfur. Konsentrasi H2S yang bisa dicapai oleh proses

ini dibawah 5 ppmv. Tekanan operasi proses Shell Paques adalah 0.1 – 90 barg.



Tail Gas Treating

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

recovery dikonversi menjadi senyawa sulfur sehingga gas buang yang dihasilkan

memenuhi spesifikasi lingkungan.

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

mencapai spesifikasi gas pipeline ditunjukkan oleh gambar 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 menyempurna-

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

adalah proses absorbsi (penyerapan) air dengan menggunakan bahan kimia

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

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

syarat untuk dikirim ke konsumen. Gambar berikut memperlihatkan skema kerja

dehydration unit.



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

untuk menjaga suhu embun dari hydrocarbon mencapai maksimum 75oF 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.

Sales Gas

AGRU

GlycolContactor

Glycol/ CondensateSkimmer

GlycolStrippingColumn

Reboiler

GlycolFilter

V-1

Glycol Cooler

ColdGlycol

Exchanger

Hotglycol

Exchanger

Glycol SurgeDrum

GlycolMake-upPump

GlycolInjectionPump

V-2 To Flare



TOLNGPLANT

AGRU,SRU

DHU

AGRU,SRU

MANIFOLDSTATIONMINAHAKI

DHU

FROM JOB PMTS

GPF

MATINDOK

TIP-1

TIP-2

BLOCK STATIONSUKAMAJU

TO IPPBANGGAI

2 WELLS

Separate POD withPOD gas to LNG

B S

B S

DONGGIBS

BSGPF

DONGGI

MS

PL

DCU

DCUMANIFOLDSTATION

MATINDOK

MANIFOLDSTATION

MALEORAJA

Gambar 2.21. Diagram Blok Fasilitas Produksi

3 WELLS

4 WELLS

4 WELLS

8 WELLS

FL

Gambar 2.26. Diagram Blok Fasilitas Produksi



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.



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



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).

LNGDRYSWEETGAS

REFRIGERANT:PROPANE

PROPANE MIXED REFRIGERANT

REFRIGERANT:N2, C1, C2, C3, C4

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



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

didinginkan sampai mencapai suhu yang sangat dingin yaitu antara minus 150oC

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



Fasilitas tersebut di atas diringkaskan sebagai berikut:

Penyimpanan dan Pemuatan LNG

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

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

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

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.



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.



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.



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 batasan-

batasan 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 CO2 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;

Heru

Highlight

Heru

Highlight

Heru

Highlight

Heru

Highlight



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.



Gam

bar

2.2

8.Lo

kasi

Pel

abuh

anK

hu

sus

LNG

dan

MO

Fse

rta

Jem

bat

an

nya

(Tre

stle

s)



Gam

bar

2.29

.Pro

fil

Pel

abu

han

Khu

sus

LNG

/Tr

estl

e



Gam

bar

2.3

0.Ta

taLe

tak

Pe

lab

uhan

Kh

usu

sLN

G



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.

Heru

Highlight

A



Gam

bar

2.3

1.R

enca

naU

mu

mM

OF



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

memerlukan sedikit pengerukan dengan volume kurang dari 5000 m3.

Pelabuhan MOF berfungsi sebagai: tempat masuk untuk memulai konstrusi



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

draft 8 meter, mampu menahan beban hingga 1.5 ton/m2, lokasinya sekitar

900 meter di timur LNG Jetty dengan koordinat 1o 14, 905’ S, 122o 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;

Heru

Highlight



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.

Heru

Highlight



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

diperkirakan sebesar sekitar 5.000 m3. 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 m3 sampai 155.000 m3 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

arm. Kecepatan pemuatan LNG ke tanker adalah 4.000 m3/jam sehingga untuk

memuat tanker akan memerlukan waktu sekitar 35 jam. Kapal-kapal lain

dilarang mendekat dalam radius 620 meter sekitar Pelabuhan khusus LNG.



Gam

bar

2.3

2.

Jalu

rT

rans

port

asi

Lau

tP

rod

ukLN

G



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.

Heru

Highlight

Heru

Highlight



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.

Heru

Highlight



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

Heru

Highlight



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 kapal-

kapal 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.



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 Pence-

maran 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.

Heru

Highlight



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

1-2-6_BAB_2A

Documents

Transcript of 1-2-6_BAB_2A