Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a

KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok II-1

PT PERTAMINA EP - PPGM

Bab-2RUANG LINGKUP STUDI

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

2.1.1. Status dan Lingkup Rencana Kegiatan yang akan ditelaah

2.1.1.1. Status Studi AMDAL

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

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

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

Pemboran seismic, eksplorasi dan delineasi guna mengidentifikasi lapangan gas alam yang

ada untuk menentukan cadangan yang tersedia.

Seleksi lokasi Kilang LNG yang diusulkan.

Konsultasi Publik

Baseline study (pengumpulan data meteorologis, geologi, kelautan dan lingkungan sosial

ekonomi yang spesifik untuk lokasi pemilihan pelabuhan).

Studi gempa bumi dan tsunami

Studi pemilihan material dan pemilihan teknologi, dan

Kajian Permulaan Pekerjaan Desain.



2.1.1.2. Kesesuaian Lokasi Rencana Kegiatan dengan Tata Ruang Setempat

Lokasi rencana kegiatan PPGM meliputi wilayah yang termasuk dalam Kecamatan Toili

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

(Gambar 2.1).

Berdasarkan Peraturan Daerah Propinsi Sulawesi Tengah No 2 Tahun 2004 tentang

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

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

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

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

bersinggungan dengan Suaka Margasatwa Bangkiriang. Rencana struktur ruang wilayah untuk

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

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

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

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

Khusus (KPKK).

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

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

pengembangan gas Matindok akan dimanfaatkan untuk pengembangan permukiman, lokasi

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

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

pengembangan gas Matindok akan dimanfaatkan untuk pengembangan lokasi perusahaan,

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

Sementara itu bagian wilayah Kecamatan Batui yang menjadi lokasi tapak proyek

pengembangan gas Matindok akan dimanfaatkan untuk hutan suaka (Suaka Margasatwa

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

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

Gambar 2.2.

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

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

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

jalur pipa yang tidak memotong kawasan Suaka Margasatwa Bangkiriang.

Pihak PPGM telah melakukan penanganan bersama dengan Dinas Kehutanan Pusat pada

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

keputusan dari Direktorat Jenderal Kehutanan Pusat.



Gambar 2.1.



Gambar 2.2.



2.1.1.3. Uraian Rencana Kegiatan Penyebab Dampak

2.1.1.3.1. Uraian Umum Rencana Kegiatan

A. Jenis Prasarana dan Luas Kebutuhan Lahan

Tabel berikut adalah kebutuhan luas lahan masing-masing prasarana.

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

No Prasarana Satuan LuasLahan

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

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

3. Jalur pipa ”flow line” 5 lokasi, lebar 8 m,panjang 35 km

14 Ha

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

5. Kilang LNG 1 unit 200 Ha

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

Lebar 6-8 m, panjangsekitar 15 km

60 Ha

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

Lebar 200 m, panjangsekitar 500 m

± 10 Ha

Luas total lahan yang diperlukan 461 Ha

Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005

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

Lahan yang diperlukan untuk pembangunan fasilitas manifold station di dua lokasi

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

lainnya. Pelaksanaan pengadaan lahan dilakukan sesuai dengan ketentuan peraturan

perundang-undangan yang berlaku.

B. Kapasitas Produksi

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

Pengembangan Gas Matindok adalah mulai dari kegiatan pemboran sumur pengembangan

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

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

membangun Kilang LNG berikut Pelabuhan untuk membawa LNG maupun Sulfur yang

diproduksi ke luar Kabupaten Banggai.

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

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

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

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

dan adanya kemungkinan unsur lainnya.

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

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

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

pantai sejajar jalan raya.

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

Tabel 2.2.



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

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

MAJU-1MALEORAJA-1

MINAHAKI-1

MATINDOK

MENTAWA-1

KP. BALIA

KP. BALIA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7E-09

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




C. Umur Kegiatan

Kegiatan pengembangan dibagi kedalam beberapa tahapan, yaitu prakonstruksi,

konstruksi, operasi dan pasca operasi (Tabel 2.3).

Tabel 2.3. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas Matindok

No. TahapKegiatan

Tahun

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

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

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

3. Operasi

a. Pemboran

b. Operasi prod. gas

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

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

4. Pasca operasi *****


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

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

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

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

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

Pembangunan proyek yang meliputi pembangunan Gas Processing Facilities di darat,

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

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

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

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

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

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

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



Gambar 2.3. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1

Gambar 2.4. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2

Gambar 2.5. Diagram Alir Blok Pengembangan Blok Matindok 2026

34”x26500



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

Jenis sumber energi utama untuk mendukung pengoperasian fasilitas produksi adalah:

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

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

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

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

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

didatangkan dari Kilang Pertamina.

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

motor listrik.

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

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

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

genangan air tawar terdekat.

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

Untuk keperluan operasional tersebut akan menggunakan air tanah dalam.

E. Sosialisasi dan Konsultasi Publik

1. Sosialisasi

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

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

poster dan spanduk disampaikan pada Lampiran I.

2. Konsultasi Publik

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

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

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

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

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

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

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



Berdasarkan pengamatan dan evaluasi terhadap saran, pendapat dan tanggapan dari

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

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

Pembebasan lahan dan kompensasi tanam tumbuh

Ketenagaan kerja lokal

Program pemberdayaan masyarakat

Keberadaan terumbu karang di lepas pantai

Keberadaan Suaka Margasatwa Bangkiriang

Semua saran, rekomendasi dan gagasan tersebut akan dipertimbangkan dalam desain

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

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

Lampiran 2.

F. Kegiatan Pemboran

1. Pemboran Sumur

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

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

merupakan bagian utama dari offshore depression sepanjang pantai sebelah selatan-

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

dengan kemiringan sepanjang garis pantai dan berorientasi dengan arah 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 2.6, dimana daerah ini mempunyai potensi

hidrokarbon dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon di batuan karbonat Formasi

Tomori dan Formasi Minahaki.

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

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

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

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

Geofisika masih terdapat beberapa prospek dan lead yang kemungkinan mempunyai

potensi kandungan hidrokarbon.



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

2. Pemboran Sumur Pengembangan

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

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

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

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

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

tersebut direncanakan untuk melakukan pemboran 18 sumur pengembangan

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

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

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



Tabel 2.4. Rencana Sumur Pengembangan Blok Matindok

No. LAPANGAN SUMUR JENIS KEGIATAN

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

Work OverWork OverWork OverWork OverSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur Pengembangan

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

Sumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur Pengembangan

3 Sukamaju Sukamaju-1SJU-A

Work OverSumur Pengembangan

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

Sumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur PengembanganSumur Pengembangan

5 Maleoraja Maleo Raja-1MLR-AMLR-B

Work OverSumur PengembanganSumur Pengembangan


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

masih digunakan pula peralatan pendukung operasi lainnya seperti air compressor,

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

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

preventer, dan lain sebagainya.

3. Sumur Produksi

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

sesuai dengan program yang telah disusun, antara lain dengan pemasangan

production string, well head and Christmas tree.



G. Sistem Pemipaan Gas

1. Jalur pipa

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

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

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

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

dan flowline diringkaskan seperti pada Gambar 2.7 – 2.11.

Gambar 2.7. Lokasi Block Station Donggi dan Flowline

Flowline Jarak(m)

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



Gambar 2.8. Lokasi Block Station Matindok dan Flowline

Gambar 2.9. Lokasi Block Station Maleoraja dan Flowline

Flowline Jarak(m)

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

Flowline Jarak(m)

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



Gambar 2.10. Lokasi Block Station Sukamaju dan Flowline

Gambar 2.11. Lokasi Block Station Minahaki dan Flowline

Flowline Jarak(m)

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

Flowline Jarak(m)

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

KA-ANDAL


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

Standard, lihat Lampiran 11) dan GPSA Hand Book.

Selan

fasilit

dialir

langs

yang

LNG

berdi

mela

dialir

selan

tekan

BS D

llR -A

R

SDV-1

WELLDNG
WeBT
Proyek Pengembangan Gas Matindok II-17

Gambar 2.12. Flowline Diagram

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

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

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

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

kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang

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

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

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

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

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

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

onggi dan Matindok

WellBT-B

WellKTB-1

WellKTB-2

WellNext

SDV-2

SDV-3

SDV-4

SDV-5

HP

Man

ifold

MP

Man

ifold

Test

Man

ifold

WELLMHK

WELLMTD

WELLMLR



2. Disain Pipa

Disain pipa dan pemasangan pipa akan mengacu pada beberapa standard nasional

(misalnya Departemen Pertambangan dan Energi tentang Insatalasi Minyak dan Gas

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

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

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

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

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

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

dilakukan oleh tenaga yang memiliki sertifikat khusus.

3. Proteksi Korosi (Corrosion Protection) pipa

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

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

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

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

internal dilakukan dengan menginjeksi corrosion inhibitor ke dalam pipa gas secara

berkala.

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

dipasang test box pada setiap jarak ± 1 km.

H. Block Station (BS)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

KA-ANDAL Proyek


1. Unit 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 2.13 menunjukkan sistem kerja dari gathering

station/block station.

Gambar 2.13. Diagram Alir Block Station/Gathering Station.Keterangan: HP (high pressure), MP (medium pressure), LP (low pressure),

Pengembangan Gas Matindok II-19

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



2. Dehydration Plant

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

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

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

adalah proses absorbsi (penyerapan) air dengan menggunakan bahan kimia

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

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

syarat untuk dikirim ke konsumen. Gambar 2.14 memperlihatkan skema kerja

dehydration plant.

Gambar 2.14. Skema Kerja Dehydration Plant

3. Tangki Penampung

Tangki penampung dipakai untuk menampung kondensat yang berasal dari separator,

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

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

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

Sales Gas

AGRU

GlycolContactor

Glycol/ CondensateSkimmer

GlycolStrippingColumn

Reboiler

GlycolFilter

V-1

Glycol Cooler

ColdGlycol

Exchanger

Hotglycol

Exchanger

Glycol SurgeDrum

GlycolMake-upPump

GlycolInjection

Pump

V-2 To Flare



4. Kompresor

Kompresor yang akan dipergunakan untuk menjaga tekanan keluar dari Block station

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

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

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

umumnya tekanan gas yang keluar dari sumur akan mengalami penurunan secara

alamiah selama proses produksi, sehingga diperlukan tambahan kompresor baru di

Gathering Station/block station.

5. Unit pengolah air

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

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

6. CO2/ H2S Removal (AGRU)

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

kandungan CO2 dan H2S nya dengan proses absorbsi menggunakan larutan MDEA

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

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

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

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

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

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



Acid Gas Removal Unit (AGRU)

Fungsi utama dari AGRU adalah pembuangan karbon dioksida. Pembuangan karbon

dioksida diperlukan untuk mencegah timbulnya masalah pembekuan dan penyumbatan

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

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

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

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

regeneratif sehingga karbon dioksida yang terserap akan terangkat dari larutan yang

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

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

langkah penyerapan.

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

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

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

komposisional yang ada menunjukkan bahwa sulfur yang tertinggal dalam ransum

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

DHP

GATHERINGSTATION

AmineContactor

Amine FlashTank

Lean-RichAmine

Exchanger

StillStrippingColumn

Reboiler

AmineboosterPump

LeanAmineCooler

AmineFilter

AmineCirculation

Pump

SRU

CondenserOutletGas Scrubber

InletGas Scrubber

Gambar 2.15. Diagram Alir Acid Gas Removal Unit



7. Sulfur Recovery Unit (SRU)

Sulfur recovery dimaksudkan untuk memenuhi ketentuan dan perundangan- undangan

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

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

hydrogen sulfide. Beberapa proses didesain dengan maksud untuk memproduksi sulfur

dan beberapa proses juga dikembangkan dengan tujuan utama untuk menghilangkan

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

lanjutan yang harus dilakukan.

Mengingat masih terdapat 2 kemungkinan kandungan sulfur dalam Gas Alam yang

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

dipertimbangkan untuk sulfur recovery ada dua yaitu ;

a. Proses Claus

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

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

terkenal dan paling banyak diaplikasikan di seluruh dunia. Proses Claus

menggunakan prinsip oksidasi menggunakan oksigen atau udara pada suhu sekitar

1200 oC melalui reaksi sebagai berikut ;

H2S + O2 SO2 + H2O

H2S + SO2 S + H2O

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

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

perbedaan utamanya terletak pada susunannya saja.

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

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

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

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

hasil pembakaran tersebut. Aliran gas selanjutnya diumpanakan ke reactor dimana

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

selanjutnya didinginkan di kondenser pertama dan sulfur cair yang dihasilkan

dipisahkan. Gas yang keluar condenser pertama selanjutnya dipanaskan dan

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

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

didinginkan dalam condenser kedua dan sulfur cairnya dipisahkan.



b. Proses Shell Paques

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

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

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

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

mengandung bakteri sulfur. Penyerapan H2S terjadi pada kolom absorber dan

larutan yang keluar dari absorber diregenerasi di tangki aerator dimana hidrogen

sulfida secara biologi dikonversi menjadi elemen sulfur oleh bakteri sulfur.

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

proses Shell Paques adalah 0.1 – 90 barg.

c. Tail Gas Treating

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

recovery dikonversi menjadi senyawa sulfur sehingga gas buang yang dihasilkan

memenuhi spesifikasi lingkungan.

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

mencapai spesifikasi gas pipeline ditunjukkan oleh Gambar 2.16.

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



I. Kilang LNG

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

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

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

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

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

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

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

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

alir Kilang LNG disederhanakan seperti pada Lampiran 10.

1. Unit Proses

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

Pencairan Gas.

a. Fasilitas Penerima Gas

Kapasitas design dari fasilitas ini direncanakan sebesar minimum 300 MMSCFD yang

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

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

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

kondensat dari Fasilitas Pencairan Gas Bumi.

b. Fasilitas Pemurnian Gas

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

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

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

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

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

masalah karat dan pembekuan dalam Unit Liquifaction.

Dehydration Unit

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

AGRU untuk menghindari masalah pembekuan dan penyumbatan (formasi hidrat)

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

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



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

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

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

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

saringan molekul. Penyerapan saringan molekul merupakan kegiatan siklus yang

melibatkan regenerasi periodik saringan setelah saringan dipenuhi air. Regenerasi

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

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

‘water-laden regenerant’ kemudian didinginkan agar mencair untuk mendapatkan

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

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

Unit “Effluent Treatment”.

Unit Pembuangan Merkuri (MRU)

MRU menghilangkan kuantitas kecil merkuri yang mungkin masih ada dalam gas

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

ambang batas baku mutu, untuk mencegah terjadinya kerusakan peralatan utama

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

sebagai tindakan pencegahan karena merkuri dapat bereaksi dengan aluminium

pada Unit Pencairan, yang dapat menyebabkan tidak berfungsinya alat penukar

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

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

ulang.

c. Fasilitas Pencairan Gas Alam

Tujuan utama dari Fasilitias Pencairan adalah untuk mencairkan gas alam menjadi

produk LNG. Sebelumnya dilakukan pemisahan kandungan hydrokarbon berat untuk

menghindari terjadinya pembekuan dalam pipa-pipa pencairan gas. Fasilitas

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

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

Unit Pendinginan/Pencairan

Pencairan dilakukan dalam dua langkah. Langkah pertama meliputi pendinginan

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



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

sangat dingin yaitu minus 164°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

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

kondensat. Pemisahan akan dilakukan dalam kolom deethanizer yang akan

melepaskan gas metana dan etana, kolom depropanizer yang menghasilkan

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

komponen sisa menjadi satu jenis komponen butana dan pentana dan komponen

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

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

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

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

ke Unit Stabilisasi.

Unit Stabilisasi

Unit Stabilisasi akan membuang setiap komponen ringan sisa yang mungkin

terdapat dalam aliran kondensat. Pembuangan komponen ringan ini diperlukan

untuk menjaga tekanan uap air kondensat sebelum disimpan. Hidrokarbon ringan

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

d. Kompresor

Kompresor yang akan dipergunakan untuk menaikkan tekanan dari 450 psig

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

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

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

(discharge) ± 750 psig.



2. Fasilitas Penyimpanan Gas

Fasilitas Penyimpanan Gas akan terdiri dari sistem-sistem berikut:

Sistem Penyimpanan dan Pemuatan LNG

Sistem Penyimpanan dan Pemuatan Kondensat

Sistem Penyimpanan Bahan Pendingin (refrigerant)

Sistem Pembakaran Gas Buangan

Sistem Pencegahan Kebakaran

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

125.000 m³ dalam waktu lebih kurang 12 jam. Sistem penyimpanan LNG akan terdiri

dari 2 tanki yang masing-masing berkapasitas lebih kurang 80.000 m³.

Penyimpanan dan Pemuatan Kondensat

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

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

pemuatan kapal kondensat secara tentatif akan dirancang untuk memuat kapal

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

lebih kurang 20.000 m³.

Penyimpanan Bahan Pendingin

Gas propana yang berfungsi sebagai bahan pendingin akan disimpan dalam “bullet”

penyimpanan bahan pendingin bertekanan. Ukuran dari “bullet” penyimpanan ini akan

ditentukan selama masa pengembangan rancang bangun.



Sistem Pembakaran gas buangan (Wet dan Dry Flare)

Sistem Pembakaran Gas buangan akan digunakan untuk membuang gas hidrokarbon

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

pada waktu ada kerusakan peralatan maupun dalam keadaan darurat akan dibuang

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

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

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

Kapal tanker pengangkut LNG pada saat memuat LNG ke Kapal.

Sistem Pencegahan Kebakaran

Sistem Pencegahan Kebakaran dapat dipastikan akan terdiri dari tiga komponen dasar

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

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

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

mengenai terjadinya kebakaran dan untuk memberikan indikasi yang jelas mengenai

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

rancangan yang digabungkan dalam rancangan kilang, akan dipakai sejauh mungkin

secara konsisten dengan batasan-batasan ekonomis.

Pencegahan kebakaran pasif meliputi:

membuat insulasi selubung bejana (vessel skirts) dan kolom/struktur rak 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 distribusi air pemadam-api bertekanan udara untuk seantero daerah

pengolahan kilang termasuk cadangan dari pompa, hidran kebakaran, pemantau

kebakaran, gulungan/rak slang dan sistem distribusi perpipaan;



Sistem penggenangan CO2 untuk semua ruangan turbin gas, mesin diesel 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 terkurung dan busa ekspansi rendah digunakan untuk

tumpahan hidrokarbon berat;

Mobil kebakaran;

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

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

beroda yang ditempatkan di keseluruhan kilang pemadam kebakaran tangan

portabel.

“Effluent Treatment Unit’ atau Instalasi Pengolah Limbah (IPAL)

Sistem ‘Effluent Treatment’ akan diadakan untuk mengumpulkan dan mengolah arus

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

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

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

mungkin, penawaran air asin.

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

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

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

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

limbah akan dibuang langsung ke laut.

3. Fasilitas Kebutuhan Utilitas

Semua utility yang diperlukan untuk menunjang kegiatan kilang akan disediakan sesuai

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

terdiri dari antara lain:

Sistem Pembangkit Tenaga Listrik

Sistem Bahan Bakar

Sistem Uap Tekanan Rendah

Sistem Air Kilang dan Peralatan

Sistem Nitrogen

Sistem Suplai Air



Sistem Pembangkit Tenaga Listrik (Normal dan Darurat)

Semua kebutuhan tenaga listrik akan diproduksikan sendiri tanpa mendatangkan tenaga

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

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

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

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

menggunakan gas sebesar 10 MMCFD.

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

untuk menjamin keberlangsungan fungsi instrumentasi dan kontrol, serta untuk

menyediakan penerangan darurat selama shutdown berkala. Sistem kelistrikan kilang

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

kehilangan tenaga listrik akan segera menghidupkan pembangkit dan memindahkan

muatan yang penting ini ke sistem tenaga listrik darurat.

Sistem Bahan Bakar

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

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

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

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

LNG, dan gas metana yang didapat dari “demetanizer”.

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

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

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

tersedia setiap saat akan mencukupi untuk menjamin tersedianya suplai untuk

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

disimpan dalam satu atau lebih tanki penyimpanan.

Sistem Uap Tekanan Rendah

1 Unit Boiler didesign untuk menyediakan kebutuhan uap bertekanan rendah akan

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



Sistem Udara Kilang dan Peralatan

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

oleh motor listrik yang menyediakan udara untuk kebutuhan peralatan instrumentasi

dan kebutuhan lainnya seperti pemeliharaan kilang . Kompresor udara cadangan yang

digerakkan oleh mesin diesel juga akan diadakan untuk memungkinkan shut down

berkala dari setiap kompresor.

Sistem Produksi Nitrogen

Nitrogen dibutuhkan sebagai komponen dari bahan pendingin campuran, untuk

pembersihan peralatan dan perpipaan sebelum dibuka untuk perawatan dan untuk

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

pemisahan udara dan kemudian sebagian dicairkan untuk penyimpanan sebagai

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

direka untuk menyediakan jumlah nitrogen yang cukup untuk melayani kebutuhan satu

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

Sistem Suplai Air

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

disediakan untuk kilang yang meliputi yang berikut:

Sistem Air Tawar

Sistem Air Pemboran

Sistem Air Perawatan

Sistem Air Tingkat-murni-tinggi (High-purity Water)

Sistem Air Isian Pemanas (Boiler Feed Water)

Sistem Air Minum – (Potable/Drinking Water)

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

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

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

alternatif dalam ANDAL. Beberapa alternatif yang masih dalam pertimbangan adalah

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

melakukan pemurnian air laut.

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

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



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

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

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

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

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

demineralization).

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

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

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

kesehatan dan standar mutu yang berlaku.

4. Fasilitas Pelabuhan Khusus (Dermaga Khusus LNG)

Pemuatan Produk LNG

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

sampai 137.000 m³ diperkirakan akan singgah di pelabuhan ini untuk memuat LNG

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

LNG Donggi Senoro membutuhkan fasilitas pelabuhan khusus untuk kebutuhan

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

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

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

Pelabuhan khusus ini merupakan pelabuhan yang akan dipergunakan dan dikelola

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

Donggi Senoro serta tidak diperuntukan untuk masyarakat umum. Kegiatan pelabuhan

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

digunakan untuk keperluan komersial lainnya atau pembuatan kapal laut. Berbeda

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

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

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

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

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

Kintom. Kedua lokasi alternatif dermaga khusus LNG ini ditetapkan ditetapkan

berdasarkan pertimbangan sebagai berikut:



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

terendah).

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

biaya kontruksi jembatan ke dermaga lebih murah.

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

rendah sehingga tidak memerlukan pengerukan kolam pelabuhan selama

operasi.

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

biaya pemipaan untuk LNG dan utilitas lebih murah.

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

bagi kegiatan lainnya jika terjadi kebocoran LNG di dermaga.

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

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

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

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

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

Luwuk.

Tidak ada pra-investasi yang diperlukan untuk mengakomodasi kebutuhan perluasan

fasilitas pelabuhan khusus Proyek LNG Donggi Senoro, namun perencanaan harus

mempertimbangkan kemungkinan untuk menambah maximum dua train kilang LNG lagi

tanpa harus mempengaruhi kegiatan operasi produksi kilang LNG dan eskpor LNG

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

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

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

Gambar Dermaga (lampiran 9) menunjukkan kawasan tertutup untuk keselamatan

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

keselamatan telah diperkirakan berdasarkan hasil studi penyebaran Gas LNG dan

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

kawasan tertutup untuk keselamatan pada kedua dermaga, daerah perairan dengan

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

(tanker manuver basin).



5. Infrastruktur Kilang

Infrastruktur In-Plant

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

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

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

meliputi namun tidak terbatas pada ruang-ruang berikut ini:

Ruang Pengawasan

Bengkel perawatan

Gudang

Laboratorium

Ruang istirahat/sholat

Pos kebakaran dan darurat

Infrastruktur Umum

Infrastruktur umum meliputi semua fasilitas yang diperlukan untuk menunjang personil

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

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

namun tidak terbatas pada fasilitas di bawah ini:

Bangunan administrasi Kilang

Fasilitas Pengobatan

Kantin

Fasilitas keagamaan

Fasilitas rekreasi/atletik

Kelengkapan air dan listrik

Fasilitas pengumpulan dan pembuangan limbah kering dan basah

Kegiatan pengamanan

Komunikasi umum

Kegiatan Otorita Banda

bea cukai dan keimigrasian

Fasilitas pelatihan



2.1.1.3.2. Kegiatan yang Diduga Akan Menimbulkan Dampak

A. Tahap Prakonstruksi

Komponen rencana kegiatan pada tahap prakonstruksi yang berpotensi menimbulkan

dampak adalah kegiatan pembebasan lahan dan tanam tumbuh dan pemanfaatan tenaga

kerja.

1. Pembebasan Lahan dan Tanam Tumbuh

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

dilakukan pembebasan dan tanam tumbuh. Lahan yang akan digunakan diusahakan

bukan lahan permukiman. Proses pembebasan lahan dan pemberian kompensasi tanam

tumbuh akan dilaksanakan melalui panitia sembilan.

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

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

Pengadaan lahan yang dimiliki oleh masyarakat dan perusahaan dilakukan dengan cara

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

dilakukan dengan sistem pinjam pakai.

2. Rencana Pemanfaatan Tenaga Kerja

Tenaga Kerja konstruksi harus orang Indonesia, dengan pengecualian yang sangat

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

Pelaksanaan rekruitmen tenaga kerja sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-

undangan yang berlaku. Personil setempat yang telah memenuhi kualifikasi untuk

pekerjaan tertentu akan direkrut. Ada kemungkinan sejumlah tenaga kerja akan

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

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

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

kebutuhan penting pekerja yang lain.

Tenaga kerja untuk pemboran sumur pengembangan diperkirakan ± 118 pekerja

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

kebutuhan tenaga pemboran sumur pengembangan disajikan pada Tabel 2.5.

Sedangkan kebutuhan spesifikasi dan jumlah tenaga kerja pembangunan Block Station

disajikan pada Tabel 2.6.



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

No Spesifikasi/Jabatan Sertifikasi yangharus dimiliki

Jumlah(orang)

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

26.

27.

Company Man

K2LL

Rig Superintendent

Wallsite Supevisor

Wireline Service Company

Cementing Service Company

Mud Logging Service Company

Well testing Service Company

Mud Engineering Service Company

Casing Crew Service Company

Administration Rig

General Service Company

Camp Service

Catering Service

Security Service

Tool Pusher

Driller

Floorman

Derrickman (operator Menara Bor)

Crane Operator

Store Keeper

Roustabout

Medical

Chief Mekanik

Mecanic

Welder

Electrician

AP-3

AP-3

AP-3

AP-3

JB-3

OBL

OMB

SLO

-

OLB

-

Min. G-5

2

2

2

2

5

6

6

4

3

3

2

2

8

8

6

3

3

12

33

3

3

12

2

2

10

2

2

Total 118



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

No Spesifikasi Jumlah Total

A PEMBANGUNAN BS

1. Tenaga Un-Skill

a. Penjaga malam

b. Office boy

c. Pembantu rumah tangga

d. Tukang gali

e. Pembantu tukang pekerjaan sipil

f. Tukang-tukang pekerjaan sipil

g. Tukang las pipa air

h. Sopir kendaraan penumpang

2. Tenaga Skill

a. Engineer project

b. Drafter

c. Foreman

d. Operator alat berat

e. Operator mesin berputar

f. Mekanik

g. Sopir kendaraan berat

4

2

2

20

20

15

5

5

Jumlah

10

4

6

5

5

5

4

Jumlah

73

39

Total 112

Pembangunan transmisi gas akan membutuhkan tenaga kerja baik tenaga skill maupun

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

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

pada Tabel 2.7.



Tabel 2.7. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPembangunan Transmisi Gas


A PEMBANGUNAN Pipe Line

1. Tenaga Un-Skill

a. Tukang gali

b. Labor pipa

c. Office boy

d. Sopir kendaraan ringan

2. Tenaga Skill

a. perator peralatan berat

b. Welder (tukang las bersertifikat)

c. Foreman

d. Engineer

e. Suveyor (Juru Ukur)

f. Sopir kendaran berat

20

20

4

10

Jumlah

10

32

6

10

4

10

Jumlah

54

72

Total 156

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

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

Jumlah dan spesifikasi tenaga kerja yang akan dibutuhkan ± 112 orang untuk

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

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

dan spesifikasi tenaga kerja yang akan dibutuhkan ± 112 orang untuk pembangunan

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

disajikan pada Tabel 2.9.



Tabel 2.8. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPembangunan MS


A PEMBANGUNAN MS

1. Tenaga Un-Skill

a. Penjaga malam

b. Office boy

c. Pemantu rumah tangga

d. Tukang gali

e. Pembantu tukang pekerjan sipil

f. Tukang-tukang pekerjan sipil



2. Tenaga Skill

a. Engineer project

b. Drafter

c. Foreman



f. Mekanik


4

2

2

20

20

15

5

5

Jumlah

10

4

6

5

5

5

4

Jumlah

73

39

Total 112



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


A PEMBANGUNAN GPF

1. Tenaga Un-Skill

a. Penjaga malam

b. Office boy

c. Pemantu rumah tangga

d. Tukang gali

e. Pembantu tukang pekerjaan sipil

f. Tukang-tukang pekerjaan sipil



2. Tenaga Skill

a. Engineer project

b. Drafter

c. Foreman



f. Mekanik


110

50

50

540

540

400

130

130

Jumlah

270

110

170

130

130

130

110

Jumlah

1950

1015

Total 3000

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

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

berkurang dengan selesainya pekerjaan. Pemrakarsa menyadari bahwa angkatan kerja

sebesar ini perlu dikelola dengan ketat seperti berikut ini:

1) Pedoman yang komperhensif bagi Kesehatan, Keselamatan dan perlindungan

Lingkungan.

2) Pedoman yang komprehensif bagi hubungan masyarakat.



3) Orientasi lokasi pada saat kedatangan.

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

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

uji petik.

6) Fasilitas rekreasi camp.

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

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

9) Transportasi di lokasi.

10) Fasilitas Ibadah.

11) Pengelolaan limbah camp dan konstruksi.

12) Keamanan dan perlindungan masyarakat setempat.

13) Hubungan dengan masyarakat setempat.

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

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

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

prosedur yang berlaku. Kontraktor pengelolaan camp yang akhli yang berpengalaman

luas akan dipekerjakan oleh kontraktor Pertamina EP untuk melaksanakan hal tersebut

diatas, sesuai standard yang ditetapkan Pemilik.

Dengan melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan dilibatkan dalam kegiatan

pemboran sumur pengembangan ini, maka kemungkinan besar tenaga kerja untuk

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

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

kerja yang harus memiliki kualifikasi dan sertifikasi tertentu.



Personil setempat yang memenuhi kualifikasi pekerjaan tertentu akan direkrut.

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

puncak, yang dimulai sesuai kebutuhan selanjutnya akan bertambah secara bertahap

mencapai puncak, kemudian akan berkurang dengan selesainya pekerjaan. Dengan

melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan dilibatkan dalam kegiatan pemboran



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

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

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

banyak membutuhkan tenaga kerja yang harus memiliki spesifikasi, kualifikasi dan

sertifikasi tertentu.

B. Tahap Konstruksi

Konstruksi Pengembangan Lapangan Matindok dapat digolongkan menjadi aktivitas yang

saling terkait sebagai berikut:

1) Konstruksi untuk persiapan pemboran

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

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

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

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

infrastruktur.

Selama keseluruhan kegiatan konstruksi, suatu program akan dilaksanakan untuk

mengawasi pembuangan limbah konstruksi dengan cara yang sesuai dengan aturan dan

peraturan lingkungan hidup Indonesia. Pemrakarsa akan mengadakan perencanaan sebagai

program pemantauan, sesuai dengan prosedur pengelolaan limbah Kontraktor Pertamina

EP, untuk memastikan dilaksanakannya aturan dan peraturan tersebut.

1. Mobilisasi dan Demobilisasi Peralatan, Material dan Tenaga Kerja

Kegiatan pengangkutan alat dan bahan serta tenaga kerja untuk pengembangan

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

pemipaan dan fasilitas produksi serta LNG.

Peralatan dan material yang diangkut volumenya sangat besar. Sebagai peralatan

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

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

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

konstruksi akan tergantung dari strategi pelaksanaan konstruksi yang tepat dari

kontraktor utama, dari jadual dan ketersediaan peralatan.



Tabel 2.10. Peralatan Konstruksi Kilang LNG

Uraian KuantitasPuncak

Ambulans 2

Backhoe/loaders 2

Bus 100

Kompresor udara, 100 cfm sampai 600cfm 16

Derek, 15 ton kebawah 10

Derek, 22 ton sampai 40 ton 15

Derek, 50 ton 10

Derek, 110 ton 6

Derek, 225 ton 3

Derek, 1200 ton 1

Tower Crane 1

Forklif 10

Generator, 220 kW ke bawah 4

Generator, 360 kW 6

Generator, 1.0MVA 8

Lampu, kilang dan menara 6

Prime movers 10

Tangker Bahan Bakar 2

Tangker Air 2

Traktor/truk 10

Trailer 30

Truk 30

Mesin Las, diesel 80

Mesin Las, listrik 65


Kegiatan pengangkutan alat dan bahan serta tenaga kerja untuk pengembangan

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

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

peralatan berat dan material yang sangat banyak diangkut dengan kendaraan berbadan

besar.



2. Pembukaan dan Pematangan Lahan

Kegiatan pembukaan dan penyiapan lahan mencakup:

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

yang luasnya sesuai dengan keperluan peruntukan lahannya.

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

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

pemenuhan material penimbunan, tidak didatangkan dari luar, tetapi memanfaatkan

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

and fill.

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

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

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

sama dengan 2 m.

Kegiatan pembukaan dan pematangan lahan akan dilakukan sebagai berikut:

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

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

sedikitnya footprint yang diperlukan untuk medukung pekerjaan yang sedang

berlangsung secara aman. Diantisipsi bahwa tidak akan mendatangkan bahan untuk

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

di suatu daerah offsite yang ditunjuk.

2) Pengerukan - Pengerukan mungkin diperlukan untuk pembangunan dermaga dalam

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

ditimbun di daratan pantai sekitarnya untuk digunakan kembali apabila diperlukan.

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

lokasi.

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

kemudian dikelola lebih lanjut.

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

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

pengendali emisi baku dan akan menggunakan solar berkadar belerang rendah

guna meminimasi emisi sulfur dioksida.



6) Emisi knalpot Mesin dan Kendaraan – Pengoperasian peralatan konstruksi dan

kendaraan personil akan menghasilkan emisi knalpot dalam jumlah sedikit.

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

Pemadatan untuk Kilang LNG Induk dan fasilitas terkait akan dilaksanakan dengan

cara:

a) Pemotongan dan pengambilan footprint minimum untuk menopang pekerjaan

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

material harus dipotong untuk mempersiapkan lokasi kilang LNG, di mana

mayoritas material yang dipotong terkait dengan persiapan tempat tangki

penimbun LNG.

b) Pengurukan dan pemadatan bidang tanah yang rendah untuk mendapatkan

daerah yang rata yang diperlukan untuk tapak bangunan berbagai fasilitas.

Tanah yang hasil pemotongan digunakan untuk menguruk, sehingga dampak

lingkungan akibat sisa meterial tanah dapat diminimasi.

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

Fasilitas Pemrosesan Gas (GPF)

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

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

kegiatan ini meliputi:

a. Pembangunan fondasi struktur dan perlengkapannya

b. Pendirian bangunan-bangunan dan pemasangan peralatan

c. Pekerjaan Piping System

d. Pekerjaan electrical dan peralatan (instrument)

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

berikut ini:

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

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

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

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

atas semua air buangan uji hidrostatik untuk memastikan bahwa tidak akan

menimbulkan dampak terhadap lingkungan akibat air buangan.



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


pengendali emisi standard dan akan mempergunakan BBM berkadar sulfur rendah


3) Pembersihan Peralatan – Sebelum komisioning, peralatan akan dicuci secara

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

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

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

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

terlepas ke lingkungan.

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

lokasi kegiatan akan disimpan dan dikumpulkan untuk pembuangan akhir.

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

di tempat yang ditentukan yang kemungkinan akan dapat digunakan kembali untuk

penimbunan.

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

urukan tanah yang ditentukan

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

yang berlaku sebelum dibuang ke sungai.

4. Kegiatan Pemasangan Pipa Penyalur Gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

trunkline dari GPF Donggi akan dilakukan melalui pantai dengan penambahan panjang

pipa ± 4 km.



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

alternatif-3 relatif lebih mahal.

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

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

dan memotong sungai Gambar 2.17 menunjukkan konstruksi penanaman pipa normal

sejajar dengan jalan raya, sedangkan Gambar 2.18 menggambarkan bagaimana teknik

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

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

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

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

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

Pembuatan desain pipa transmisi telah memperhatikan pada code dan standard dan

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

faktor desain kekuatan yang lebih tinggi, sehingga diharapkan pipa memiliki

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

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

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

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

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

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

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

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

1997 dan Code and Standard .

KA-ANDAL Proyek Pengembangan G


Gambar 2.17. Disain Peletakan Pipa Sejajar Jalan Raya

Gambar 2.18. D

Jl. Raya

GROUNDLEVEL

MIN.6MMIN 5M

2.0 M

TOP CAS

VENT

RA
BADAN JALAN RAYA
as Matindok II-49

isain Peletakan Typical Highway Crossing

2 MTRING

BOP CASING

VENTYAPERMUKAAN TANAH



Gambar 2.19. Disain Peletakan Typical River CrossingDi Bawah Dasar Sungai

Setelah kegiatan pembersihan lahan dan pematangan lahan selesai, maka kegiatan

pemasangan pipa penyalur gas dilaksanakan dengan urutan pekerjaan berikut ini:

1) Penggalian tanah yang akan ditanami pipa,

2) Pengelasan pipa di lokasi pemipaan,

3) Uji radiografi,

4) Penurunan pipa,

5) Penanaman pipa,

6) Hydrotest,

7) Pembersihan/pengeringan dalam pipa (pigging).

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

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

sumur (alternatif-2).

2 m 2 m

Jalur pipa

2 m



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

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

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

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

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

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

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

Aktivitas konstruksi yang terkait dengan pembangunan pipa lepas pantai dapat dibagi

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

menjadi fase-fase utama berikut ini:

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

sebagai unit fungsional lengkap di bengkel fabrikasi di darat.

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

fabrikasi ke lepas pantai SM Bangkiriang menggunakan tongkang khusus untuk

tujuan tersebut.

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

fondasi, dan pemasangan pipa.

Setelah memancang tiang pemancang fondasi kemudian semua komponen pipa dan

peralatan akan disambung dan dipersiapkan untuk tujuan komisioning. Akan tersedia

sebuah kapal pendukung pekerjaan penyelaman apabila diperlukan pekerjaan di bawah

laut.

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

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

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

diperlukan pengerukan beberapa bagian gelombang pasir tersebut. Pipa penyalur akan

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

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

enginiring dan penilaian rinci kondisi lingkungan.

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

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

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

approach pipa penyalur dibangun menggunakan metode parit terbuka konvensional.



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

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

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

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

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

diteliti untuk memperoleh alternatif.

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

dikeluarkan. Pengeluaran air akan dlilakukan menggunakan udara, kompresor dan

serangkaian pig trains.

Kegiatan Pembangunan Instalasi Jalur Pipa & Shore Approach berpotensi menimbulkan

limbah berikut:



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

Sebelum dilepas air tersebut akan dilakukan analisis seksama atas semua buangan

air uji coba hidrostatik untuk memastikan bahwa tidak akan menimbulkan dampak

terhadap lingkungan akibat air buangan.

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

untuk memastikan bahwa air buangan tersebut sudah memenuhi baku mutu untuk

dibuang ke lingkungan.





4) Pembersihan Peralatan – sebelum komisioning, peralatan akan dicuci secara


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

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

udara yang secara periodik akan dipantau.

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

terlepas ke lingkungan.

7) Barang Terjatuh – Akan dilaksanakan aktivitas konstruksi penyalur dan

kemungkinan akan ada barang terjatuh dari barge sekalipun relatif sedikit.



8) Pengerukan – Untuk mentaati peraturan Indonesia tentang penimbunan pipa

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

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

meter kubik selama konstruksi pipa penyalur. Mungkin akan terjadi pengerukan

dasar laut lebih lanjut di lokasi gelombang pasir apabila dianggap membahayakan

integritas struktural pipa penyalur.

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

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

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

namun diperkirakan bahwa beberapa bagian dasar laut akan tertutup puing

bebatuan.

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

yang ditentukan di bagian pantai yang lebih dalam.

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

urukan tanah yang ditentukan di darat yang lebih dalam.

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

lingkungan pantai.

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

terjatuh ke dalam laut secara tidak sengaja.

5. Kegiatan Konstruksi Kompleks Kilang LNG

Setelah pembebasan lahan untuk Lokasi Kilang LNG dan penyelesaiaan pembukaan

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

Kegiatan kontruksi Kilang LNG terkait meliputi:

a. Pembangunan camp konstruksi

b. Pengembangan daerah laydown kontruksi dan jalan akses sementara

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

gedung)

d. Pengerukan (apabila diperlukan)

e. Pemasangan baja struktural

f. Pemasangan tangki LNG

g. Fabrikasi dan instalasi pipa.

h. Instalasi peralatan

i. Instalasi junction box, cnduit dan kabel listrik/instrumen



j. Pendirian gedung CPP

k. Pendirian gedung kilang

l. Uji coba mekanis sistim peralatan/pemipaan

m. Pendirian bangunan fasilitas terkait Kilang LNG seperti fasilitas dermaga

n. Aktivitas pra-komisioning.

Pekerjaan konstruksi lokasi akan dibagi menjadi lingkup bidang khusus, seperti Marine,

trains LNG, Utilities, Offsites, tangki-tangki LNG, dan sebagainya. Secara tipikal,

subkontrak-subkontrak akan mencakup:

1) Pekerjaan sipil (pekerjaan tanah, jalan, saluran pembuangan, fondasi dan pekerjaan

beton, serta dermaga)

2) Pemasangan rangka baja

3) Instalasi dan uji coba pemipaan

4) Instalasi peralatan

5) Listrik dan instrumentasi

6) Isolasi

Guna meminimasi pekerjaan di lokasi dan guna mengoptimasi biaya dan jadual, maka

akan banyak digunakan pra-fabrikasi, pra-perakitan dan modulisasi pemipaan, peralatan

dan bangunan. Untuk tujuan ini, akan digunakan bengkel-bengkel di dekat lokasi atau

jauh dari lokasi. Secara tipikal hal ini akan mencakup yang berikut ini:

1) Rangka baja struktural

2) Fabrikasi spool pipa

3) Pra-isolasi pipa dan peralatan

4) Sand-blasting dan pengecatan

5) Penggunaan unit yang skid mounted (peralatan, pipa, listrik, dsb)

6) Pra-fabrikasi dan instalasi rak pipa

7) Bangunan modular

Tanggung jawab atas konstruksi, dan komisioning fasilitas kilang LNG dan GPF serta

fasilitas dermaga (marine fasility) akan ditugaskan kepada kontraktor utama PT.

Pertamina EP. Kontraktor tersebut akan mengontrol fungsi-fungsi penting termasuk

program keselamatan, pengendalian mutu, pengendali proyek, logistik, tenaga kerja,

jasa-jasa teknis, dan hubungan masyarakat. Subkontraktor yang memiliki sumber daya,



fasilitas dan tenaga kerja Indonesia akan dimanfaatkan secara maksimum untuk

pelaksanaan konstruksi Kilang LNG. Lingkup paket-paket subkontrak masing-masing

akan ditetapkan sesuai dengan faktor-faktor seperti wilayah kilang, spesialitas pekerjaan

(mekanis, listrik, sipil, tangki LNG, marine, dsb.), dan ukuran lingkup yang bersifat

relatif.

Pelaksanaan proyek akan didasarkan pada pasokan material sebanyak mungkin yang

tersedia dari Indonesia, dan pelaksanaan pekerjaan dengan menggunakan tenaga kerja

dan subkontraktor lokal untuk hal-hal yang khusus. Hampir semua keperluan sumber

daya seperti peralatan, material, jasa-jasa dan tenaga kerja Kontraktor tersedia di

Indonesia, namun kemungkinan besar tidak tersedia di sekitar proyek, misalnya dalam

penyediaan bahan bakar, pelumas, dan beberapa material konstruksi. Pasir, agregat,

dan papan kayu mungkin tersedia dari sumber-sumber di Kabupaten Banggai dan

sekitarnya.

Secara ringkas, maka program konstruksi dermaga di komplek LNG mencakup lingkup

kerja berikut ini:

1) Mobilisasi kontraktor konstruksi marine di lokasi

2) Mendirikan pangkalan konstruksi dan wilayah kerja di sepanjang pantai

3) Membuat jembatan dok cargo dan tempat tambat.

4) Membuat dry-dock untuk pra-fabrikasi bangunan intake. Sebagai alternatif diatur

supaya dibuat di luar lokasi.

5) Membangun jetty LNG, kepala jetty, tempat tambatan dan berthing dolphins

6) Membuat dan menempatkan jetty head superstructure

7) Menyesaikan intake air pendingin dan bangunan outlet

8) Mengubah pangkalan konstruksi marine untuk operasi marine

Dalam pekerjaan ini, pengerukan kanal sementara di dataran berlumpur ke pantai

mungkin diperlukan guna memungkinkan pembongkaran peralatan sampai dibangunnya

dok cargo permanen dan/atau untuk memungkinkan pembangunan LNG pipeway

trestle. Jalan urukan padat digunakan di air dangkal (0-2 m pada air pasang) di dok

cargo atau trestle LNG. Jalan tersebut akan ditempatkan dan dirancang supaya tidak

menganggu proses alami pesisir di pantai. Di air yang lebih dalam akan digunakan

trestles terbuka. Jetty LNG, kepala jetty, tempat tambatan dan berthing dolphins yang



akan dibangun mempunyai spesifkasi. Berikut ini spesifikasi dermaga khusus LNG

(sedangkan gambar-gambar selegkapnya pada Lampiran 9).

a. Ukuran : ± 15 x 1000 m

b. Konstruksi : Quary wall, pancang plat baja (sheet steel pile FSP IV)

kedalaman 15 meter, pada bagian atas di cor sebagai apron stage.

c. Fender : H. Beam 300 ditambah karet, dipasang setiap jarak 5 meter,

d. Kapasitas : ± 15.000 DWT

e. Kedalaman : - 10 s.d. – 15 meter

f. Ukuran panjang jetty : ± 250 m.

Setelah penyelesaian aktivitas konstruksi dan uji coba mekanis peralatan dan

komponen, maka komponen fasilitas akan secara progresif diserah-terimakan kepada

personil komisioning dan operasi kilang. Akan terjadi sedikit tumpang tindih antara

tenaga kerja konstruksi yang bertanggung jawab atas penyelesaian fasilitas dan personil

komisioning dan operasi yang bertanggung jawab atas startup dan operasi fasilitas

tersebut. Setelah semua fasilitas dikomisioning, maka kilang tersebut akan mengalami

uji coba pelaksanaan menyeluruh sebelum penerimaan akhir dan serah-terima resmi

kepada grup operasi.

Kontraktor yang dipilih PT. Pertamina EP harus memberikan jaminan kepada

pemrakarsa suatu rencana pengelolaan limbah yang komperhensif yang memperinci

prosedur-prosedur yang akan digunakan untuk pengelolaan dan pembuangan limbah

konstruksi. Limbah yang ditimbulkan selama konstruksi Kilang LNG dan fasilitas terkait

harus ditangai dengan baik. Sumber-sumber limbah berbahaya harus tetap terpisah dari

jenis limbah yang tidak berbahaya untuk dikelola sesuai peraturan lingkungan hidup

Indonesia.

Pembangunan Kilang LNG dan fasilitas terkait akan menimbulkan limbah sebagai

berikut:



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

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

atas semua buangan air uji coba hidrostatik untuk memastikan bahwa tidak akan

menimbulkan dampak terhadap lingkungan akibat air buangan.

2) Air Pencucian Peralatan – Sebelum komisioning, semua peralatan akan dicuci secara

internal. Air cucian tersebut akan dipelakukan sama seperti air hydrotest.



3) Limbah Sanitasi – Limbah Sanitasi yang ditimbulkan camp konstruksi akan diolah

dalam sebuah kilang pengolahan paket di lokasi sebelum dibuang.

4) Sampah – Limbah padat yang berasal dari camp perintis akan dibuang di tempat

pengurukan atau pembakaran sampah di lokasi.





6) Gas buang Mesin dan Kendaraan – Pengoperasian peralatan konstruksi dan

kendaraan personil hanya akan menimbulkan emisi knalpot dalam jumlah kecil.

7) Kelebihan Konstruksi Surplus – Kelebihan (surplus) material konstruksi seperti

bahan isolasi, bahan cat, bekas pemotongan baja akan ditampung, diklasifikasi dan

dibuang di luar lokasi.

8) Aliran Stormwater – Aliran Stormwater untuk tempat-tempat yang bersih akan

dibiarkan mengalir sebagai air permukaan atau melalui selokan alamiah atau buatan

ke kuala. Aliran dari tempat-tempat yang cenderung terkena kontaminasi akan

dialirkan ke sebuah bak penampung. Air yang tertampung dalam bak tersebut akan

di tes sebelum pembuangan akhir. Apabila diketahui dapat dibuang langsung, maka

isi bak-bak tersebut akan dilepas ke kuala. Apabila diketahui tidak cocok untuk

dibuang langsung, maka air tersebut akan diolah sebelum dibuang.

9) Tumpahan-tumpahan umum – Tempat-tempat yang menggunakan atau menyimpan

bahan bakar atau cat akan diberi pembatas untuk mencegah aliran air

masuk/keluar, dan semua mesin yang digerakkan diesel akan diperlengkapi dengan

drip trays. Tumpahan-tumpahan dari tempat penyimpanan dan drip pans akan

dibuang dengan absorben kering atau disiram menuju ke sebuah tempat

penampungan (sump) untuk dibuang di kemudian hari.

10) Tumpahan tidak sengaja jenis material bahan bakar atau cat – Tumpahan

dikumpulkan untuk pembuangan akhir.

11) Pengerukan – Pengerukan akibat instalasi pipa penyalur akan ditimbun di tempat

yang ditentukan di bagian pantai yang lebih dalam.

12) Puing dari Pembuangan Bebatuan – Puing bebatuan akan ditimbun di suatu tempat

urukan tanah yang ditentukan di darat yang lebih dalam.



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

yang berlaku sebelum dibuang ke laut.

14) Serbaneka – Berbagai barang, seperti bahan sea-fastening, panel grating, tali baja,

dan sebagainya mungkin akan terjatuh ke dalam laut secara tidak sengaja.

C. Tahap Operasi

1. Penerimaan Tenaga Kerja

Tenaga kerja untuk operasional produksi gas dan kilang LNG sangat besar, sebagian

merupakan tenaga ahli dengan skill yang memenuhi persyaratan perusahaan, dan

sebagian lainnya bukan tenaga ahli. Pelaksanaan penerimaan tenaga kerja sesuai

dengan ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku. Jumlah personil yang

dibutuhkan dan spesifikasinya untuk mengoperasikan masing-masing BS atau GPF lebih

kurang 26 orang (Tabel 2.11). Jumlah dan kualifikasi tenaga kerja untuk operasional

transmisi gas yang akan dibutuhkan hanya ±28 orang (Tabel 2.12).

Tabel 2.11. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaOperasional dalam Satu Unit GPF


1.

2.

Tenaga Un-skill

a. Office-Boy

b. Cleaning services

c. Sopir kendaraan Penumpang

d. Security

Tenaga Skill

a. Opertor produksi

b. Foreman produksi

4

4

2

4

Jumlah

8

4

Jumlah

14

12

Total 26




Tabel 2.12. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga KerjaPenyaluran Gas dan Kondensat


1.

2.

Tenaga Un-skill

a. Office-Boy

b Sopir kendaraan ringan

Tenaga Skill

a. Pipa checker

b. Operator peralatan berat

c. Foreman

b. Sopir kendaran berat

2

6

Jumlah

14

2

2

2

Jumlah

8

20

Total 28


Sementara itu jumlah personil yang dibutuhkan untuk mengoperasikan kegiatan dua

train awal kilang LNG dan fasilitas darat terkait diperkirakan 200 personil kilang.



Personil setempat yang memenuhi kualifikasi pekerjaan tertentu akan direkrut.

Jumlah personil yang dibutuhkan pada tahap operasi ini lebih kecil bila dibandingkan

dengan tahap konstruksi. Dengan melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan

dilibatkan dalam kegiatan mengoperasikan GPF, BS, Kilang LNG, dermaga dan

pemeliharaan pipa transmisi gas dan kondensat serta transportasi kondensat melalui

darat, maka kemungkinan tidak akan cukup bila hanya dipenuhi dari tenaga kerja yang

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

tenaga kerja yang harus memiliki spesifikasi, kualifikasi dan sertifikasi tertentu. Jumlah

tenaga kerja terbanyak adalah untuk operasional kilang, dimana jumlah personil yang

dibutuhkan untuk mengoperasikan kilang LNG dan fasilitas darat terkait diperkirakan

lebih kurang 300 personil. Pelaksanaan rekruitmen tenaga kerja sesuai dengan

ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku.



2. Pemboran Sumur Pengembangan

Sumur-sumur pengembangan di Donggi, Minahaki, Matindok, Sukamaju, dan Maleoraja

dibor dengan menggunakan land-rig yang kapasitasnya sesuai dengan kedalaman yang

akan dicapai. Peralatan pemboran telah dilengkapi dengan pencegahan semburan liar

(blow out preventer), Standard Operation Procedure (SOP), dan penanggulangan

keadaan darurat (emergency respon plan). Peralatan berat yang telah selesai digunakan

kemudian dimobilisasi dan didemobilisasi dengan kendaraan berat.

Hal-hal penting terkait dengan kegiatan operasi pemboran sumur pengembangan

sebagai berikut ini:

a. Mobilisasi dan demobilisasi peralatan pemboran.

b. Penggunaan lumpur pemboran – Semua sumur akan dibor menggunakan lumpur

yang water-based dan tidak beracun untuk kedalaman bagian atas pengembangan

sumur. Pemboran reservoar akan dilakukan menggunakan low-toxicty, synthetic oil-

based atau water-based mud. Water-based mud tersebut dapat dipergunakan

ulang untuk semua sumur yang dibor dari setiap anjungan. Apabila semua sumur

telah dieselesaikan, maka water-based mud tersebut akan dialirkan ke mudpit.

Kira-kira 2000 sampai 2500 bbl water-based mud diperkirakan akan dibuang dari

masing-masing sumur, atau total kira-kira 7.500 bbl.

Apabila digunakan, synthetic oil-based mud akan digunakan jenis low toxicity oil-

based mud. Logam-logam berat tidak akan digunakan pada sistem lumpur

manapun, kecuali apabila terdapat kemungkinan bahwa akan ditemukan Hidrogen

Sulfida (H2S). Dalam hal itu, dapat digunakan Zinc Carbonate sebagai pengikat H2S.

c. Cuttings – Cuttings yang akan dihasilkan selama pemboran kira-kira 3000-3800 bbl,

dan cuttings akan dikelola sesuai dengan peraturan yang berlaku.

d. Air Hydrotest – Sebelum pra-komisioning fasilitas dan pipa penyalur, maka akan

digunakan air tawar untuk hydrotest bejana tekan dan pipa penyalur. Setelah 1 kali

hydrotest, maka air yang kurang-lebih 20.000 meter kubik, akan dibuang di sungai

yang mengalir ke laut lepas. Akan dilakukan analisis seksama atas semua buangan

air uji coba hidrostatik untuk memastikan bahwa tidak akan menimbulkan dampak

terhadap lingkungan akibat air buangan.

e. Gas buang dari Mesin Diesel – Tenaga listrik untuk camp akan dipasok oleh






f. Pembersihan Peralatan – Sebelum komisioning, peralatan akan dicuci secara


g. Gas Buang dari generator/ventilasi bejana – Operasi generator pembangkit listrik

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

udara yang secara periodik akan dipantau.

h. Tumpahan tidak sengaja jenis material bahan bakar atau cat – Tumpahan dari

lokasi kegiatan akan disimpan dan dikumpulkan untuk pembuangan akhir.

i. Pengerukan – Sisa hasil pengerukan tanah akibat kegiatan konstruksi akan ditimbun

di tempat yang ditentukan yang kemungkinan akan dapat digunakan kembali untuk

penimbunan.

j. Puing dari Pembuangan Bebatuan – Puing bebatuan akan ditimbun di suatu tempat

urukan tanah yang ditentukan

k. Limbah Sanitasi – Air limbah sanitasi akan dikumpulkan dan diolah sampai standard

yang berlaku sebelum dialirkan ke sungai.

3. Operasi Produksi di BS atau GPF

Seluruh produksi dari sumur-sumur gas dialirkan ke masing-masing Block Station (3 unit

BS), setelah melalui Header Manifold (karena jarak ke BS di Donggi relatif jauh, khusus

untuk gas dari sumur-sumur di Minahaki lokasi Manifold Station-nya di Minahaki) gas

akan masuk ke dalam separator (gas/liquid separation) untuk memisahkan gas,

kondensat dan air yang ikut terproduksi. Selanjutnya, gas yang sudah mengalami

pemisahan pada tahap awal akan dialirkan dan diproses lebih lanjut. Gas yang sudah

mengalami pemisahan pada tahap awal akan dialirkan ke CO2 and H2S removal plant

untuk menurunkan kadar H2S, selanjutnya gas dikeringkan di Unit TEG dehydratiion dan

kelembabannya di kontrol menggunakan DEW Point Control. Gas yang telah memenuhi

standar gas sale diukur melalui fasilitas metering dan dialirkan melalui pipa ke Kilang

LNG. Sulfur (belerang) hasil pemisahan dari gas alam dalam bentuk padat/tepung,

ditampung di pelataran (yard) belerang untuk penanganan selanjutnya, sedangkan

kondensat langsung dialirkan ke tangki penimbun kondensat untuk selanjutnya dikirim

dengan mobil tangki ke Tangki Penampung Kondensat milik JOB Pertamina-Medco

Tomori Sulawesi di Bajo. Flare didisain untuk menangani dua proses, yaitu untuk

mengatur dan membuang gas ringan tekanan tinggi dalam kondisi tidak normal

(blowdown), dan untuk Penglepasan dan mengaburkan gas buang yang didalamnya

masih mengandung partikel gas CO2 rendah.



Limbah yang berasal dari Pengoperasian Fasilitas Produksi Gas, misalnya :

1) Limbah mengandung gas

a) Emisi gas dari penggerak peralatan utama.

Peralatan utama, seperti kompresor, genset dan pompa-pompa menggunakan

mesin berbahan bakar gas. Gas buang hasil pembakaran akan dilepas ke udara

terbuka.

b) Emisi gas dari penggerak mesin – Cadangan tenaga listrik menggunakan mesin

pembangkit berbahan bakar diesel. Mesin diesel akan dipakai hanya sewaktu

pembangkit turbin gas utama tidak bekerja. Limbah dari mesin dalam bentuk

gas buang akan dilepas ke udara terbuka.

c) Gas cerobong pemanas regenerator glycol – Regenerator glycol yang dipakai

pada unit pengering adalah dengan cara menguapkan air yang diserap dalam

pemanas semburan-gas. Gas cerobong pemanas akan dilepas ke udara terbuka.

d) Emisi suar api (flare stack)– Suar api didisain untuk menangani dua proses,

yaitu untuk mengatur dan membuang gas ringan tekanan tinggi dalam kondisi

tidak normal atau darurat, dan untuk Penglepasan dan mengaburkan gas buang

yang di dalamnya masih mengandung partikel gas masam yang mengandung

CO2 rendah. Emisi dapat meningkat secara signifikan selama operasi tidak

normal, namun jangka waktunya pendek.

2) Limbah cair

a) Air Terproduksi – Fasilitas pengolahan meliputi pemisahan setiap air

terproduksi. Ada dua nalternatif dalam pemisahan air terproduksi yakni dengan

cara (1) menginjeksikan kembali ke perut bumi (re injection), dan (2) air

terproduksi akan ditangani tersendiri di instalasi pengelolaan air limbah (IPAL),

sampai kualitasnya memenuhi ketentuan yang ditetapkan untuk air buangan

sebelum dilepas ke badan air.

b) Limbah Domestik Cair – Limbah dari Kakus akan diproses dalam septic tank.

Sementara limbah dari kamar mandi, air dari dapur langsung dialirkan ke

sungai.

c) Limbah dari Pengeringan Permukaan – Air yang berasal dari hujan yang

menimpa kompleks GPF, air yang digunakan untuk pembersihan dan pencucian

lantai dan atau fasilitas produksi yang tidak mengandung polutan akan dialirkan

melalui saluran drainase dan dialirkan ke sungai. Sementara air untuk

pengeringan yang mengadung polutan akan dialirkan IPAL.



3) Limbah padat

a) Limbah Domestik Padat – Limbah padat organik yang mudah terbakar

dikumpulkan di tempat pembuangan sementara (TPS) dan selanjutnya dibuang

di tempat pembuangan akhir (TPA) yang telah ditentukan kemudian dibakar.

Sementara sampah padat umum yang tidak mudah terbakar yang tidak

membahayakan kesehatan seperti gelas, plastik, fiber akan dipisah-pisahan,

kemudian akan ditangani lebih lanjut.

b) Limbah Padat Industri – Bahan kimia yang berasal dari bahan-bahan yang

digunakan untuk proses atau sisa proses seperti filter-filter bekas, potongan

waste baskets, besi, kawat, lampu, aki, drum plastik bekas kemasan bahan

kimia, oli bekas dikumpulkan dan ditampung sementara pada lokasi yang telah

disiapkan khusus, dan kemudian akan ditangani lebih lanjut oleh pihak ketiga

yang mempunyai ijin pengelolaan limbah B3.

4. Penyaluran Gas Melalui Pipa

Gas yang telah diproses di GPF di Donggi dan GPF di Matindok yang kandungannya

sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang LNG. Pengiriman gas

dari GPF Donggi dilakukan melalui pipa berdiameter 16” sampai Fasilitas Bersama JOB

Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Senoro (tekanan gas di Senoro sekitar 784 psig)

yang kemudian dengan pipa berdiameter 34” sepanjang sekitar 25 km disalurkan ke

Kilang LNG di Batui atau Kintom. Sedangkan Pengiriman gas dari GPF Matindok

dilakukan melalui pipa berdiameter 16” sampai junction (tekanan gas di junction ini ±

773 psig) pada pipa jalur Senoro -Kilang LNG di Batui atau Kintom (tekanan gas di

Kilang ± 750 psig).

Produksi gas yang dikirim rata-rata 300 MMSCFD. Pada inlet pipa, terdapat fiscal

metering untuk mengetahui jumlah gas yang dikirim.

Jalur pipa gas dirancang sedemikian rupa, untuk melindungi pipa dan lingkungan dari

bencana dan pencemaran, sedapat mungkin menghindari daerah-daerah yang padat

permukiman. Pipa diberi lapisan pembungkus (coating), pencegahan korosi dan ditanam

dalam tanah untuk melindungi dari kemungkinan bocor akibat kerusakan. Aliran dan

tekanan gas dipantau secara terus-menerus terhadap adanya indikasi kebocoran pipa.



Apabila terdeteksi adanya gejala kebocoran, operator akan segera melaksanakan SOP

yang telah ditentukan sesuai dengan jenis kejadian yang berlangsung, terutama

tindakan pengamanan operasi dan sistem isolasi.

Untuk keselamatan jalur pipa, di sekitar pertengahan jalan dipasang valve station

dilengkapi dengan vent flare. Untuk kepentingan pembersihan dan tujuan operasi teknis

lainnya, di kedua ujung saluran gas dilengkapi pig launcher and receiver.

5. Penyaluran Kondensat dengan Transportasi Darat

Kondensat yang berasal dari separator Block Station ditampung dalam Tangki

Penampung sebelum diangkut ke Tangki Penampung Kondensat milik JOB Pertamina-

Medco Tomori Sulawesi di Bajo. Jumlah tangki penampung yang dipakai sebanyak 2

buah dengan kapasitas masing-masing sebesar ± 1300 m3. Minyak/ kondensat akan

diangkut dari Block Station ke Bajo dengan menggunakan road tank atau mobil tangki

berukuran besar.

6. Operasional Kilang LNG dan Fasilitas Pendukungnya

Operasi awal didasarkan pada Kilang LNG dua-train dengan kapasitas produksi sebesar

2 juta metrik ton LNG per tahun. Kebutuhan gas “feedstock” terkait adalah sebesar lebih

kurang 300 MMSCFD, yang pada awalnya akan didapatkan dari dua lapangan gas yaitu

Matindok dan Senoro.

Proyek Pengembangan Gas Matindok akan dirancang, dibangun dan dioperasikan

dengan memperhatikan semua limbah yang mengandung gas, cairan dan padat yang

berasal dari fasilitas yang terkait akan dikelola sepenuhnya tunduk pada Perundang-

undangan Indonesia secara Nasional, Regional dan Lokal. Program Manajemen

Lingkungan dan Program Pemantauan Lingkungan akan dipersiapkan untuk proyek ini

untuk menetapkan persyaratan dan prosedur lingkungan khusus. Program resmi

kesadaran lingkungan akan diberlakukan untuk semua pegawai dan kontraktor untuk

meningkatkan kebijakan pengolahan secara bertanggungjawab dari sumber daya

lingkungan yang terkena pengaruh operasi untuk memastikan dikuranginya setiap

pengaruh lingkungan yang secara potensial merugikan.



Limbah yang Berasal dari Pengoperasian Kilang LNG dan Fasilitas Terkait

Sumber limbah mengandung gas, limbah cair dan padat berikut diperkirakan akan

berasal dari Kilang LNG dan fasilitas dermaga.

1) Limbah mengandung Gas

a) Emisi limbah dari penggerak turbin gas – Penggerak utama untuk kompresor

pendingin pada Unit Pendingin/Pencair dan pembangkit tenaga utama kilang

adalah turbin gas. Limbah dari turbin akan dilepas ke udara terbuka.

b) Emisi limbah dari penggerak diesel – Pompa air-pemadam-kebakaran darurat

cadangan dan pembangkit tenaga darurat akan digerakkan oleh diesel.

Penggerak-diesel darurat cadangan hanya akan dipakai jika motor atau

penggerak-turbin gas utama tidak bekerja (seperti, selama tidak ada tenaga

listrik). Kapal-tunda, kapal-kapal lain, mobil, bus, truk, crane dan peralatan

perawatan lain juga akan digerakkan dengan diesel. Bahan bakar diesel dengan

kiandungan sulfur rendah akan dipakai, dengan pengawasan emisinya sesuai

dengan standar yang berlaku. Limbah dari penggerak diesel tersebut akan

dilepas ke udara terbuka.

c) Gas cerobong dari pendidih uap – Uap bertekanan rendah berfungsi sebagai

sumber medium kilang selain sebagai daya gerak untuk penggerak turbin uap

pembantu starter dari turbin pendingin. Uap bertekanan rendah dihasilkan

dalam pendidih semburan-gas. Gas cerobong dari pendidih tersebut akan

dilepas ke udara terbuka.

d) Emisi suar api (flare stack)– Suar api didisain untuk menangani dua proses,

yaitu untuk mengatur dan membuang gas ringan tekanan tinggi dalam kondisi

tidak normal atau darurat, dan untuk Penglepasan dan mengaburkan gas buang

yang di dalamnya masih mengandung partikel gas masam yang mengandung

CO2 rendah. Emisi dapat meningkat secara signifikan selama operasi tidak

normal, namun jangka waktunya pendek.

Perkiraan dari emisi yang mengandung gas dari operasi Kilang LNG adalah seperti

diringkaskan dalam Tabel 2.13. Perkiraan emisi ini harus dianggap sebagai

permulaan, tergantung pada verifikasi dan perbaikan yang mungkin ada sejalan



dengan perbaikan disain fasilitas. Emisi pada masa datang akan meningkat secara

proporsional sejalan dengan meningkatnya jumlah train.

Tabel 2.13. Emisi Udara Kilang LNG

SumberEmisi yang Diperkirakan (metrik ton per tahun)

SO (sebagaiSOx)

NO (sebagaiNOx)

COTotal Sulfur

(sebagaiH2S)

1. Gas Limbah AGRU -- -- 3.23 x 4 40

2. Penggerak Turbin Gas untukKompresor Pendingin

50 600 0.83 x 4 --

3. Penggerak Turbin Gas untukPembangkitan Tenaga Listrik

20 600 0.30 x 4 --


2) Limbah cair

a) Air limbah kontak langsung adalah air yang berasal dari operasi atau peralatan

dimana air berhubungan langsung dengan cairan pengolahan (seperti air

formasi, air pengolahan). Air limbah kontak langsung akan dialirkan di IPAL

untuk diolah sampai sesuai dengan standar mutu aliran yang berlaku sebelum

dialirkan ke sungai.

b) Limbah kimia basah – Limbah asam dan alkalin basah dari sistem utility akan

dialirkan melalui sistem pengumpul terpisah ke kolam netralisasi untuk

penyesuaian pH-nya sebelum diteruskan ke Effluent Treatment Unit sebelum

dibuang.

c) Limbah pengeringan permukaan dari daerah unit pengolahan dan penyimpanan

(air hujan, air pencucian, dan sebagainya) - Limbah pengeringan permukaan

dari daerah unit pengolahan dan penyimpanan yang terancam pencemaran

potensial akan dikumpulkan dan diteruskan ke Effluent Treatment Unit sebelum

dibuang. Limbah pengeringan dari daerah yang bersih dan tidak mengadung

polutan akan langsung dialirkan ke saluran dan diteruskan ke sungai.

d) Limbah Domestik Cair – Limbah dari Kakus akan diproses dalam septic tank.

Sementara limbah dari kamar mandi, air dari dapur langsung dialirkan ke

sungai.



3) Limbah padat

a) Limbah Padat Industri - Saringan molekul bekas, filter karbon dan damar

pengganti ion dan limbah padat lainnya akan dikumpulkan sementara sebelum

ditangani lebih lanjut. Karbon aktif tercemar merkuri dari MRU akan

dikumpulkan dan dibuang ke luar ke fasilitas pembuangan limbah berbahaya

yang telah disetujui atau dikembalikan ke pabrikan katalis untuk diproses ulang.

Bahan kimia yang berasal dari bahan-bahan yang digunakan untuk proses atau

sisa proses seperti filter-filter bekas, potongan waste baskets, besi, kawat,

lampu, aki, drum plastik bekas kemasan bahan kimia, oli bekas, dan bermacam-

macam limbah padat lain dari kegiatan pembersihan tanki, exchanger dsb

dikumpulkan dan ditampung sementara pada lokasi yang telah disiapkan

khusus, dan kemudian akan ditangani lebih lanjut oleh pihak ketiga yang

mempunyai ijin pengelolaan limbah B3.

b) Limbah Domestik Padat – Limbah padat organik yang mudah dibakar

dikumpulkan di tempat pembuangan sementara (TPS) dan selanjutnya dibuang

di tempat pembuangan akhir (TPA) yang telah ditentukan kemudian dibakar.

Bahan sampah padat umum yang tidak mudah seperti gelas, plastik, fiber akan

dikumpulkan dalam tong yang memadai dan ditampung di tempat penimbunan

untuk sementara, kemudian akan ditangani lebih lanjut dengan mendaur ulang

limbah tersebut dalam bentuk lain pemanfaatan.

Kegiatan operasi Kilang LNG dan fasilitas yang ada di kompleks dalamnya

menghasilkan limbah yang berpotensi menimbulkan dampak negatif pada

lingkungan berikut ini.

a) Limbah gas

Emisi limbah dari penggerak turbin gas untuk kompresor pendingin pada Unit

Pendingin/Pencair dan pembangkit tenaga utama kilang akan dilepas ke udara

terbuka; emisi limbah dari penggerak diesel untuk pompa air-pemadam-

kebakaran darurat cadangan dan pembangkit tenaga darurat, mobil, bus, truk,

crane dan peralatan perawatan berbahan bakar diesel dengan konsentrasi sulfur

rendah akan akan dilepas ke udara terbuka; gas cerobong dari pendidih uap

sumber medium kilang dan untuk penggerak turbin uap pembantu starter dari



turbin pendingin akan dilepas ke udara terbuka; emisi suar api pengolahan gas

dan pembakar cairan kering juga akan dilepas ke udara terbuka. Perkiraan dari

emisi yang mengandung gas dari operasi Kilang LNG dua train adalah seperti

diringkaskan dalam Tabel 2.13 di atas.

b) Limbah cair

Limbah cair berasal dari air formasi setelah diolah di Effluent Treatment Unit

(IPAL) kemudian dialirkan ke laut; air hydrotest yang dipergunakan untuk

pengujian tekanan bejana dan perpipaan yang mungkin mangandung kuantitas

residu dari biosida, oxygen scavangers dan sebagainya. akan diolah di IPAL

dan selanjutnya dialirkan ke laut; limbah pengeringan permukaan dari daerah

unit pengolahan dan penyimpanan (air hujan, air pencucian, dan sebagainya) -

Limbah pengeringan akan dikumpulkan dan diteruskan ke IPAL sebelum

dialirkan ke laut; sedangkan limbah asam dan alkalin basah dari sistem utility

akan dialirkan melalui sistem pengumpul terpisah ke kolam netralisasi untuk

penyesuaian pH-nya sebelum diteruskan ke IPAL sebelum dialirkan ke laut;

limbah sanitasi baik dari Kilang LNG maupun dari masyarakat sekitar akan

diolah pada unit pengolahan biologis tertutup sebelum dialirkan ke laut. Limbah

cair dari kegiatan-kegiatan di atas yang telah diolah di IPAL dan telah

memenuhi persyaratan baku mutu lingkungan air yang disyaratkan, kemudian

air dialirkan ke laut.

c) Limbah padat

Limbah saringan molekul bekas, filter karbon dan damar pengganti ion dan

barang-barang bekas akan dikumpulkan untuk dibuang ke luar ke tempat

penimbunan sampah, atau jika berbahaya, ke tempat pembakaran sampah.

Berbagai macam limbah padat dari kegiatan seperti pembersihan tanki,

exchanger atau jaringan pipa akan dikumpulkan dan di buang ke luar ke tempat

penimbunan sampah, atau jika berbahaya, ke tempat pembakaran sampah.

Sampah umum baik dari Kilang LNG maupun dari masyarakat sekitar akan

dibuang ke tempat penimbunan atau pembakaran sampah. Sementara itu

limbah padat karbon aktif tercemar merkuri dari MRU akan dikumpulkan dan

dikirim ke luar lokasi sesuai prosedur dan persyaratan tentang penanganan

limbah B-3.



7. Pemeliharaan Fasilitas Produksi

Kegiatan pemeliharaan fasilitas produksi waktunya secara berkala, tergantung dari

masing-masing jenis peralatan produksi, antara lain perawatan terhadap kompresor,

generator, pompa, tangki timbun kondensat, sumur produksi, pipa dan jalan. Kegiatan

pemeliharaan tersebut dapat bertujuan untuk pembersihan kotoran, perbaikan dan atau

penggantian.

Perawatan tangki timbun akan dilakukan sekitar 10 tahun sekali, dan akan

menghasilkan sludge. Penanganan terhadap sludge akan dilakukan dengan mengacu

kepada Peraturan Pemerintah No. 18 tahun 1999 Jo. PP N0. 85 tahun 1999 tentang

Pengelolaan Bahan Berbahaya dan Beracun.

Bahan kimia yang digunakan dalam kegiatan pemeliharaan peralatan dan pemrosesan

air, diantaranya gas corrosion inhibiitor, gas dehydrator, reverses demulsifier, portable

water desinfectant (calcium hypochloride), potable water coagulant, potable water

neutralizer (caustic soda) dan cleaner.

Mitigasi dampak lingkungan akibat kebocoran pipa, telah disusun suatu rencana

tanggap darurat (emergency response plan). Dengan prosedur tersebut, apabila

diketahui kebocoran/pencemaran dapat ditanggulangi secara dini.

Penggunaan bahan kimia dalam kegiatan pemeliharaan peralatan dan fasilitas

pemrosesan gas meliputi: gas corrosion inhibitor, gas dehydrator, reverses demulsifier,

potable water desinfectant (calcium hypochloride), potable water coagulant, potable

water neutralizer (caustic soda) dan cleaner.

D. Tahap Pasca Operasi

1. Penutupan Sumur

Penutupan operasi sumur dilakukan dengan sumbat semen dan bridge plug dipasang

sesuai dengan ketentuan dan dilakukan uji tekanan. Pada kegiatan ini jenis

pekerjaannya mencakup antara lain: isolasi zona lubang terbuka, isolasi pada lubang

terbuka, penyumbatan atau pengisolasian interval perforasi, penyumbatan tunggul

selubung/linier, penyumbatan selubung 9”, pengujian sumbat, pemotongan dan

pengangkatan selubung 9” yang tidak bersemen, pemotongan bagian atas casing

sampai sekitar 5 m di bawah permukaan tanah dan mud line suspension diangkat, dan

pemasangan sumbat semen permukaan (penutup). Laporan peninggalan sumur

disampaikan ke Ditjen MIGAS.



2. Penghentian Operasi Produksi Gas dan Kilang LNG

Penghentian operasi penyaluran gas dilakukan dengan pembersihan pipa transmisi dari

sisa gas dengan cara flarring. Sementara itu penutupan operasi GPF dan kilang LNG

dilakukan dengan mengikuti prosedur, untuk menjamin keamanan yang tinggi untuk

menghindari bahaya semburan liar, tumpahan kondesat, kebakaran dan kecelakaan

kerja. Elemen-elemen yang dapat menyebabkan adanya bahaya tersebut akan

diidentifikasi dan tolok ukur pencegahan yang tepat dalam menerapkan standar dan

kode yang berlaku. Laporan peninggalan jalur pipa, GPF dan Kilang LNG serta fasilitas

lain disampaikan ke Ditjen MIGAS.

3. Demobilisasi Peralatan

Pada waktu rampungnya rentang masa operasi produksi gas dan kilang LNG yang

diharapkan (diperkirakan sekurang-kurangnya 25 tahun), peralatan, jaringan pipa dan

fasilitas yang sudah tidak dipergunakan akan dibongkar dan dipindahkan ke tempat

yang telah ditentukan. Laporan peninggalan lokasi ini disampaikan kepada Ditjen Migas.

Penanganan terhadap bekas lokasi fasilitas yang telah dibongkar yang meliputi

pembersihan dan rehabilitasi lahan terbuka akan dilakukan sesuai dengan ketentuan

yang berlaku. Pada waktu rampungnya rentang masa operasi produksi gas dan kilang

LNG, peralatan dan fasilitas yang sudah tidak tidak dipergunakan akan dibongkar,

ditinggalkan atau dipindahkan ke tempat yang telah ditentukan.

4. Penglepasan Tenaga Kerja

Pada akhir operasi produksi gas dan kilang LNG, tenaga kerja dilepaskan secara

berangsur-angsur sampai dengan berakhirnya kontrak kerja di unit kerja masing-

masing. Pelaksanakan Penglepasan sesuai dengan peraturan ketenagakerjaan yang

berlaku.

Pada akhir operasi produksi gas dan kilang LNG, tenaga kerja dilepaskan secara

brangsur-angsur sampai dengan berakhirnya kontrak kerja di unit kerja masing-masing.

Pelaksanakan Penglepasan sesuai dengan peraturan ketenagakerjaan yang berlaku.

Pada prinsipnya lahan dan aset-aset lain bekas kegiatan PPGM setelah pasca operasi akan

diserahkan kembali ke negara. Adapun secara lebih detail mekanisme seperti tertuang

dalam dokumen “kontrak”.



2.1.1.4. Kegiatan-Kegiatan yang Ada Di Sekitar Rencana Lokasi Kegiatan dan

Dampaknya Terhadap Lingkungan

Areal rencana kegiatan secara administratif termasuk dalam 3 (tiga) wilayah kecamatan yaitu

Kecamatan Toili Barat, Toili dan Batui. Berikut ini adalah kegiatan masyarakat yang menonjol

dalam pemanfaatan lahan di wilayah itu. Pemanfaatan lahan yang telah ada di sekitar rencana

kegiatan yang berpotensi menimbulkan dampak pada rencana kegiatan atau sebaliknya, recana

kegiatan Pengembangan Gas Matindok berpotensi menimbulkan dampak pada kegiatan lain

yang telah ada yang relevan tertuang di bawah ini.

a. Pertambangan

JOB Pertamina–Medco E&P Tomori Sulawesi di Senoro dan sekitarnya telah melakukan

kegiatan eksplorasi migas, telah melakukan pemboran beberapa sumur. Berbagai bahan

pencemar dari kegiatan ini seperti emisi gas buang, limbah pemboran, ceceran minyak

dan oli dari aktivitas dermaga dan pemeliharaan fasilitas produksi akan dapat

menurunkan kualitas lingkungan wilayah studi. Oleh karena lokasi kegiatannya

berhimpitan, jenis kegiatannya sejenis dan pengelolannya dilakukan juga oleh

Pertamina, maka pemrakarsa akan melakukan koordinasi dan kerja sama saling

mengun-tungkan antara JOB Pertamina-Medco E&P Tomori Sulawesi dengan Pertamina-

PPGM dalam melaksanakan kegiatan migas di wilayah tersebut.

b. Perkebunan

Areal kerja perkebunan yang sebagian tanahnya akan terkena rencana pengembangan

Lapangan Gas Matindok, termasuk jaringan pipa transmisi seperti perkebunan kelapa

sawit yang dikelola oleh unit pengolahan milik PT Kirana Luwuk Sejati. Dengan adanya

upaya pemanfaatan kembali berbagai limbah yang dihasilkan dari kegiatan perkebunan

ini maka dampaknya terhadap lingkungan hidup relatif dapat diminimalkan. Dalam

upaya pemanfaatan lahan untuk pipa tersebut diperlukan perundingan segitiga antara

pengelola perkebunan - Pemerintah Kabupaten Banggai/Pusat – Pertamina-PPGM.

c. Pertanian

Pada daerah bagian hilir kabupaten Banggai merupakan dataran rendah berupa dataran

aluvial dan dataran aluvial pantai yang intenisf digunakan oleh masyarakat petani

sebagai lahan pertania. Lahan sawah tersebut mendapatkan airnya dengan

menggunakan sistem irigasi teknis dan non teknis di wilayah Kecamatan Toili Barat, Toili



dan Batui. Upaya peningkatan produksi diantaranya dilakukan dengan penggunaan

pupuk kimia dan pestisida. Bila penggunaan kedua jenis bahan kimia tersebut tidak

dibatasi, akan berdampak terhadap produktivitas lahan dan tercemarnya lingkungan

pertanian di daerah tersebut.

d. Suaka Margasatwa Bangkiriang

Jalur pipa akan melewati kawasan Suaka Margasatwa Bangkiriang (SMB). Walaupun

kondisi di kawasan Suaka sudah diusahakan oleh penduduk untuk bercocok tanam

bahkan telah dijadikan perkebunan kelapa sawit, namun secara de jure kawasan

tersebut masih merupakan kawasan konservasi, maka Pertamina-PPGM perlu

mengkoordinasikan pemanfaatan sebagian lahan SMB dengan Menteri Kehutanan dan

Perkebunan di tingkat pusat.

Kegiatan lain di sekitar lokasi rencana kegiatan ini tergambar dalam Gambar 2.20.



Gambar 2.20. PETA Kegiatan lain di sekitar lokasi rencana kegiatan

Design

Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a