Bab-
2
R
UANG
L
INGKUP
S
TUDI
2.1. LINGKUP RENCANA KEGIATAN YANG AKAN DITELAAH DAN ALTERNATIF KOMPONEN 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
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 Prasarana dan Sarana Lain
No Prasarana Satuan LahanLuas
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 sudah
ada untuk pemboran sumur-sumur pengembangan Lebar 6-8 m, panjangsekitar 15 km 60 Ha
7. Pelabuhan dan sarananya berupa pembangunanJetty
(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 karena adanya 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
DONGGI 1 DONGGI 1 DONGGI 1 DONGGI 2 DONGGI 3 MAJU-1SUKA- RAJA-1MALEO HAKI-1MINA 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-09 4.736100%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. Tahap Kegiatan Tahun 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ...2035 1. Prakonstruksi **************** 2. Konstruksi ************ 3. Operasi a. Pemboran
b. Operasi prod. gas
************
****************
4. Pasca operasi *****
Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005
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
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 selatan-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
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
Tabel 2.4. Rencana Sumur Pengembangan Blok Matindok
No. LAPANGAN SUMUR JENIS KEGIATAN
1 Donggi Donggi-1 Donggi-2 Donggi-3 KPB-1 DNG-A DNG-B DNG-C DNG-D Work Over Work Over Work Over Work Over Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan 2 Minahaki Minahaki-1 MHK-A MHK-B MHK-C Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan 3 Sukamaju Sukamaju-1
SJU-A Work OverSumur Pengembangan
4 Matindok Matindok-1 MTD-A MTD-B MTD-C MTD-D MTD-E MTD-F Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan
5 Maleoraja Maleo Raja-1
MLR-A MLR-B Work Over Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005
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
G. Sistem Pemipaan Gas 1. Jalur pipa
Hasil produksi gas dari tiap-tiap sumur dialirkan melalui pipa produksi (flowline) dengan
diameter yang sesuai menujuBlok Station (BS)danGas 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 lokasiBlock Station
danflowlinediringkaskan seperti pada Gambar 2.7 – 2.11.
Gambar 2.7. Lokasi Block Station Donggi danFlowline
Flowline Jarak (m) DNG - 1 to BS DONGGI 1,208 DNG - 2 to BS DONGGI 2,132 DNG - 3 to BS DONGGI 4,569 DNG - 5 to BS DONGGI 2,518 DNG - AA to BS DONGGI 1,268 DNG - BB to BS DONGGI 1,637 DNG - CC to BS DONGGI 2,087
Gambar 2.8. LokasiBlock StationMatindok danFlowline
Gambar 2.9. LokasiBlock StationMaleoraja danFlowline
Flowline
Jarak
(m)
MLR - 1 to BS MALEORAJA
100
MLR - AA to BS MALEORAJA
1,435
MLR - AA to BS MALEORAJA
676
Flowline
Jarak
(m)
MTD - 1S to BS MATINDOK
1,208
MTD - AA to BS MATINDOK
2,132
MTD - BB to BS MATINDOK
4,569
MTD - CC to BS MATINDOK
2,518
MTD - DD to BS MATINDOK
1,268
MTD - EE to BS MATINDOK
1,637
MTD - FF to BS MATINDOK
2,087
Gambar 2.10. LokasiBlock StationSukamaju danFlowline
Gambar 2.11. LokasiBlock StationMinahaki danFlowline
Flowline Jarak (m) MHK - AA to BS MINAHAKI 100 MHK - 1S to BS MINAHAKI 886 MHK - BB to BS MINAHAKI 912 MHK - CC to BS MINAHAKI 1,827 Flowline Jarak (m) SJU - 1 to BS SUKAMAJU 100 SJU - 1 to BS SUKAMAJU 500
Desain flowline tersebut berdasarkan ASME/ANSI B.31.8. (keterangan Code dan
Standard, lihat Lampiran 11) danGPSA Hand Book.
Gambar 2.12. Flowline Diagram
Selanjutnya gas dari MS dialirkan dengan pipa 14”, 16”, 18”, 20” (yang sesuai) ke
fasilitas processing gas. Gas dari BS Donggi-Minahaki, gas dari BS Matindok-Maleoraja
dialirkan ke LNG Plant. Sedangkan gas dari BS Sukamaju diproses lebih lanjut dan langsung dijual ke IPP Banggai. Gas yang telah diproses di BS di Donggi dan Matindok yang kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang LNG di Batui atau Kintom. Pengiriman gas dari BS Donggi dilakukan melalui pipa berdiameter 16” sepanjang lebih dari 40 km sampai di Junction selanjutnya dialirkan melalui pipa berdiameter 34” sampai ke Kilang LNG. Sedangkan BS Matindok, gas dialirkan melalui pipa diameter 16” sepanjang sekitar 3 km sampai di Junction selanjutnya di alirkan pada jalur pipa 34” yang sama ke LNG Plant. Untuk memperoleh tekanan sebesar 773 psi pada pipa berdiameter 34” maka perlu dipasang kompresor di BS Donggi dan Matindok
Well RBT-A Well RBT-B Well KTB-1 Well KTB-2 Well Next SDV-1 SDV-2 SDV-3 SDV-4 SDV-5 H P M a n if o ld M P M a n if o ld T e st M a n if o ld WELL MHK WELL MTD WELL MLR WELL DNG
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
dipasangtest boxpada 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 systemdan 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
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 diGathering Station/ Block Station
guna menjaga stabilitas tekanan gas yang masuk ke System CO2/ H2S Removalmaupun
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 AlirBlock Station/Gathering Station.
Keterangan: HP (high pressure), MP (medium pressure), LP (low pressure), KO (knock out), AGRU (acid gas removal unit)
2. Dehydration Plant
Setelah gas keluar dari unit separasi, gas tersebut selanjutnya dialirkan ke Dehydration
Unit.Dehydration plant berfungsi untuk mengeringkan gas, yaitu untuk menyempurna-kan pengurangan air yang terikut di dalam gas. Proses yang berlangsung di dalamnya adalah proses absorbsi (penyerapan) air dengan menggunakan bahan kimia
triethyleneglycol (TEG), yang manaTEG 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 KerjaDehydration 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 Stationke kilang LNG di Batui dengan menggunakanroad tank atau mobil tangki.
Sales Gas AGRU Glycol Contactor Glycol/ Condensate Skimmer Glycol Stripping Column Reboiler Glycol Filter V-1 Glycol Cooler Cold Glycol Exchanger Hot glycol Exchanger Glycol Surge Drum Glycol Make-up Pump Glycol Injection 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/ H2SRemoval(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
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 Unitliquifaction. 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 GATHERING STATION Amine Contactor Amine Flash Tank Lean-Rich Amine Exchanger Still Stripping Column Reboiler Amine booster Pump Lean Amine Cooler Amine Filter Amine Circulation Pump SRU Condenser Outlet Gas Scrubber Inlet Gas Scrubber
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 untuksulfur recovery ada dua yaitu ;
a. ProsesClaus
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
1200oC 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 reactordimana
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
b. ProsesShell 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
prosesShell Paquesadalah 0.1 – 90 barg.
c. Tail Gas Treating
DalamTail Gas Treating Unit, senyawa H2S yang tidak terkonversi dalam unitsulfur
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 spesifikasigas pipelineditunjukkan oleh Gambar 2.16.
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
Kapasitasdesigndari fasilitas ini direncanakan sebesar minimum 300 MMSCFD yang
terdiri dari knock out drum, separator danslug 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
keduatrain pemurnian yang hampir sama itu meliputi AGRU, Unit Pengeringan dan
Unit Pembuangan Merkuri (MRU). Pemurnian gas diperlukan untuk menghindari
masalah karat dan pembekuan dalamUnit 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
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
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 untukflangesatau 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 meliputiitemsdimaksud 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 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
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
trainLNG 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 pelayanan akan dipakai untuk pendinginbearing, 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 InfrastrukturIn-Plant
Fasilitas infrastruktur in-plant adalah yang bukan merupakan bagian dari sistem
pengolahan inti, offsites ataupun utility. Fasilitas infrastrukturin-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 pengembanga n 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 pembangunanBlock Station
Tabel 2.5. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pemboran Per Sumur Pengembangan
No Spesifikasi/Jabatan Sertifikasi yangharus dimiliki (orang)Jumlah
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 Kerja Pembangunan BS atau GPF
No Spesifikasi Jumlah Total
A PEMBANGUNAN BS
1. TenagaUn-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. TenagaSkill
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 Kerja Pembangunan Transmisi Gas
No Spesifikasi Jumlah Total
A PEMBANGUNAN Pipe Line 1. TenagaUn-Skill
a. Tukang gali b. Labor pipa c. Office boy
d. Sopir kendaraan ringan 2. TenagaSkill
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 tenagaskill maupunnonskill.
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 Kerja Pembangunan MS
No Spesifikasi Jumlah Total
A PEMBANGUNAN MS
1. TenagaUn-Skill
a. Penjaga malam b.Office boy
c. Pemantu rumah tangga d. Tukang gali
e. Pembantu tukang pekerjan sipil f. Tukang-tukang pekerjan sipil g. Tukang las pipa air
h. Sopir kendaraan penumpang
2. TenagaSkill
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
Tabel 2.9. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pembangunan Kilang LNG.
No Spesifikasi Jumlah Total
A PEMBANGUNAN GPF
1. TenagaUn-Skill
a. Penjaga malam b.Office boy
c. Pemantu 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. TenagaSkill
a.Engineer project
b.Drafter
c.Foreman
d. Operator alat berat e. Operator mesin berputar f. Mekanik
g. Sopir kendaraan berat
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.
3) Orientasi lokasi pada saat kedatangan.
4) Kesejahteraancamp, penetapanstandardminimum yang dapat diterima.
5) Cek kesehatan pra-kerja, skrining terhadap obat-obatan terlarang dan alkohol dan uji petik.
6) Fasilitas rekreasicamp.
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 limbahcampdan 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, sesuaistandardyang ditetapkan Pemilik.
Dengan melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan dilibatkan dalam kegiatan pemboran sumur pengembangan ini, maka kemungkinan besar tenaga kerja untuk tahap kegiatan ini tidak akan cukup bila hanya dipenuhi dari tenaga kerja yang berasal dari penduduk lokal, mengingat untuk kegiatan ini sangat banyak membutuhkan tenaga kerja yang harus memiliki kualifikasi dan sertifikasi tertentu.
Tenaga Kerja konstruksi harus orang Indonesia, dengan pengecualian yang sangat terbatas di mana diperlukan kecakapan spesialis dan yang tidak tersedia di Indonesia. Personil setempat yang memenuhi kualifikasi pekerjaan tertentu akan direkrut. Diperkirakan bahwa akan ada 3000 lebih personil di lokasi pada saat aktivitas konstruksi puncak, yang dimulai sesuai kebutuhan selanjutnya akan bertambah secara bertahap mencapai puncak, kemudian akan berkurang dengan selesainya pekerjaan. Dengan melihat tingkat kebutuhan tenaga kerja yang akan dilibatkan dalam kegiatan pemboran
sumur pengembangan, pembangunan fasilitas produksi, pemipaan dan kilang LNG dan fasilitas terkait lainnya, maka kemungkinan tidak akan cukup bila hanya dipenuhi dari tenaga kerja yang berasal dari penduduk lokal, mengingat untuk kegiatan ini sangat banyak membutuhkan tenaga kerja yang harus memiliki spesifikasi, kualifikasi dan sertifikasi tertentu.
B. Tahap Konstruksi
Konstruksi Pengembangan Lapangan Matindok dapat digolongkan menjadi aktivitas yang saling terkait sebagai berikut:
1) Konstruksi untuk persiapan pemboran
2) Konstruksi MS di Minahaki, BS di Donggi, Sukamaju dan Matindok, termasuk saluran pipa penyalur di darat, lepas pantai dan unit-unit pengolahan.
3) Konstruksi Kilang LNG di Uso atau padang, termasuk fasilitas pelabuhan khusus,
unit-unit pengolahan, unit-unit-unit-unit penyimpanan & pengangkutan, unit-unit-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 Kuantitas Puncak 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
Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005
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
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-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 offsiteyang 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 daricamppekerja 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. PekerjaanPiping System
d. Pekerjaanelectrical 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 generator yang digerakkan mesin diesel. Mesin-mesin tersebut akan dilengkapi pengendali emisi standard dan akan mempergunakan BBM berkadar sulfur rendah guna meminimasi emisi sulfur dioksida.
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 pipatrunkline 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
trunklinedari GPF Donggi akan dilakukan melalui pantai dengan penambahan panjang pipa ± 4 km.
