Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a

KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok II-1
PT PERTAMINA EP - PPGM
Bab-2
RUANG LINGKUP STUDI
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
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 Prasarana
dan Sarana Lain
No Prasarana Satuan
Luas
Lahan
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, panjang
60 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, panjang
sekitar 15 km
60 Ha
7. Pelabuhan dan sarananya berupa pembangunan Jetty
(100 m)
Lebar 200 m, panjang
sekitar 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
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 3
SUKA-
MAJU-1
MALEO
RAJA-1
MINA
HAKI-1
MATIN
DOK
MENTA
WA-1
KP. BALI
A
KP. BALI
A
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 *****
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 m
3
per sumur, hydrotest saluran
pipa sekitar 20.000 m
3
dan kebutuhan air untuk operasi setiap unit BS sekitar 25 m
3
/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 m
3
/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-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 Over
Sumur 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
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 1,208
DNG - AA to BS DONGGI 1,268
DNG - BB to BS DONGGI 1,637
DNG - 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 100
MLR - AA to BS MALEORAJA 1,435
MLR - AA to BS MALEORAJA 676
Flowline Jarak
(m)
MTD- 1StoBSMATINDOK 1,208
MTD- AAtoBSMATINDOK 2,132
MTD- BBtoBSMATINDOK 4,569
MTD- CCtoBSMATINDOK 2,518
MTD- DDtoBSMATINDOK 1,268
MTD- EEtoBSMATINDOK 1,637
MTD- FFtoBSMATINDOK 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 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) dan GPSA Hand Book.
Gambar 2.12. Flowline Diagram
Selanjutnya gas dari MS dialirkan dengan pipa 14”, 16”, 18”, 20” (yang sesuai) ke
fasilitas processing gas. Gas dari BS Donggi-Minahaki, gas dari BS Matindok-Maleoraja
dialirkan ke LNG Plant. Sedangkan gas dari BS Sukamaju diproses lebih lanjut dan
langsung dijual ke IPP Banggai. Gas yang telah diproses di BS di Donggi dan Matindok
yang kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang
LNG 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
HPManifold
MPManifold
TestManifold
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
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.

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),
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 m
3
. Kondensat akan diangkut dari
Block Station ke kilang LNG di Batui dengan menggunakan road 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/ 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
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
CondenserOutlet
Gas Scrubber
Inlet
Gas 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 o
C 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 Kerja
Pemboran Per Sumur Pengembangan
No Spesifikasi/Jabatan
Sertifikasi yang
harus 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

Pembangunan 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.

Pembangunan 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.

Pembangunan 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

Pembangunan 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
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
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 .

Gambar 2.17. Disain Peletakan Pipa Sejajar Jalan Raya
Gambar 2.18. Disain Peletakan Typical Highway Crossing
Jl. Raya
GROUND
LEVEL
MIN.6MMIN 5
M
2.0 M
2 MTRTOP CASING
BOP CASING
VENT
VENT
BADAN JALAN RAYA
RAYAPERMUKAAN TANAH

Gambar 2.19. Disain Peletakan Typical River Crossing
Di 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 m
3
, 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).
Operasional 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

Penyaluran 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.

Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a

Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a

Recommended

Recommended

More Related Content

Viewers also liked

Viewers also liked (7)

Similar to Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a

Similar to Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a (20)

Recently uploaded

Recently uploaded (13)

Dermaga 1-4-5 ka-andal_bab_2_a