Ka Andal Senoro

PT. PERTAMINA EP - PPGM



KATA PENGANTARPeraturan perundang-undangan yang berlaku di Indonesia menyebutkan bahwa segala bentuk rencana usaha dan/atau kegiatan yang memberikan dampak besar dan penting terhadap lingkungan diharuskan melakukan telaah dampak yang terjadi, dalam bentuk dokumen AMDAL. Dokumen tersebut merupakan salah satu bentuk studi kelayakan dari sudut pandang aspek lingkungan.Undang-undang yang mengatur mengenai hal tersebut adalah Undang-Undang No. 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup yang diikuti dengan peraturan perundangundangan dibawahnya yang lebih rinci, yaitu Peraturan Pemerintah No. 27 Tahun 1996 tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL).Kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok (PPGM) di Kabupaten Banggai Sulawesi Tengah, merupakan salah satu kegiatan yang memerlukan kajian AMDAL guna mengantisipasi terjadinya dampak negatif dan mengoptimalkan dampak positifnya.Kepada pihak-pihak yang terkait ataupun yang berkepentingan dengan adanya rencana usaha/kegiatan tersebut dapat memberikan saran/pendapat guna memperbaiki dokumen ini.Jakarta, November 2007General ManajerPPGM,SuryasumiratPT. PERTAMINA EP - PPGM




i

KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas MatindokPT. PERTAMINA EP - PPGM


DAFTAR ISIKATA PENGANTARiDAFTAR ISIiiDAFTAR TABELvDAFTAR GAMBARviiiDAFTAR LAMPIRANxBAB 1. PENDAHULUAN1.1. Latar BelakangI-11.2. Tujuan dan ManfaatI-21.2.1. Tujuan1-21.2.2. Manfaat1-31.3. PeraturanI-3BAB 2. RUANG LINGKUP STUDI2.1. Lingkup Rencana Kegiatan yang Akan Ditelaah dan Alternatif KomponenII-1Rencana Kegiatan2.1.1. Status dan Lingkup Rencana Kegiatan yang Akan DitelaahII-12.1.1.1. Status Studi AMDALII-12.1.1.2. Kesesuaian Lokasi Rencana Kegiatan dengan Tata RuangII-2Setempat2.1.1.3. Uraian Rencana Kegiatan Penyebab DampakII-52.1.1.3.1. Uraian Umum Rencana KegiatanII-52.1.1.3.2. Rencana Kegiatan yang Diduga Akan Menim II-36 bulkan Dampak2.1.1.4. Kegiatan-Kegiatan yang ada di Sekitar Rencana Lokasi II-71 Kegiatan dan Dampaknya Terhadap Lingkungan2.2. Lingkup Rona Lingkungan Hidup AwalII-742.2.1. Komponen Geo-Fisik-KimiaII-742.2.1.1. Iklim, Kualitas Udara dan KebisinganII-742.2.1.2. Fisiografi dan GeologiII-792.2.1.3. Hidrologi dan Kualitas AirII-862.2.1.4. Kondisi Hidro-OseanografiII-932.2.1.5. Ruang, Lahan dan TanahII-1002.2.1.6. TransportasiII-1042.2.2. Komponen BiologiII-1052.2.2.1. Biota DaratII-1052.2.2.2. Biota AirII-1072.2.3. Komponen SosialII-1072.2.3.1. KependudukanII-1072.2.3.2. Sosial EkonomiII-1132.2.3.3. Sosial BudayaII-119PT. PERTAMINA EP - PPGM




ii



2.2.4. Komponen Kesehatan MasyarakatII-1232.2.4.1. Sumberdaya KesehatanII-1232.2.4.2. Derajat Kesehatan MasyarakatII-1252.2.4.3. Kesehatan LingkunganII-1282.3. PelingkupanII-1282.3.1. Proses PelingkupanII-1282.3.2. Hasil PelingkupanII-1652.3.2.1. Dampak Penting HipotetikII-1652.3.2.2. Lingkup Wilayah Studi dan Batas Waktu KajianII-167BAB 3. METODE STUDI3.1. Metode Pengumpulan dan Analisis DataIII-13.1.1. Komponen Geo-Fisik-KimiaIII-23.1.1.1. Iklim, Kualitas udara Ambien, Kebisingan, Kebauan dan III-2 Getaran3.1.1.1.1. IklimIII-23.1.1.1.2. Kualitas udara, kebisingan dan kebauanIII-63.1.1.2. Fisiografi dan GeologiIII-73.1.1.3. Hidrologi dan Kualitas AirIII-103.1.1.3.1. HidrologiIII-103.1.1.3.2. Kualitas AirIII-133.1.1.4. Hidro-OseanografiIII-183.1.1.5. Ruang, Lahan dan TanahIII-233.1.1.6. Transportasi DaratIII-253.1.2. Komponen BiologiIII-303.1.2.1. Biota Air TawarIII-303.1.2.1.1. PlanktonIII-313.1.2.1.2. BenthosIII-323.1.2.1.3. NektonIII-323.1.2.2. Biota Air LautIII-323.1.2.2.1. Terumbu KarangIII-323.1.2.2.2. NektonIII-343.1.2.3. Vegetasi Alami dan BudidayaIII-343.1.2.4. Satwa LiarIII-353.1.3. Komponen SosialIII-363.1.3.1. DemografiIII-383.1.3.2. Sosial EkonomiIII-393.1.3.3. Sosial BudayaIII-413.1.4. Komponen Kesehatan MasyarakatIII-433.2. Metode Prakiraan Dampak PentingIII-553.2.1. Prakiraan Besaran DampakIII-553.2.2. Prakiraan Sifat Penting DampakIII-583.3. Metode Evaluasi Dampak PentingIII-63PT. PERTAMINA EP - PPGM




iii



BAB 4. PELAKSANA STUDI4.1. Identitas Pemrakarsa dan Penyusun AMDALIV-14.1.1. PemrakarsaIV-14.1.2. Identitas Penyusun AMDALIV-14.2. Biaya StudiIV-34.3. Waktu StudiIV-4DAFTAR PUSTAKA LAMPIRANPT. PERTAMINA EP - PPGM




iv



DAFTAR TABEL1.1. Peraturan Perundang-Undangan yang Berlaku Sebagai Dasar Pelaksanaan StudiI-4AMDAL PPGM Di Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah2.1. Luas Tapak Proyek Termasuk Kebutuhan Lahan Prasarana dan Sarana LainII-52.2. Komposisi Gas Hasil Produksi Gas Blok Matindok (dalam % mol)II-72.3. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas MatindokII-82.4. Rencana Sumur Pengembangan Blok MatindokII-132.5. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pemboran Per SumurII-37Pengembangan2.6. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pembangunan BS dan GPFII-382.7. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pembangunan Transmisi GasII-392.8. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pembangungan GPFII-402.9. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Pembangunan Kilang LNGII-412.10. Peralatan Konstruksi Kilang LNGII-442.11. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Operasional dalam Satu UnitII-58GPF2.12. Kebutuhan Spesifikasi dan Jumlah Tenaga Kerja Penyaluran Gas dan KondensatII-592.13. Emisi Udara Kilang LNGII-662.14 Data Iklim Wilayah StudiII-742.15. Jumlah dan Lokasi Pengambilan Sampel Untuk Kualitas Udara, Kebisingan danII-75Kebauan2.16. Konversi ISPU Menjadi Skala Kualitas LingkunganII-762.17. Hasil Analisis Kualitas Udara dan KebauanII-772.18. Rona Lingkungan Awal Kualitas Udara & Kebauan di Sekitar Rencana KegiatanII-782.19. Hasil Pengukuran Tingkat KebisinganII-792.20. Lokasi Pengambilan Sampel Untuk Kualitas Air TanahII-872.21. Hasil Analisis Kualitas Air Sumur PendudukII-882.22. Rekapitulasi Skala Kualitas Lingkungan Air Sumur PendudukII-892.23. Lokasi Pengambilan Sampel Untuk Kualitas Air SungaiII-892.24. Hasil Analisis Kualitas Air SungaiII-902.25. Rekapitulasi Skala Kualitas Lingkungan Air SungaiII-912.26. Debit Harian Rata-Rata Sungai Batui, Kabupaten BanggaiII-922.27. Konstanta Pasut Yang Diperoleh Dari Pengukuran 15 HariII-952.28. Jumlah Penduduk Menurut Rasio dan Jenis Kelamin di Wilayah Studi Tahun 2004II-1072.29. Jumlah Penduduk Menurut Kelahiran, Kematian, Datang dan Pergi di WilayahII-108Studi Tahun 2004PT. PERTAMINA EP - PPGM




v



II-109II-110II-111II-114II-1152.30 Jumlah Penduduk Menurut Kelompok Umur dan Rasio Beban Tanggungan di Kecamatan di Wilayah Studi Tahun 20042.31. Penduduk Berumur 5 Tahun Keatas Menurut Pendidikan Per Kecamatan di Wilayah Studi Tahun 20042.32. Penduduk Berumur 15 Tahun Keatas Menurut Lapangan Pekerjaan per Kecamatan di Wilayah Studi Tahun 20042.33. Produk Domestik Regional Bruto Kab. Banggai Atas Dasar Harga Berlaku Menurut Lapangan Usaha Tahun 1999 2003 (juta rupiah)2.34. Distribusi Persentase Produk Domestik Regional Bruto Kab. Banggai Atas Dasar Harga Berlaku Menurut Lapangan Usaha Tahun 1999 2003 (%)PT. PERTAMINA EP - PPGM



2.35. Banyaknya Pemeluk Agama Menurut Kecamatan di Wilayah Studi Tahun 2004II-1222.36. Banyaknya Tempat Ibadah Menurut Kecamatan di Wilayah studi Tahun 2004II-1222.37. Jumlah sarana Kesehatan Menurut Jenis Sarana dan Status Kepemilikan di Kab.II-123Banggai Tahun 20032.38. Banyaknya Dokter Menurut Kecamatan di Kab. Banggai Tahun 2003II-1242.39. Persentase Sepuluh Besar Penyakit di Kab. Banggai Tahun 2003II-1262.40. Ringkasan Jenis-jenis dampak hipotetik Rencana Kegiatan ProyekPengembangan Gas Matindok Di Kabupaten Banggai Sulawesi Tengah2.41. Desa/Kelurahan yang Menjadi Batas Sosial Rencana Kegiatan PengembanganGas Matindok di Kab. Banggai Sulawesi Tengah2.42. Desa/Kelurahan yang Menjadi Batas Administrasi Kegiatan Pengembangan Gas Matindok di Kab. Banggai Sulawesi TengahII-166II-169II-1703.1. Penggolongan Tipe IklimIII-53.2. Parameter, Metode Pengumpulan dan Analisis Data untuk Kualitas Udara,III-7Kebisingan dan Kebauan3.3. Aspek-aspek Relief yang Merupakan Gabungan yang Erat Antara Topografi,III-8Kemiringan Lereng dan Beda Tinggi Relatif3.4. Parameter, Metode Pengumpulan dan Analisis Data Fisiografi, Tanah dan GeologiIII-93.5. Parameter, serta Metode Pengumpulan dan Analisis Data HidrologiIII-103.6. Parameter Kualitas Air Tanah/Sumur yang akan diukur (Sesuai PERMENKESIII-13907/MENKES/SK/VII/2002)3.7. Parameter Kualitas Air Permukaan yang akan diukur (Sesuai PP RI No. 82 TahunIII-142001)3.8. Parameter, Teknik Pengujian, Spesifikasi Metode Pengujian Kualitas AirIII-173.9. Parameter Kualitas Air Laut untuk Perairan Pelabuhan (Sesuai denganIII-20KEPMENLH No. 51 Tahun 2004)3.10. Parameter, Metode Pengumpulan dan Analisis Data Hidro-OseanografiIII-213.11. Perbandingan Koefisien Pecah Gelombang dan Faktor Skala Pecah GelombangIII-233.12. Faktor Penyesuaian Lebar JalurIII-263.13. Faktor Penyesuaian Distribusi Hambatan Samping Jalan Dengan Bahu (FCsf)III-273.14. Faktor Penyesuaian Distribusi Hambatan Samping Jalan dengan Kereb (FCsf)III-273.15. Faktor Penyesuaian Ukuran KotaIII-283.16. Faktor Penyesuaian Distribusi Arah (Jalan tanpa median)III-283.17. Kapasitas Dasar (Co)III-283.18. Skala Kualitas Lingkungan Penutupan Terumbu KarangIII-333.19. Metode Sampling/Analisis Data dan Peralatan Untuk Pengamatan KomponenIII-36Biologi3.20. Lokasi Pengambilan Sampel Komponen SosialIII-37PT. PERTAMINA EP - PPGM




vi



3.21. Parameter, Metode Pengumpulan dan Analisis Data Demografi, Sosial EkonomiIII-42dan Sosial Budaya3.22. Lokasi Pengambilan Sampel Komponen Kesehatan MasyarakatIII-433.23. Parameter, Metode Pengumpulan dan Analisis Data Kesehatan MasyarakatIII-443.24. Komponen/Parameter Lingkungan, Metode Pengumpulan dan Lokasi Pengambilan Data3.25. Ringkasan Hasil Analisis Data dan Skala Kualitas Lingkungan Awal Masingmasing Parameter Lingkungan Yang Terkena Dampak3.26. Metode Prakiraan Besaran Dampak Untuk Masing-Masing Parameter Lingkungan Pada Jenis-Jenis Dampak Hipotetik3.27. Ringkasan Hasil Prakiraan Besaran Dampak Rencana KegiatanProyekPengembangan Gas Matindok Di Kabupaten Banggai Sulawesi TengahIII-46 III-54 III-55 III-573.28. Pembobotan Paramater Penentu Tingkat Kepentingan DampakIII-603.29. Penentuan Tingkat Kepentingan DampakIII-613.30. Ringkasan Hasil Penentuan Tingkat Kepentingan Dampak Kegiatan ProyekIII-62Pengembangan Gas Matindok Di Kabupaten Banggai Sulawesi Tengah3.31. Ringkasan Hasil Evaluasi Dampak PentingIII-644.1. Susunan Tim Pelaksana Studi AMDALIV-24.2. Jadwal Rencana Penyusunan Studi AMDAL PT. Pertamina EP-Matindok SulawesiIV-5TengahPT. PERTAMINA EP - PPGM




vii



DAFTAR GAMBAR2.1. Peta Rencana Lokasi Kegiatan PPGMII-32.2. Peta RTRW Kabupaten Banggai yang Termasuk Dalam Wilayah StudiII-42.3. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1II-92.4. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2II-92.5. Diagram Alir Blok Pengembangan Blok Matindok 2026II-92.6. Stratigrafi Regional Cekungan Banggai Sula, Lengan Timur SulawesiII-122.7. Lokasi Block Station Donggi dan FlowlineII-142.8. Lokasi Block Station Matindok dan FlowlineII-152.9. Lokasi Block Station Maleoraja dan FlowlineII-152.10. Lokasi Block Station Sukamaju dan FlowlineII-162.11. Lokasi Block Station Minahaki dan FlowlineII-162.12. Flowline DiagramII-172.13. Diagram Alir Block Station/Gathering StationII-192.14. Skema Kerja Dehydration PlantII-202.15. Diagram Alir Acid Gas Removal UnitII-222.16. PFD Acid Removal dan Sulvur Recovery Unit (Claus Process)II-242.17. Disain Peletakan Pipa Sejajar Jalan RayaII-492.18. Disain Peletakan Typical Highway CrossingII-492.19. Disain Peletakan Typical River Crossing Di Bawah Dasar SungaiII-502.20. Peta Kegiatan Lain di Sekitar Lokasi Rencana KegiatanII-732.21. Peta Geologi Daerah BatuiII-812.22. Peta Seismicity Sulawesi dari Tahun 1900II-852.23. Peta Batimetri Wilayah Studi dan Calon Lokasi Rencana PelabuhanII-942.24. Penggambaran Muka air Pasang Surut di Tanjung KanaliII-962.25. Mawar Angin Maksimum di Wilayah StudiII-972.26. Mawar Gelombang MaksimumII-982.27. Mawar Arus Pasang SurutII-992.28. Rencana Struktur Ruang Wilayah Kabupaten BanggaiII-1012.29. Pola Pemanfaatan Ruang Skenario ModeratII-1022.30. Bagan Alir Identifikasi Dampak Potensial Rencana Kegiatan Pengembangan GasII-131Matindok PT Pertamina di Kab. Banggai2.31. Kerangka Proses Pelingkupan Isu Pokok Rencana Kegiatan Pengembangan gasII-132Matindok PT Pertamina di Kab. Banggai2.32. Peta Batas Wilayah Studi AMDALII-1713.1. Poligon ThiessenIII- 43.2. Grafik Penentuan Tipe Hujan Menurut Schmidt dan Fergusson (1951)III- 53.3. Peta Rencana Pengambilan SampelIII- 45PT. PERTAMINA EP - PPGM




viii



DAFTAR LAMPIRANLampiran 1.Pengumuman Rencana Kegiatan Proyek Pengembangan Gas MatindokLampiran 2.Berita Acara Konsultasi Masyarakat Proyek Pengembangan Gas MatindokLampiran 3.Foto-foto Kegiatan Konsultasi MasyarakatLampiran 4.Daftar Peralatan Berat dan RinganLampiran 5.Peta PetaLampiran 6.Kuesioner Komponen Sosial dan Kesehatan MasyarakatLampiran 7.Riwayat Hidup Penyusun Dokumen AMDALLampiran 8.Lain-lain (Kep. MPE No. 300K/38/MPE/1997, Codes and Standards)Lampiran 9.Gambar-Gambar Pelabuhan Khusus Kilang LNGLampiran 10. Gambar Diagram Alir Kilang LNG Donggi-Senoro yang Disederhanakan Lampiran 11. List of Code, Standard, and ReferenceLampiran 12. Skala Kualitas LingkunganLampiran 13. Tanggapan Notulensi Rapat Tim Teknis dan Komisi Penilai AMDAL Pusat Pembahasan KA-ANDAL PPGMLampiran 14. Surat Persetujuan KA. ANDALPT. PERTAMINA EP - PPGM




ix

KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas MatindokPT PERTAMINA EP - PPGM

PT PERTAMINA EP - PPGM


Bab-1PENDAHULUAN1.1. LATAR BELAKANGPT. PERTAMINA EP merencanakan akan mengembangkan lapangan gas yang terletak di Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Untuk merealisasikan kegiatan tersebut, dibentuk Pengelola yaitu Proyek Pengembangan Gas Matindok (PPGM). Pada saat penyusunan dokumen ini, peran PT PERTAMINA mengalami perubahan sesuai dengan Undang-Undang No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, di mana tugas manajemen Kegiatan Minyak dan Gas Bumi Hulu dipindahkan dari Pertamina menjadi tugas Badan Pelaksana Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS). Sesuai dengan Undang-Undang No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi tersebut PT PERTAMINA (Persero) membentuk anak perusahaan yaitu PT Pertamina-EP yang khusus menangani dalam Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. PT Pertamina - EP dibentuk berdasarkan Akta Notaris nomor 4 pada tanggal 13 September 2005.PT PERTAMINA EP - PPGM




I-1



KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas MatindokII-2



PPGM merupakan proyek yang penting bagi industri minyak dan gas bumi di Indonesia serta akan berperan penting dalam mempertahankan dan memperkuat posisi Indonesia sebagai negara pengekspor LNG terbesar di dunia. Pembangunan PPGM sangat tepat waktu karena akan meningkatkan kontribusi sektor minyak dan gas bumi dalam menyumbangkan devisa bagi negara dan kemungkinan sebagian untuk substitusi BBM dalam negeri. LNG Arun yang terdapat di Provinsi Nangroe Aceh Darussalam sedang mengalami penurunan produksi. Oleh karena itu, Proyek LNG ini akan memperkuat produksi LNG Indonesia yang dapat dipasarkan dan akan menjadi pusat ekspor LNG keempat di Indonesia. PPGM diharapkan akan beroperasi pada tahun 2009.Proyek Pengembangan Gas Matindok merupakan kegiatan pembangunan fasilitas yang lengkap mulai dari memproduksi gas bumi dari sumur yang telah dieksplorasi maupun dari rencana sumur pengembangan yang berasal dari 5 lapangan gas bumi, yaitu: lapanganlapangan gas Donggi, Matindok, Maleoraja, Sukamaju, dan Minahaki. Kemudian gas tersebut disalurkan melalui pipa menuju kilang LNG, untuk kemudian gas tersebut dipasarkan melalui pelabuhan menggunakan kapal tanker LNG.Kemampuan produksi gas dari Blok Matindok diperkirakan 100 MMSCFD (gross), dengan kandungan kondensat 850 bopd, dan air yang terikut diproduksikan diperkirakan 2500 bwpd, dengan prakiraan umur produksi 20 tahun yang didasarkan atas besarnya cadangan gas yang ada dan hasil kajian keekonomian pengembangan lapangan. Gas yang diproduksi mengandung CO2 2,5%, Total Sulfur 3.000 ppm dan kemungkinan juga mengandung unsur yang lainnya.1.2. TUJUAN DAN MANFAAT 1.2.1. TujuanTujuan Proyek ini adalah memproduksi gas bumi, menyalurkan gas ke kilang LNG, memproses gas menjadi Liquid Natural Gas (LNG), serta mengangkut LNG dan hidrokarbon cair (kondensat) ke pasaran. Dalam upaya untuk mencapai tujuan itu maka PPGM merencanakan akan melakukan kegiatan pengembangan Sumur Gas, pembangunan Block Station (BS) atau Fasilitas Pemrosesan Gas (Gas Processing Facility, disingkat GPF), pemasangan Pipa Penyalur Gas dan pembangunan Fasilitas Kilang LNG, termasuk fasilitas pelabuhan laut khusus. Pelabuhan laut khusus tersebut direncanakan akan dibangun pada dua alternatif lokasi yaitu di daerah Kecamatan Batui dan Kecamatan Kintom Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah.PT PERTAMINA EP - PPGM



1.2.2. ManfaatProyek Pengembangan Gas Matindok (PPGM) ini sangat bermanfaat secara ekonomi, sosial dan teknologi bagi kepentingan lokal, regional, dan nasional. Manfaat PPGM itu antara lain:1.Tersedianya Gas, Liquid Natural Gas (LNG), hidrokarbon cair (kondensat) dan belerang (sulphur)

2.Peningkatan pendapatan bagi Kabupaten Banggai (tingkat lokal), Provinsi Sulawesi Tengah (tingkat regional) dan tingkat nasional melalui pajak dan royalti dari hasil penjualan LNG, kondensat dan belerang (sulphur).

3.Memberikan peluang kerja dan usaha bagi masyarakat lokal, regional dan nasional

4.Peningkatan kemampuan bangsa dalam penguasaaan teknologi produksi gas.

Selain bermanfaat secara ekonomi, sosial dan teknologi, pelaksanaan Proyek Pengembangan Gas Matindok ini diperkirakan akan dapat menimbulkan dampak negatif terhadap beberapa komponen lingkungan hidup. Oleh karena itu PT Pertamina EP PPGM bermaksud melaksanakan studi Analisis Mengenai Dampak Lingkungan Hidup (AMDAL) sebelum dilakukan pembangunan fisik di lapangan. Hal ini sesuai dengan komitmen perusahaan untuk berpartisipasi mewujudkan perlindungan terhadap lingkungan pada setiap kegiatan yang dilakukan. Disamping itu, terkait dengan Undang-Undang No. 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup, Peraturan Pemerintah No. 27 Tahun 1999 tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL), serta Peraturan Menteri Negara Lingkungan Hidup No. 11 Tahun 2006 tentang Jenis Rencana Usaha dan/atau Kegiatan yang Wajib Dilengkapi dengan Analisis Mengenai Dampak Lingkungan Hidup (AMDAL). Hasil studi AMDAL pada dasarnya berupa informasi tentang berbagai komponen kegiatan yang diprakirakan akan menimbulkan dampak besar dan penting yang bersifat positif dan negatif, penilaian kelayakan lingkungan dari rencana kegiatan tersebut.1.3. PERATURANDi bawah ini adalah daftar peraturan dan perundang-undangan yang berlaku yang terkait dengan rencana kegiatan dan peraturan sebagai dasar pelaksanan studi AMDAL (Tabel 1.1).PT PERTAMINA EP - PPGM






I-3




Tabel 1.1. Peraturan Perundang-Undangan yang Berlaku Sebagai Dasar Pelaksanaan Studi AMDAL PPGM Di Kabupaten Banggai, Sulawesi TengahA.Undang-UndangRepublik IndonesiaTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan1.

Undang-Undang No. 5 Tahun 1960Pokok-pokok AgrariaTerkait dengan pengadaan lahan2.

Undang-Undang No. 4 Tahun 1985PerikananTerkait dengan kegiatan pemasangan pipa di dasar laut3.

Undang-Undang No. 5 Tahun 1990Konservasi Sumberdaya Alam Hayati dan EkosistemnyaTerkait dengan keberadaan berbagai ekosistem alam dan adanya Cagar Alam Bangkiriang di sekitar rencana kegiatan4.

Undang-Undang No. 14 Tahun 1992Lalulintas dan Angkutan JalanPenggunaan jalan Provinsi dan jalan-jalan umum untuk kegiatan proyek5.

Undang-Undang No. 21 Tahun 1992PelayaranTerkait dengan adanya rencana pengangkutan LNG dengan moda kapal laut6.

Undang-Undang No. 23 Tahun 1992KesehatanTerkait dengan pemeliharaan kesehatan pekerja dan masyarakat sekitar rencana kegiatan7.

Undang-Undang No. 26 Tahun 2007Penataan RuangTerkaitdengankesesuaianlokasirencanakegiatan dengan tata ruang8.

Undang-Undang No. 5 Tahun 1994Pengesahan Konvensi Internasional mengenai Keanekaragaman HayatiTerkaitdenganupayapengelolaankeanekaragaman hayati yang ada di beberapa bagian lokasi proyek9.

Undang-Undang No. 1 Tahun 1995Perseroan TerbatasTerkaitdenganstatushukuminstitusipemrakarsa10.

Undang-Undang No. 23 Tahun 1997Pengelolaan Lingkungan HidupTerkait dengan arti penting Studi AMDAL11.

Undang-Undang No. 41 Tahun 1999KehutananTerkait dengan keberadaan lahan yang akan digunakan oleh proyek yang dikuasasi oleh Departemen Kehutanan dan perkebunan12.

Undang-Undang No. 22 Tahun 2001Minyak dan Gas BumiTerkait dengan operasional usaha peminyakan dan gas bumi13.

Undang-Undang No. 65 Tahun 2001Pajak DaerahTerkait dengankewajibanpemrakarsauntukmembayar pajak untuk daerah14.

Undang-Undang No. 20 Tahun 2002KetenagakerjaanTerkaitdengantatacaradanpengaturanrekrutmen dan hak serta kewajiban pemrakarsa terhadap tenaga kerja15.

Undang-Undang No. 19 Tahun 2003Badan Usaha Milik NegaraTerkaitdenganstatuspemrakarsasebagaiBadan Usaha Milik Negara16.

Undang-Undang No. 7 Tahun 2004Sumberdaya AirTerkait denganhubungan Pemrakarsa menggunakan sungai untuk kegiatan pemboran gas17.

Undang-Undang No. 16 Tahun 2004PerikananTerkait denganhubungan pemrakarsa menggunakan air laut sebagai tempat pelabuhan gas18.

Undang-Undang No. 32 Tahun 2004Pemerintahan DaerahTerkait dengan hubungan pemrakarsa dengan kewenangan pemerintah daerah sebagai daerah otonom19.

Undang-Undang No. 33 Tahun 2004Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah DaerahTerkait dengan pengaturan kewajiban pemrakarsa untuk membayar pajak untuk daerah dan pemerintah pusatPT PERTAMINA EP - PPGM



B.PeraturanPemerintahRepublik IndonesiaTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan1.

PP No. 19 Tahun 1973Pengaturan dan Pengawasan Keselamatan Kerja di Bidang PertambanganTerkaitdengantatacarapengaturandanpengawasanuntukkeselamatankerjadibidang pertambangan2.

PP No. 35 Tahun 1991SungaiTerkait dengan keberadaan banyak sungai yang terpotong oleh pemasangan pipa dan penggunaan air sungai dalam kegiatan proyek.3.

PP No. 41 Tahun 1993Angkutan JalanTerkait dengan pengaturan dan pengawasan moda angkutan darat yang digunakan dalam proyek4.

PP No. 43 Tahun 1993Prasarana dan Lalulintas JalanTerkait dengan pengaturan danpengawasanprasarana dan lalulintas kendaraan daratyangdigunakan dalam proyek5.

PP No. 47 Tahun 1997Rencana Tata Ruang Wilayah NasionalKesesuaian lokasi rencana kegiatan dengan tata ruang6.

PP No. 62 Tahun 1998Penyerahan Sebagian Urusan Pemerintah di Bidang Kehutanan Kepada DaerahTerkaitadanyakemungkinanpenyerahansebagian urusan pemerintah di bidang kehutanan kepada daerah yang terkait dengan rencana kegiatan7.

PP No. 68 Tahun 1998Konservasi Sumberdaya Alam dan Kawasan Pelestarian AlamTerkait dengan upaya konservasi di sekeliling wilayah studi8.

PP No. 85 Tahun 1999Perubahan PP. No. 18 Tahun 1999 Tentang Pengelolaan LimbahBahan Berbahaya dan BeracunTerkait dengan pengaturan danpengawasanlimbahB3yangdihasilkanolehrencanakegiatan9.

PP No. 19 Tahun 1999Pengendalian Pencemaran dan/atau Perusakan LautPengaturan dan pengendalian pencemaran dan/ atau perusakan laut yang terkait dengan kegiatan di pantai10.

PP No. 27 Tahun 1999Analisis Mengenai Dampak LingkunganTerkait dengan arti penting pelaksanaan studi AMDAL11.

PP No. 41 Tahun 1999Pengendalian Pencemaran UdaraTerkait dengan pengaturan dan pengendalian pencemaran udara yang mungkin ditimbulkan oleh rencana kegiatan12.

PP No. 82 Tahun 1999Angkutan di PerairanPengaturan dan pengawasan tentang lalulintas kapal laut yang digunakan dalam rencana kegiatan13.

PP No. 81 Tahun 2000KenavigasianTerkait dengan operasional dermaga14.

PPNo.150Tahun2000Pengendalian Kerusakan Tanah untuk Produksi BiomasaTerkait dengan pengaturan dan pengendalian kerusakan tanah yang ditimbulkan oleh proyek untuk produksi biomasa15.

PPNo.74Tahun2001Pengelolaan Bahan Berbahaya dan Beracun (B3)Terkait dengan pengaturan, penanganan dan pengawasan limbah B3 yang dihasilkan oleh rencana kegitan







I-5KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas MatindokPT PERTAMINA EP - PPGM





B.PeraturanPemerintahRepublik IndonesiaTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan16.

PP No. 82 Tahun 2001Pengelolaan Kualitas Air dan Pengendalian Pencemaran AirTerkait denganpengaturandanpengelolaankualitas air dan pengendalian pencemaran air oleh rencana kegiatan, terutama pada tahap operasional.17.

PP No. 42 Tahun 2002Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas BumiTerkaitdenganhakdankewajibanBadanPelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi dalam pembinaan kegiatan migas oleh pemrakarsa.18.

PP No. 51 Tahun 2002PerkapalanTerkait dengan operasional dermaga19.

PP No. 20 Tahun 2006IrigasiPengaturan dan pengawasan terhadap pemboran yang akan mencemari irigasi masyarakat20.

PPNo.109Tahun2006Penanggulangan Keadaan Darurat Tumpahan Minyak di LautTerkaitdenganupayapenanggulangantumpahan minyak di laut21.

PP No. 6 Tahun 2007Tata Hutan dan Penyusunan Rencana Pengelolaan, Pemanfaatan dan Penggunaan Kawasan HutanPengaturanyangterkaitdenganadanyapenggunaansebagiankawasanhutanuntukkegiatan migas22.

PP No. 38 Tahun 2007Pembagian Urusan Pemerin-tahan antara Pemerintah, Pemerintah Daerah Provinsi dan Pemerintah Daerah Kabupaten/KotaTerkait dengan hubungan pemrakarsa dengan kewenangan Pemerintah DaerahC.Keputusan Presiden Republik IndonesiaTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan1.

Keppres No. 18 Tahun 1978Ratifikasi International Convention on Civil Liability for Oil Pollution Damage 1969 (CLC 1969)Terkait dengan pengaturan, pencegahan dan penanggulangan pencemaran minyak2.

Keppres No. 46 Tahun 1986Pengesahan Convention for the Prevention of Pollution from Ships (Marpol 1973/1978 Annex I & II)Terkait dengan upaya-upaya pencegahan dan pengendalian pencemaran air laut yang diakibatkan oleh kegiatan lalulintas kapal laut3.

Keppres No. 32 tahun 1990Pengelolaan Kawasan LindungTerkaitdenganpengaturanpengelolaankawasan lindung yang terpengaruh oleh rencana kegiatan.4.

Keppres No. 43 Tahun 1991Konservasi EnergiTerkait dengan upaya-upaya konservasi energi yang akan dilaksanakan oleh pemrakarsa dalam operasionalisasi proyek.5.

KeppresNo.102Tahun 2006Penanggulangan Keadaan Darurat Tumpahan Minyak di LautTerkait dengan pengaturan, pencegahan dan penanggulangan pencemaran minyak6.

Perpres No. 65 Tahun 2006Pengadaan Tanah BagiPelaksanaan Pembangunan untuk Kepentingan UmumPengaturan dan pengawasan pengadaan tanah bagi pemrakarsa yang terkait untuk kepentingan umum.PT PERTAMINA EP - PPGM



D.Keputusan MenteriTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan1.

Kep.Men PerhubunganNo. 215/N.506/PHB-87Pengadaan Fasilitas Penampungan Limbah dari KapalTerkait adanyakewajibanpemrakarsauntukmengadakan fasilitas penampungan limbah dari kapal-kapal.2.

Kep.Men.Neg Kependu- dukan dan Lingkungan Hidup No. 02/MEN KLH/I/ 1988Pedoman Penetapan Baku Mutu LingkunganTerkait dengan batas Baku Mutu Lingkungan untuk berbagai parameter lingkungan yang harus diacu oleh pemrakarsa3.

Kep.Men.Hub.No.KM23 Tahun 1990Usaha Salvage dan/atau Pekerjaan Bawah Air (PBA)Terkait dengan pekerjaan pemasangan pipa4.

Kep.Men Perhubungan No. KM 86 Tahun 1990Pencegahan Pencemaran Minyak dari Kapal-kapalTerkaitdenganupaya-upayapengaturan,pengawasandanpencegahanterjadinyapencemaran minyak dari kapal-kapal.5.

Kep.MPENo.06P/0746/M.PE/ 1991Pemeriksaan Keselamat-an Kerja Untuk Instalasi, Peralatan, dan TeknisAdanyakewajibanuntukmelakukanpemeriksaan keselamatan kerja untuk instalasi, peralatan dan teknis secara rutin.6.

Kep.MNLHNo.Kep-35/ MENLH/10/1993Ambang Batas Emisi Gas Buang Kendaraan BermotorAdanyabatasanemisigasbuangbagikendaraanbermotoryangdigunakanolehpemrakarsa7.

Kep.MenPUNo.63/PRT/ 1993Batas Badan Sungai, Per-untukan Sungai, Daerah Pengawasan Sungai dan Bekas SungaiTerkait dengan pengaturan dan pengawasan penggunaan badan dan air sungai yang digunakan oleh pemrakarsa8.

Kep.Men Hub No. KM 67/ 1993Tata Cara Pemeriksaan Teknik dan Laik Jalan Kendaraan Bermotor di JalanTerkaitdenganpemeriksaankelaikanjalankendaraanbermotoryangdigunakanolehpemrakarsa9.

Kep.Men Hub No. KM 69/ 1993Penyelenggaraan Angkutan Barang di JalanAdanyapedomanyangharusdiikutiolehpemrakarsa dalam penyelenggaraan angkutan barang di jalan10.

Kep.MPENo.103.K/008/ MEM/ 1994Pengawasan atas Pelaksanaan Rencana Pengelolaan Lingkungan dan Rencana Pemantauan Lingkungan Dalam Bidang Pertambangan dan EnergiRKL danRPLnantiakandilaksanakandandilaporkan dengan tertib oleh pemrakarsa, karena pelaksanaan dan laporan itu akan selalu dievaluasi oleh institusi pembina kegiatan migas.11.

Kep.MenLHNo.13/MENLH/1995Baku Mutu Emisi Sumber Tidak BergerakBaku mutu emisi sumber tidak bergerak ini akan diacu dalam setiap operasi alat non mobil yang mengeluarkan emisi12.

Kep.MNLHNo.Kep-48/ MENLH/ 11/1996Baku Tingkat KebisinganBakumutu tingkat kebisingan ini akan diacudalam setiap operasi alat yang mengeluarkan kebisingan











Kep.MNLHNo.Kep-49/ MENLH/ 11/1996Baku Mutu Tingkat GetaranBaku mutu tingkat ini akan diacu dalam setiap operasi alat atau kegiatan penyebab getaran.14.

Kep.MNLHNo.Kep-50/ MENLH/ 11/1996KebauanBaku mutu kebauan ini akan diacu dalam setiap operasi kegiatan yang menimbulkan kebauan.15.

Kep.MPENo.300.K/38/ M/ PE/ 1997Keselamatan Kerja Pipa Penyalur Minyak dan Gas BumiPedomaniniakandijadikanacuanbagipemrakarsa dalam pemasangan pipa16.

Kep. MESDM No. 1457 K/ 38/MEM/2000Pedoman Teknis Pengelolaan Lingkungan di BidangPertambangan dan EnergiPedoman ini akan menjadi pertimbangan penting dalam penyusunan Dokumen AMDAL17.

Kep.Men.Neg. LH No. 4 Tahun 2001Kriteria Baku & PedomanPenentuan Kerusakan Terumbu KarangTerumbukarangmerupakansalahsatukomponenlingkunganhidupyangterkenadampak kegiatan18.

Kep.Men.Hub.No.KM53 Tahun 2002Tatanan KepelabuhananTerkait dengan operasional dermaga19.

Kep.Men.Hub.No.KM55 Tahun 2002Pengelolaan Pelabuhan KhususTerkait dengan operasional dermaga20.

Kep.Men.Hub.No.KM63 Tahun 2002Organisasi Tata Kerja Kantor Pelabuhan (KANPEL)Terkait dengan operasional dermaga21.

Kep.Men.Kes. No. 876/ Men.Kes/SK/VII/2001Pedoman Analisis Dampak Kesehatan LingkunganPedomanuntukmengkajiaspekkesehatanmasyarakat dalam AMDAL22.

Permen Kesehatan No. 416 Tahun 1990Syarat-syarat dan Penga-wasan Kualitas Air BersihTerkaitdengansyarat-syaratpengawasankualitas air untuk keperluan domestik23.

Kep.MNLHNo.112Tahun 2003Baku Mutu Air Limbah DomestikTerkaitdenganpengaturanmutuairlimbahdomestik yang keluar dari IPAL rencana kegiatan24.

Kep.MNLHNo.128Tahun 2003Tatacara dan Persyaratan Teknis Pengelolaan Tanah Terkontaminasi oleh Minyak Bumi Secara BiologisPedoman ini akan digunakan oleh pemrakarsa dalam penanganan tanah yang kemungknan terkontaminasi oleh kegiatan25.

Kep.MNLHNo.129Tahun 2003Baku Mutu Emisi Usaha dan atau Kegiatan Minyak dan Gas BumiPedoman ini akan dijadikan acuan dalam upaya pengendalian emisi dari kegiatan operasional26.

Per.Men.HutNo.19/Men.Hut-11/2004Kolaborasi Pengelolaan Kawasan Suaka Alam dan Pelestarian AlamTerkait dengan lokasi rencana kegiatan dengan kawasan lindung27.

Per.Men.Hub. No. KM 7 Tahun 2005Sarana Bantu Navigasi Pelayanan (SBNP)Terkait dengan operasional dermaga28.

Kep.Men.LHNo.51Tahun 2004Baku Mutu Air LautPedoman dalam pengelolaan kualitas air laut29.

Kep.MN.LHNo.45Tahun 2005Pedoman Penyusunan Laporan Pelaksanaan RKL dan RPLPedomandalampenyusunanlaporanpelaksanaan RKL dan RPL30.

Per.Men.NegaraLingkunganHidupNo. 08 Tahun 2006Pedoman Penyusunan Analisis Mengenai Dampak Lingkungan Hidup.Pedomaninidigunakanacuandalampenyusunan dok. AMDAL31.

Kep.Men. PU No. 63 PRT Tahun 1993Batas Badan Sungai, Peruntukan Sungai, Daerah Pengawasan Sungai dan Bekas SungaiPedoman ini digunakan sebagai acuan dalam menjelaskan peruntukan sungaiPT PERTAMINA EP - PPGM




Per.Men.NegaraLingkunganHidup No.11 Tahun 2006Jenis Rencana Usaha dan atau Kegiatan yang Wajib Dilengkapi dengan Analisis Mengenai Dampak Lingkungan HidupBerdasarkanPeraturaninirencanakegiatanPPGM termasuk dalam rencana kegiatan yang wajib dilengkapi dengan Dokumen AMDAL33.

Per.Men.ESDMNo.045 Tahun 2006Pengelolaan Lumpur Bor, Limbah Lumpur dan Serbuk Bor pada kegiatan Pengeboran Minyak dan Gas BumiSebagai acuan dalam pengelolaan lumpur bor, limbah lumpur dan serbuk bor yang dihasilkan kegiatan ini34.

Per.Men.HutNo.64/Men. Hut-11/2006Perubahan Permen Hut No. P.14/MENHUT-II/2006 tentang Pedoman Pinjam Pakai Kawasan HutanTerkait dengan lokasi rencana kegiatan dengan kawasan hutan.E.Keputusan/Pera-turan Kepala BPN,Bapedal dan lainnyaTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan1.

PetunjukPelaksanaanNo.Pol.Juklak29/VII/1991Pengawasan, Pengendalian dan Pengamanan Bahan Peledak Non Organik ABRIBahan peledak kemungkinan akan digunakan terutama dalam pelaksanaan konstruksi.2.

PeraturanKepala BPNNo. 2 Tahun 1993Tatacara Memperoleh Izin Lokasi dan Hak-Hak Atas Tanah Untuk PerusahaanProsedur yang harus diikuti pemrakarsa dalam memperoleh izin lokasi dan hak-hak atas tanah untuk perusahaan3.

Keputusan Kepala BPN No. 22 Tahun 1993Petunjuk Peraturan Kepala BPN No. 2 Tahun 1993Petunjuk ini merupakan penjelasan dari tatacara yang harus diikuti pemrakarsa dalam memperoleh izin lokasi dan hak-hak atas tanah untuk perusahaan4.

Kep.Ka.BapedalNo.56/ BAPEDAL/ 1994Pedoman Mengenai Ukuran Dampak PentingPedomaniniakandiacuuntukmenentukandampak penting dalam studi AMDAL5.

Kep.Ka.BapedalNo.01/ BAPEDAL/09/1995Tatacara dan Persyaratan Teknis Penyimpanan dan Pengumpulan Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun B3Akan diacu oleh pemrakarsa dalam penyimpanan sementara dan pengumpulan limbah B36.

Kep.Ka.BapedalNo.02/ BAPEDAL/09/1995Dokumen Limbah B3Akandiacudalamsistempelaporanpenyimpanan dan penanganan Limbah B37.

Kep.Ka.BapedalNo.03/ BAPEDAL/09/1995Persyaratan Teknis Pengolahan Limbah B3Hanya sebagai pertimbangan bahwa persyaratan teknis pengolahan limbah B3 sangat berat, sehingga kemungkinan pengolahan limbah B3 oleh pemrakarsa akan diserahkan pihak ketiga yang berkompeten.8.

Kep.Ka.BapedalNo.04/BAPEDAL/09/1995Tatacara PersyaratanPenimbunan Hasil Pengolahan, Persyaratan Lokasi Bekas Pengolahan dan Lokasi Bekas Penimbunan Limbah B3HanyasebagaipertimbanganbahwapersyaratanteknispengolahanlimbahB3sangat berat, sehingga kemungkinan pengolahan limbah B3 oleh pemrakarsa akan diserahkan pihak ketiga yang berkompeten












E.Keputusan/Pera-turan Kepala BPN,Bapedal dan lainnyaTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan9.

Kep.Ka.BapedalNo.05/ BAPEDAL/09/1995Simbol dan Label Limbah B3Simbol dan Label Limbah B3 yang akan diacu oleh pemrakarsa10.

Kep.Ka.BapedalNo.255/ BAPEDAL/01/1995Tata Cara & Persyaratan Penyimpanan dan pengumpulan Minyak Pelumas BekasSebagai pedoman dalam pengelolaanminyakpelumas bekas11.

Kep.Ka.BapedalNo.205/ 1996Metode Pemantauan Emisi UdaraPedoman danmetodeiniakandiikuti olehpemrakarsadalampelaksanaanpemantauanemisiudaraakibatrencanakegiatandantertuang dalam dokumen RPL12.

Kep.Ka.BapedalNo.229/11 /1996Pedoman Teknis Kajian Aspek Sosial Dalam Penyusunan AMDALPedoman ini akan diacu dan untuk pertimbangan dalam proses penyusunan dok. AMDAL13.

Kep.Ka.BapedalNo.255/BAPEDAL/08/ 1996Tatacara dan Persyaratan Penyimpanan dan Pengumpulan Minyak Pelumas BekasProsedur ini akan diikuti oleh pemrakarsa dalam mekanisme penyimpanan dan pengumpulan minyak pelumas bekas14.

Kep.KaBAPEDALNo.124/12/ 1997Panduan Kajian Aspek Kesehatan Masyarakat Dalam Penyusunan AMDALPedomaniniakandiacudanuntukpertimbangan dalam proses penyusunan dok. AMDAL15.

Kep. Ka BAPEDAL No. 08 Tahun 2000Keterlibatan Masyarakat dan Keterbukaan Informasi Dalam Proses Analisis Mengenai Dampak Lingkungan HidupPedoman ini diacu dalam pelaksanaan kegiatan sosialisasi dan konsultasi masyarakatF.Peraturan Daerah

1.PeraturanDaerahPropinsiSulawesiTengahNo.2 Tahun2004Rencana Tata Ruang Wilayah Propinsi Sulawesi TengahPanduandalampenetapanketerkaitanlokasirencana kegiatan dengan rencana tata ruang wilayah di daerahG.Lain-lainTentangKeterkaitan Dengan Rencana Kegiatan1.

PanduanPengelolaanLumpurBorPERTAMINA-BPPKA Tahun 1994

Panduan ini akan diacu oleh pemrakarsa dalam penanganan lumpur bor2.

StandardPertambanganMigasNo. 50.54. 2-1994SistemPerpipaanTransmisidanDistribusi GasPanduan ini akan diacu oleh pemrakarsa dalam pembangunan dan pemeliharaan sistem perpipaan transmisi dan distribusi gas3.

Codes and Standards

Panduan ini akan diacu oleh pemrakarsan dalam pelaksanaan kegiatan dalam proyek PGM.(Lihat Lampiran 8)4.

Protokol1996atasKonvensi tentang Pen-cegahanPencemaranLaut oleh Dumping Limbah dan Bahan lain, 1972 dan Resolusi yang diadopsi oleh Sidang Khusus

Pedoman dalam upaya pencegahan pencemaran laut oleh berbagai bahan pencemarPT PERTAMINA EP - PPGM



KA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas Matindok

II-1Bab-2RUANGLINGKUP STUDI2.1. LINGKUP RENCANA KEGIATAN YANG AKAN DITELAAH DAN ALTERNATIF KOMPONEN RENCANA KEGIATAN2.1.1. Status dan Lingkup Rencana Kegiatan yang akan ditelaah2.1.1.1. Status Studi AMDALSecara 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 SetempatLokasi 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 berbedabeda, 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.PT PERTAMINA EP - PPGM




II-3Gambar 2.1.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-4Gambar 2.2.PT PERTAMINA EP - PPGM





II-52.1.1.3. Uraian Rencana Kegiatan Penyebab Dampak2.1.1.3.1. Uraian Umum Rencana KegiatanA. Jenis Prasarana dan Luas Kebutuhan LahanTabel berikut adalah kebutuhan luas lahan masing-masing prasarana.Tabel 2.1. Luas Tapak Proyek Termasuk Kebutuhan Lahan Prasarana dan Sarana LainNoPrasaranaSatuanLuasLahan1.Manifold station (MS)2 lokasi, @ 6 Ha12 Ha2.Block station (BS)3 lokasi, @ 15 Ha45 Ha3.Jalur pipa flow line5 lokasi, lebar 8 m, panjang 35 km14 Ha4.Jaur pipa trunk line dari 2 BS - LNG PlantLebar 20 m, panjang 60 km120 Ha5.Kilang LNG1 unit200 Ha6.Pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudah ada untuk pemboran sumur-sumur pengembanganLebar 6-8 m, panjang sekitar 15 km60 Ha7.Pelabuhan dan sarananya berupa pembangunan Jetty (100 m)Lebar 200 m, panjang sekitar 500 m 10 Ha

Luas total lahan yang diperlukan461 Ha

Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005Catatan: *) Ada dua kemungkinan data mengenai luas lahan karena adanya dua alternatif lokasi pemasangan pipa gasLahan 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 mPT PERTAMINA EP - PPGM



(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 ProduksiRencana 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 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.




Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005II-7

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

DONGGI 1DONGGI 1DONGGI 1DONGGI 2DONGGI 3SUKA-MAJU-1MALEORAJA-1MINAHAKI-1MATINDOKMENTAWA-1KP. BALIAKP. BALIA

DST-3DST-4DST-5

DST-1DST-2DST-3

DST-1DST-2Hydrogen SulphideH2S0.10000.41 0.600.35 0.400.10 0.120.37 0.410.20 0.280.40000.00 1.001.20.12000.50130.1290Alkyl MerkaptanRSH0.00050.00210.00180.00050.00190.00100.22410.0000

0.00000.0000Carbonyl SulphideCOS0.00020.00080.00070.00020.00080.00040.00020.0000

0.00000.0000NitrogenN21.13001.13001.07000.89001.34002.98002.24000.8700

1.74001.22911.2824Carbon DioxydeCO22.46002.46002.44001.77003.18000.31003.03001.8000

2.14002.46352.3374MethaneCH492.280092.280092.120093.020091.260086.035081.120088.2400

91.750092.629792.8049EthaneC2H61.51001.51001.53001.44001.63004.84505.44004.1500

1.69001.47171.4726PropaneC3H81.17001.17001.18001.19001.26002.13004.08001.9800

1.43001.17801.1685Iso-Butanei-C4H100.33000.33000.34000.36000.34000.62000.92000.4400

0.35000.31190.3112Normal-Butanen-C4H100.34000.34000.34000.36000.34000.95001.13000.6500

0.40000.32050.2997Iso-Pentanei-C5H120.19000.19000.20000.20000.17000.39000.55000.3600

0.15000.15920.1475Normal-Pentanen-C5H120.12000.12000.12000.12000.10000.28000.40000.2800

0.09000.08980.0804HexaneC6H140.10000.10000.12000.05000.06000.29000.35000.6400

0.06000.08480.0636Heptane plusC7H160.37000.37000.47000.57000.26001.09000.74000.5300

0.08000.06180.0318MercuryHg8.2420E-088.2420E-088.2420E-088.2420E-088.2420E-088.2420E-081.1260E-088.2420E-08

5.5553E-094.736100%7E-09Total

100%100%100%100%100%100%100%100%

100%100%






II-8C. Umur KegiatanKegiatan pengembangan dibagi kedalam beberapa tahapan, yaitu prakonstruksi, konstruksi, operasi dan pasca operasi (Tabel 2.3).Tabel 2.3. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas MatindokNo.TahapKegiatanTahun

2005 2006 2007200820092010 20351. Prakonstruksi****************

2. Konstruksi

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

3. Operasia.Pemboran

b.Operasi prod. gas

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

4. Pasca operasi

*****

Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005Pada 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.PT PERTAMINA EP - PPGM







Gambar 2.3. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1

Gambar 2.4. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2

34x26500Gambar 2.5. Diagram Alir Blok Pengembangan Blok Matindok 2026PT PERTAMINA EP - PPGM





II-10

D. Jenis Sumber Energi dan Sumber Air yang Diperlukan di Lokasi Rencana Kegiatan Jenis sumber energi utama untuk mendukung pengoperasian fasilitas produksi adalah:1.Bahan bakar gas diperlukan untuk pengoperasian berbagai fasilitas seperti Pengering Gas, Gas Treating Unit, pencairan gas menjadi LNG Penggerak Kompresor dan Penggerak Generator listrik. Bahan bakar gas akan diambil dari hasil produksi sendiri.

2.Unit generator berbahan bakar minyak, yang disediakan untuk keadaan darurat di masing-masing BS, Kilang LNG dan Dermaga/Pelabuhan. Bahan bakar minyak didatangkan dari Kilang Pertamina.

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

Keperluan air cukup besar, untuk pemboran sekitar 420 m3 per sumur, hydrotest saluran pipa sekitar 20.000 m3 dan kebutuhan air untuk operasi setiap unit BS sekitar 25 m3/hari. Kebutuhan air tawar untuk konstruksi tersebut di atas, akan diambil dari air sungai atau genangan air tawar terdekat.Kebutuhan air untuk operasional Kilang LNG plant memerlukan air sebesar 75 m3/hari. Untuk keperluan operasional tersebut akan menggunakan air tanah dalam.E. Sosialisasi dan Konsultasi Publik1.SosialisasiPengumumam 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 PublikDalam 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.





II-11

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 Pemboran1. Pemboran SumurSecara geologi daerah Blok Matindok dan sekitarnya terletak di Cekungan Banggai yang berada di sebelah selatan dari lengan bagian timur Pulau Sulawesi. Cekungan Banggai merupakan bagian utama dari offshore depression sepanjang pantai sebelah selatantimur dari bagian tangan sebelah timur laut Sulawesi yang berbentuk tidak simetris dengan kemiringan sepanjang garis pantai dan berorientasi dengan arah N60E. 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



Gambar 2.6. Stratigrafi Regional Cekungan Banggai Sula, Lengan Timur Sulawesi2. Pemboran Sumur PengembanganDari 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-12




II-13

Tabel 2.4. Rencana Sumur Pengembangan Blok MatindokNo.LAPANGANSUMURJENIS KEGIATAN1DonggiDonggi-1Donggi-2Donggi-3KPB-1DNG-A DNG-B DNG-C DNG-DWork OverWork OverWork OverWork OverSumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan2MinahakiMinahaki-1MHK-AMHK-BMHK-CSumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan3SukamajuSukamaju-1 SJU-AWork OverSumur Pengembangan4MatindokMatindok-1MTD-A MTD-B MTD-C MTD-D MTD-E MTD-FSumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan5MaleorajaMaleo Raja-1 MLR-AMLR-BWork OverSumur PengembanganSumur Pengembangan

Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005Peralatan 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 ProduksiSetelah 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-14

G. Sistem Pemipaan Gas1. Jalur pipaHasil 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.

FlowlineJarak(m)DNG - 1to BS DONGGI1,208DNG - 2 to BS DONGGI2,132DNG - 3 to BS DONGGI4,569DNG - 5 to BS DONGGI2,518DNG - AA to BS DONGGI1,268DNG - BB to BS DONGGI1,637DNG - CC to BS DONGGI2,087

Gambar 2.7. Lokasi Block Station Donggi dan FlowlinePT PERTAMINA EP - PPGM


FlowlineJarak(m)MTD- 1StoBSMATINDOK1,208MTD- AAto BSMATINDOK2,132MTD- BBto BSMATINDOK4,569MTD- CCtoBSMATINDOK2,518MTD- DDtoBSMATINDOK1,268MTD- EEto BSMATINDOK1,637MTD- FF toBSMATINDOK2,087


II-15

Gambar 2.8. Lokasi Block Station Matindok dan Flowline

FlowlineJarak(m)MLR- 1to BS MALEORAJA MLR-AAtoBSMALEORAJA MLR - AA to BS MALEORAJA1001,435676

Gambar 2.9. Lokasi Block Station Maleoraja dan FlowlinePT PERTAMINA EP - PPGM


FlowlineJarak(m)SJU - 1to BS SUKAMAJUSJU - 1 to BS SUKAMAJU100500


II-16

Gambar 2.10. Lokasi Block Station Sukamaju dan Flowline

FlowlineJarak(m)MHK - AA to BS MINAHAKI100MHK - 1S to BS MINAHAKI886MHK - BB to BS MINAHAKI912MHK - CC to BS MINAHAKI1,827

Gambar 2.11. Lokasi Block Station Minahaki dan FlowlinePT PERTAMINA EP - PPGM



II-17

Desain flowline tersebut berdasarkan ASME/ANSI B.31.8. (keterangan Code dan Standard, lihat Lampiran 11) dan GPSA Hand Book.

WELLDNGWellWELL MHKWELLMTDWELLMLRWell NextSDV-1SDV-2SDV-3SDV-4SDV-5HP ManifoldM P ManifoldTest ManifoldGambar 2.12. Flowline DiagramSelanjutnya 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 MatindokPT PERTAMINA EP - PPGM


2.


II-18

Disain PipaDisain 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) pipaProteksi 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-19

1. Unit SeparasiHidrokarbon 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)PT PERTAMINA EP - PPGM

2.Dehydration PlantSetelah gas keluar dari unit separasi, gas tersebut selanjutnya dialirkan ke Dehydration Unit. Dehydration plant berfungsi untuk mengeringkan gas, yaitu untuk menyempurnakan pengurangan air yang terikut di dalam gas. Proses yang berlangsung di dalamnya adalah proses absorbsi (penyerapan) air dengan menggunakan bahan kimia triethyleneglycol (TEG), yang mana TEG dapat dipakai lagi setelah dibersihkan dari air secara fisis (close cycle). Hasil dari proses tersebut adalah gas yang sudah memenuhi syarat untuk dikirim ke konsumen. Gambar 2.14 memperlihatkan skema kerja dehydration plant.


Glycol/ CondensateSkimmerSales GasHotglycolExchangerRUV-1V-2GlycolContactorGlycol CoolerColdGlycolExchangerGlycolIngti4nGlycolFilterTo FlareGlycolStrippingColumnReboilerGlycolMake-upPumpGlycol SurgeDrumGambar 2.14. Skema Kerja Dehydration Plant3.Tangki PenampungTangki penampung dipakai untuk menampung kondensat yang berasal dari separator, sebelum diangkut ke Batui. Jumlah tangki penampung yang dipakai sebanyak 2 buah dengan kapasitas masing-masing sebesar 1300 m3. Kondensat akan diangkut dari Block Station ke kilang LNG di Batui dengan menggunakan road tank atau mobil tangki.

AGKA-ANDAL Proyek Pengembangan Gas MatindokII-20PT PERTAMINA EP - PPGM

4.


II-21

KompresorKompresor 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 airUnit 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.



SRUII-22


DPH

GATHERINGSTATIONInletGas ScrubberAmineContactorOutletGas ScrubberAmineCirculationPumpAmine FlashTankAmineFilterLeanAmineCoolerAmineboosterPumpLean-RichAmineExchangerStillStrippingColumnCondenserReboilerGambar 2.15. Diagram Alir Acid Gas Removal UnitFungsi 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.PT PERTAMINA EP - PPGM




II-23

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 ClausProses Claus dipilih apabila kandungan sulfur dalam gas alam mencapai lebih dari 5000 ppm. Dari banyak teknologi yang ada, proses Claus adalah yang paling terkenal dan paling banyak diaplikasikan di seluruh dunia. Proses Claus menggunakan prinsip oksidasi menggunakan oksigen atau udara pada suhu sekitar 1200 oC melalui reaksi sebagai berikut ;H2S + O2SO2 + H2OH2S + SO2S + H2OProses 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.PT PERTAMINA EP - PPGM


b.


II-24

Proses Shell PaquesUntuk 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 TreatingDalam 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)PT PERTAMINA EP - PPGM



II-25

I. Kilang LNGRencana 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 ProsesUnit Proses terdiri dari Fasilitas Penerimaan Gas, Fasilitas Pemurnian Gas dan Fasilitas Pencairan Gas.a.Fasilitas Penerima GasKapasitas 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 GasKilang 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 UnitTujuan 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-26

Pengeringan akan dicapai dengan cara dua-langkah. Tumpukan air akan dibuang dengan mendinginkan gas alam kasren (sweet) sampai 23C 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 EffluentTreatment.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 AlamTujuan 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/PencairanPencairan dilakukan dalam dua langkah. Langkah pertama meliputi pendinginanawal gas alam sampai mencapai suhu lebih kurang minus 17C sampai minus 34C.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-27

Setelah pendinginan awal, gas alam akan didinginkan sampai mencapai suhu yang sangat dingin yaitu minus 164C 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 FraksinasiUnit 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 StabilisasiUnit 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. KompresorKompresor 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-28

2. Fasilitas Penyimpanan GasFasilitas 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 LNGProduk LNG dari Unit Pendingin/Pencairan akan disimpan pada tekanan mendekatitekanan-atmosfir dalam tanki penyimpanan LNG dan kemudian secara berkala dimuat ke tanker LNG pengangkut. Sistem pemuatan kapal akan dirancang untuk memindahkan 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 KondensatProduk 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 PendinginGas 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.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-29

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 KebakaranSistem 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;




II-30

Sistem penggenangan CO2 untuk semua ruangan turbin gas, mesin diesel dan ruang pengawas tak-berorang;

Sistem penggenangan pemadam kebakaran non-halon (non-halon firesupressant) 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.

EffluentTreatment 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 UtilitasSemua 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




II-31

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 BakarSistem 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 Rendah1 Unit Boiler didesign untuk menyediakan kebutuhan uap bertekanan rendah akan berfungsi sebagai media panas untuk peralatan reboiler di unit gas treating.PT PERTAMINA EP - PPGM



II-32


II-33


II-34


II-35

Sistem Udara Kilang dan PeralatanUdara 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 NitrogenNitrogen 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 AirBerbagai 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-purityWater)

Sistem Air Isian Pemanas (Boiler FeedWater)

Sistem Air Minum (Potable/Drinking Water)

Air tawar akan berfungsi sebagai sumber

Ka Andal Senoro

Documents