Bab-2 RUANG LINGKUP STUDI

Transkripsi

1 Bab-2 RUANG LINGKUP STUDI 2.1. LINGKUP RENCANA KEGIATAN YANG AKAN DITELAAH DAN ALTERNATIF KOMPONEN RENCANA KEGIATAN Status dan Lingkup Rencana Kegiatan yang akan ditelaah 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. II-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 (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. II-2

3 Gambar 2.1. II-3

4 Gambar 2.2. II-4

5 Uraian Rencana Kegiatan Penyebab Dampak 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 6 Ha 12 Ha 2. Block station (BS) 3 15 Ha 45 Ha 3. Jalur pipa flow line 4. Jaur pipa trunk line dari 2 BS LNG Plant 5 lokasi, lebar 8 m, panjang 35 km Lebar 20 m, panjang 60 km 14 Ha 120 Ha 5. Kilang LNG 1 unit 200 Ha 6. Pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudah Lebar 6-8 m, panjang ada untuk pemboran sumur-sumur pengembangan sekitar 15 km 7. Pelabuhan dan sarananya berupa pembangunan Jetty Lebar 200 m, panjang (100 m) sekitar 500 m Luas total lahan yang diperlukan Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, Ha ± 10 Ha 461 Ha 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 II-5

6 (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 CO 2 ± 2,5%, Total Sulfur ± 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. II-6

7 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 H 2 S Alkyl Merkaptan RSH Carbonyl Sulphide COS Nitrogen N Carbon Dioxyde CO Methane CH Ethane C 2 H Propane C 3 H Iso-Butane i-c 4 H Normal-Butane n-c 4 H Iso-Pentane i-c 5 H Normal-Pentane n-c5h Hexane C 6 H Heptane plus C 7 H Mercury Hg E E E E E E E E E % 7E-09 Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005 II-7

8 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 Prakonstruksi **************** 2. Konstruksi ************ 3. Operasi a. Pemboran b. Operasi prod. gas ************ **************** 4. Pasca operasi ***** Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005 Pada tahap awal, kilang LNG akan memproduksi LNG maksimum sampai dengan 2 juta metrik ton per tahun dengan pasokan gas alam antara 300 hingga 350 standar kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day, disingkat MMSCFD) yang berasal dari Blok Matindok sebesar 100 MMSCFD dan dari Blok Senoro sebesar 200 MMSCFD. Selain itu, juga akan dihasilkan kondensat maksimum sampai 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 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. II-8

9 Gambar 2.3. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1 Gambar 2.4. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2 34 x26500 Gambar 2.5. Diagram Alir Blok Pengembangan Blok Matindok 2026 II-9

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 m 3 per sumur, hydrotest saluran pipa sekitar 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. II-10

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 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 selatantimur 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. II-11

12 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. II-12

13 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 2 Minahaki Minahaki-1 MHK-A MHK-B MHK-C 3 Sukamaju Sukamaju-1 SJU-A 4 Matindok Matindok-1 MTD-A MTD-B MTD-C MTD-D MTD-E MTD-F 5 Maleoraja Maleo Raja-1 MLR-A MLR-B Sumber: PT. PERTAMINA-EP PPGM, 2005 Work Over Work Over Work Over Work Over Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Work Over Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan Sumur Pengembangan 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. II-13

14 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 Flowline Jarak (m) DNG - 1 to BS DONGGI 1,208 DNG - 2 to BS DONGGI 2,132 DNG - 3 to BS DONGGI 4,569 DNG - 5 to BS DONGGI 2,518 DNG - AA to BS DONGGI 1,268 DNG - BB to BS DONGGI 1,637 DNG - CC to BS DONGGI 2,087 Gambar 2.7. Lokasi Block Station Donggi dan Flowline II-14

15 Flowline Jarak (m) MTD- 1StoBSMATINDOK 1,208 MTD- AAto BSMATINDOK 2,132 MTD- BBto BSMATINDOK 4,569 MTD- CCtoBSMATINDOK 2,518 MTD- DDtoBSMATINDOK 1,268 MTD- EEto BSMATINDOK 1,637 MTD- FFtoBSMATINDOK 2,087 Gambar 2.8. Lokasi Block Station Matindok dan Flowline Flowline Jarak (m) MLR - 1 to BS MALEORAJA 100 MLR - AA to BS MALEORAJA 1,435 MLR - AA to BS MALEORAJA 676 Gambar 2.9. Lokasi Block Station Maleoraja dan Flowline II-15

16 Flowline Jarak (m) SJU - 1 to BS SUKAMAJU 100 SJU - 1 to BS SUKAMAJU 500 Gambar Lokasi Block Station Sukamaju 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 Gambar Lokasi Block Station Minahaki dan Flowline II-16

17 Desain flowline tersebut berdasarkan ASME/ANSI B (keterangan Code dan Standard, lihat Lampiran 11) dan GPSA Hand Book. WELL DNG Well RBT-A SDV-1 WELL MHK Well RBT-B WELL MTD Well KTB-1 SDV-2 SDV-3 HP Manifold MP Manifold Test Manifold WELL MLR Well KTB-2 SDV-4 Well Next SDV-5 Gambar 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 II-17

18 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) ) 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. II-18

19 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 CO 2 / H 2 S 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 Diagram Alir Block Station/Gathering Station. Keterangan: HP (high pressure), MP (medium pressure), LP (low pressure), KO (knock out), AGRU (acid gas removal unit) II-19

20 2. Dehydration Plant Setelah 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. V-2 To Flare Sales Gas Glycol Contactor Glycol Cooler Cold Glycol Exchanger Glycol Stripping Column Reboiler AGRU V-1 Glycol/ Condensate Skimmer Hot glycol Exchanger Glycol Surge Drum Glycol Make-up Pump Glycol Filter Glycol Injection Pump Gambar 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. II-20

21 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. CO 2 / H 2 S Removal (AGRU) Gas yang mengalir dari Block station sebelum masuk ke Kilang LNG akan dikurangi kandungan CO 2 dan H 2 S nya dengan proses absorbsi menggunakan larutan MDEA (Methyl DiethanolAmine) dalam Acid Gas Removal Unit (AGRU). Prinsip kerja unit tersebut adalah penyerapan gas CO 2 dan H 2 S di dalam absorber dan melepaskannya lagi di dalam menara stripper atau column, sehingga diperoleh sweet gas dengan kandungan CO 2 dan H 2 S 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. II-21

22 DHP SRU Outlet Gas Scrubber Condenser Amine Contactor Amine Circulation Pump Amine Filter Lean Amine Cooler Amine booster Pump Still Stripping Column GATHERING STATION Inlet Gas Scrubber Amine Flash Tank Lean-Rich Amine Exchanger Acid Gas Removal Unit (AGRU) Gambar Diagram Alir Acid Gas Removal Unit Reboiler 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. II-22

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 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 H 2 S 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 ; H 2 S + O 2 SO 2 + H 2 O H 2 S + SO 2 S + H 2 O Proses Clauss dapat memproduksi sulfur dari umpan gas yang mengandung 15% - 100% H 2 S. 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 H 2 S menjadi SO 2 dan semua hidrokarbon menjadi CO 2. Pembakaran H 2 S 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 SO 2 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. II-23

24 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 H 2 S dari umpan gas sangat sesuai untuk kapasitas produksi sulfur ton/hari. Larutan yang digunakan untuk menyerap H 2 S adalah larutan soda yang mengandung bakteri sulfur. Penyerapan H 2 S 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 H 2 S yang bisa dicapai oleh proses ini dibawah 5 ppmv. Tekanan operasi proses Shell Paques adalah barg. c. Tail Gas Treating Dalam Tail Gas Treating Unit, senyawa H 2 S 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 Gambar PFD Acid Removal dan Sulfur Recovery Unit (Claus Process) II-24