PPGM merupakan proyek yang penting bagi industri minyak dan gas bumi di Indonesia serta

Transkripsi

1 Bab-1 PENDAHULUAN 1.1. LATAR BELAKANG PT. 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 EP 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 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. Proyek LNG ini akan memperkuat produksi LNG Indonesia yang dapat dipasarkan dan akan menjadi pusat ekspor LNG ke empat di Indonesia. PPGM diharapkan akan beroperasi pada tahun RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 1

2 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: lapangan-lapangan gas Donggi, Matindok, Maleo Raja, 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 maksimum sebesar 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 CO 2 ± 2,5%, Total Sulfur ± ppm dan kemungkinan juga mengandung unsur yang lainnya TUJUAN DAN MANFAAT Tujuan Tujuan 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. Berikut ini adalah cakupan rencana kegiatan pengembangan Lapangan Gas Matindok. 1. Pemboran 21 sumur yang terdiri dari 17 sumur pengembangan dan 4 sumur kerja ulang (work over) dengan perincian: No. Lapangan Jenis Kegiatan Pemboran Wilayah 1. Donggi 4 sumur work over 4 sumur pengembangan Kecamatan Toili Barat 2. Minahaki 4 sumur pengembangan Kecamatan Toili 3. Sukamaju 2 sumur pengembangan Kecamatan Batui 4. Matindok 4 sumur pengembangan Kecamatan Batui 5. Maleoraja 3 sumur pengembangan Kecamatan Batui RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 2

3 2. Pembangunan Block Station (BS) di Donggi, Sukamaju dan Matindok, sedangkan gas yang berasal dari sumur-sumur Matindok, Maleoraja dan Minahaki akan dialirkan melalui Manifolding Station (MS); 3. Pembangunan fasilitas pemrosesan gas atau Gas Processing Facility (GPF) akan ditempatkan satu area dengan Block Station yang berada di dua lokasi yaitu di Donggi dan Matindok; 4. Pembangunan Kilang LNG dalam hal ini adalah Donggi-Senoro LNG (DSLNG) beserta fasilitas pendukung seperti perkantoran dan pelabuhan khusus akan ditempatkan di dua alternatif lokasi yaitu Uso, Kecamatan Batui atau Padang, Kecamatan Kintom. 5. Pemasangan pipa: a. Pemasangan pipa flow line berdiameter 4 s/d 6" di darat sepanjang sekitar 35 km dari sumur-sumur ke BS di masing-masing lapangan; b. Pemasangan pipa gathering line diameter 16 dan 18, sepanjang 40 km dari BS ke GPF kemudian diteruskan ke fasilitas bersama JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Senoro yang akan melewati beberapa desa di Kecamatan Toili Barat, Toili dan Batui. c. Pemasangan pipa trunk line penyaluran gas berdiameter 32" di darat sepanjang sekitar 23 km dari Fasilitas bersama JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Senoro ke Kilang LNG, yang terletak di Desa Uso Kecamatan Batui atau Desa Padang Kintom, yang akan melewati beberapa desa di Kecamatan Batui dan Kintom 6. Pengangkutan kondensat dengan mobil tangki Kondensat dari Block Station Donggi, Sukamaju dan Matindok ke Tangki Penampung Kondensat JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Bajo. 7. Pembebasan lahan untuk rencana kegiatan pemboran sumur, pemasangan pipa, pembangunan BS, GPF, Kilang LNG, pelabuhan dan pemasangan pipa darat seluruhnya sekitar 595 ha Manfaat Proyek 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 penguasaan teknologi produksi gas. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 3

4 Selain bermafaat 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 dan alternatif rencana pengelolaan dan pemantauan lingkungan yang akan dilakukan. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 4

5 Bab-2 RENCANA USAHA DAN/ATAU KEGIATAN 2.1. IDENTITAS PEMRAKARSA DAN PENYUSUN ANDAL Pemrakarsa A. Nama Perusahaan Nama Perusahaan : PT. PERTAMINA EP - Proyek Pengembangan Gas Matindok Alamat Kantor : Menara Standard Chartered Bank Lantai 21 Jl. Prof. DR Satrio Kav 164. Jakarta Selatan, 12950, Indonesia Telp./ Fax. : (021) / (021) B. Nama dan Alamat Penanggung Jawab Kegiatan Nama : M. Indra Kusuma Jabatan : General Manager Proyek Pengembangan Gas Matindok Alamat Kantor : Menara Standard Chartered Bank Lantai 21 Jl. Prof. DR Satrio Kav 164. Jakarta Selatan, 12950, Indonesia Telp./ Fax. : (021) / (021) Pemrakarsa kegiatan penyusunan AMDAL ini adalah PT Pertamina EP- PPGM. Rencana kegiatan ini dibagi berdasarkan konsep bisnis Hulu dan Hilir. Sebagai pelaksana kegiatan hulu seperti eksplorasi gas, pemboran sumur pengembangan, konstruksi dan operasi produksi GPF dan penyaluran gas melalui pipa menjadi tanggung jawab Bagian Hulu yang ditangani dan menjadi tanggung jawab sepenuhnya PT Pertamina EP. Sedangkan pelaksanaan kegiatan hilir seperti konstruksi pembangunan kompleks kilang LNG, pelabuhan khusus dan operasional LNG, pelabuhan khusus dan pemeliharaan fasilitas LNG menjadi tanggung jawab Bagian Hilir, yakni PT Donggi-Senoro LNG (PT DSLNG). RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 5

6 Identitas Penyusun AMDAL A. Nama dan Alamat Instansi Nama : Pusat Studi Lingkungan Hidup Universitas Gadjah Mada Alamat : Jl. Lingkungan Budaya, Sekip Utara Yogyakarta pplhugm@indosat.net.id Telp. : (0274) , Fax. : (0274) B. Penanggung Jawab Studi Nama : Dr. Eko Sugiharto Jabatan : Kepala Pusat Studi Lingkungan Hidup Universitas Gadjah Mada Alamat Jl. Lingkungan Budaya, Sekip Utara Yogyakarta pplhugm@indosat.net.id Telp. : ( ) , Fax. : ( ) C. Tim Pelaksana Studi AMDAL Tim pelaksana Studi AMDAL ini terdiri dari beberapa bagian, yaitu: ketua tim, koordinator bidang fisik kimia beserta beberapa orang anggota, koordinator bidang biologi dengan seorang anggota, koordinator bidang sosial ekonomi dan budaya dengan beberapa orang anggota, koordinator bidang kesehatan masyarakat dengan seorang anggota dan beberapa narasumber. Susunan tim penyusun AMDAL selengkapnya disajikan pada Tabel 2.1. Tabel 2.1. Susunan Tim Pelaksana Studi AMDAL Jabatan Nama Keahlian Sertifikat AMDAL Ketua Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc. Ahli Kepala, Lingkungan (S2, 10 tahun) A, B Koordinator Bidang Ahli Kepala, Geomorfologi Drs. Suprapto Dibyosaputro, M.Sc. Geofisik-Kimia (S2, 10 tahun) A, B Anggota Dr. rer. nat. Nurul Hidayat Aprilita, M.Si. Ahli Kimia (S3, 5 tahun) A Ir. Wahyu Widodo, M.T. Ahli Transportasi A,B Koordinator Bidang Ahli Kepala, Lingkungan Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc. Biologi (S2, 10 tahun) A, B Asisten Utiyati, S.Si. Asisten Biologi A, B Koordinator Bidang Ahli Kepala, Sos.Ek.Bud Drs. Dahlan H. Hasan, M.Si. Sos-Ek-Bud (S2, 10 tahun) A, B Anggota Supriadi, SH., M.Hum. Ahli Sos.Ek.Bud (S2) A, B Asisten Ir. Christina Lilies Sutarminingsih Asisten Sos.Ek.Bud. A, B Koordinator Bidang Ahli Kepala, Kes. Mas. Prof. Dr. Sugeng Yuwono Mardihusodo Kes. Mas. (Guru Besar) Asisten P. Sutrisno, S.Sos. Asisten Kes. Mas. A, B Pemetaan/GIS Ahsan Nurhadi, S.Si. Pemetaan/GIS A, B Nara Sumber Ir. Subaryono, MA., Ph.D. GIS (S3, 15 tahun) Dr. Ir. Subagyo Pramumidjojo Ir. Rahman Hidayat, M.Sc.,Ph.D. Geologi Kegempaan (S3, 15 tahun) Hidrooseanografi (S3, 10 tahun) RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 6

7 2.2 URAIAN RENCANA USAHA DAN/ATAU KEGIATAN Berikut ini secara keseluruhan diuraikan rencana kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok, baik kegiatan Bagian Hulu maupun kegiatan Bagian Hilir. A. Luas Tapak Proyek Termasuk Prasarana dan Sarana Lain No Prasarana Satuan Luas Lahan 1. Sumur pengembangan 17 4 Ha 68 Ha 2. Manifold Station (MS) 3 1 Ha 3 Ha 3. Block Station (BS) 3 10 Ha 30 Ha 4. Jalur pipa flow line 5 lokasi, lebar 8 m, panjang 35 km 5. Jaur pipa trunk line dari 2 BS LNG Plant Lebar 20 m, panjang 60 km 14 Ha 120 Ha 6. Kilang LNG (termasuk LNG Jetty & MOF) 1 unit 300 Ha 7. Pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudah ada untuk pemboran sumur-sumur pengembangan Luas total lahan yang diperlukan Lebar 6-8 m, panjang sekitar 15 km 60 Ha 595 Ha Lahan yang diperlukan untuk 17 alokasi sumur pengembangan adalah 68 ha, pembangunan fasilitas manifold station di 3 (tiga) lokasi adalah 3 x 1 ha per lokasi (3 ha); untuk pembangunan BS di tiga lokasi seluas 30 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 300 ha; dan sistem pemipaan gas 20 meter lebar x 60 km panjang pipa (120 ha). Lokasi yang perlu dipersiapkan sebelum pemboran sumur-sumur pengembangan adalah lokasi sumur dan jalan masuk lokasi (pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudah ada) dengan panjang kumulatif dari semua sumur ± 15 km dengan lebar 6 8 m (sekitar 60 ha). Jadi luas lahan yang diperlukan untuk tapak proyek sekitar 595 ha. Lahan yang dipergunakan akan menggunakan lahan milik masyarakat dan lainnya. Pelaksanaan pengadaan lahan secara ganti rugi 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 maupun pemboran work over, pembangunan Block Station (BS) dan membangun pipa transmisi gas (flowline dantrunkline), membangun Kilang LNG (DSLNG) berikut pelabuhan untuk membawa LNG ke luar Kabupaten Banggai. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 7

8 Cadangan gas (1P, 2P dan 3P) dari lapangan-lapangan gas di blok Matindok adalah sebagai berikut : Lapangan 1P 2P 3P Donggi Matindok Maleo Raja Minahaki Sukamaju Kapasitas produksi gas di Blok Matindok berdasarkan perhitungan cadangan gas yang ada diperkirakan akan sebesar ± 100 MMSCFD (gross), dengan kandungan kondensat ± 850 bopd dan air terproduksi maksimum sebesar ± 2500 bwpd. Umur produksi ± 20 tahun dengan kemampuan produksi plateau sebesar 100 MMSCFD selama 13 tahun yang didasarkan atas besarnya cadangan gas dan hasil kajian ekonomi. Gas yang diproduksi mengandung CO 2 ± 2,5%, kandungan Total Sulfur ± ppm dan kemungkinan adanya unsur lainnya. Fasilitas produksi gas yang akan dibangun terdiri dari Sumur Gas, Flowline, Manifolding Station, Gathering Line dan Block Station (BS) berikut Processing Facility (AGRU-SRU). Pipa transmisi dari BS menuju Kilang LNG direncanakan berukuran Ø 32 sepanjang ± 23 km dengan menggunakan jalur pipa JOB Pertamina Medco Tomori Sulawesi (yang sudah dilengkapi dengan Dokumen AMDAL tersendiri). C. Jadwal Kegiatan Kegiatan pengembangan dibagi kedalam beberapa tahapan, yaitu prakonstruksi, konstruksi, operasi dan pasca operasi. Tabel 2.2. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas Matindok Tahap Kegiatan Tahun Prakonstruksi *********** 2. Konstruksi *********** 3. Operasi a. Pemboran *********** *********** b. Operasi Produksi Gas *********** c. Operasi Produksi LNG *********** 4. Pasca Operasi ********** RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 8

9 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 Unit Pengering Gas, Gas Treating Unit, 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 Pelabuhan Khusus/pelabuhan. Bahan bakar minyak diperoleh dari sumber terdekat di sekitar lokasi proyek. 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 direncanakan menggunakan air tanah dalam. Kemungkinan lain operasional Kilang LNG akan menggunakan air sungai atau air laut yang telah di desalinasi terlebih dahulu. Lokasi rencana kegiatan PPGM disajikan pada Gambar 2.1. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 9

10 Gambar 2.1. Lokasi Rencana Kegiatan PPGM RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 10

11 E. Sosialisasi dan Konsultasi Publik 1) Sosialisasi Pengumumam rencana kegiatan telah dilakukan melalui media cetak, poster, radio siaran swasta setempat dan spanduk. 2) Konsultasi Publik Dalam rangka penyusunan Kerangka Acuan (KA) ANDAL, telah dilaksanakan konsultasi publik di 2 (dua) tempat, yaitu pada hari Selasa tanggal 22 Mei 2006 di Kecamatan Batui dan tanggal 23 Mei 2006 di Kecamatan Toili. Pertemuan konsultasi publik di Kecamatan Batui dilaksanakan untuk mendapatkan saran/masukan/tanggapan masyarakat yang bertempat tinggal di Desa Kintom dan Batui, sedangkan yang dilaksanakan di Kecamatan Toili untuk warga masyarakat di Desa Toili dan Toili Barat. Pertemuan ini dihadiri oleh delegasi PT. PERTAMINA-EP, wakil dari Kementrian KLH, dari Ditjen Migas, Pemerintah Kabupaten Banggai, Tim Penyusun Dokumen AMDAL dari PSLH UGM - PPLH UNTAD, serta masyarakat Kecamatan Batui, Toili dan Toili Barat di Kabupaten Banggai. Berdasarkan pengamatan dan evaluasi terhadap saran, pendapat dan tanggapan dari masyarakat, Pemerintah Daerah dan pihak-pihak terkait dengan rencana kegiatan pengembangan, terdapat beberapa masukan yang perlu menjadi perhatian sebagai berikut: Pembebasan lahan dan kompensasi tanaman tumbuh Ketenagakerjaan lokal Program pemberdayaan masyarakat Keberadaan terumbu karang di lepas pantai Keberadaan Suaka Margasatwa Bakiriang Semua saran, rekomendasi dan gagasan tersebut menjadi bahan pertimbangan/ masukan bagi Tim Studi dalam penyusunan Dokumen ANDAL, RKL dan RPL Pengembangan Lapangan Gas Matindok. 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 dan mempunyai potensi hidrokarbon di batuan karbonat Formasi Tomori dan Formasi Minahaki. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 11

12 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 terletak di onshore. Cadangan gas (terambil) yang telah disertifikasi dari kelima struktur tersebut diperkirakan mencapai 699 BSCF gas (P1) dimana cadangan sebesar BCF akan disalurkan ke LNG Plant dan cadangan sebesar BCF dari lapangan Sukamaju yang akan dikembangkan apabila ijin dari Menteri Kehutanan mengenai alih fungsi sudah dikeluarkan. Gas hasil produksi sumur Sukamaju direncakan untuk memasok gas ke Pembangkit Listrik IPP Banggai. Berdasarkan analisa Geologi, Geofisika dan Reservoir (GGR) dari kelima struktur tersebut direncanakan untuk melakukan pemboran 17 sumur pengembangan, dengan kemungkinan ada sumur yang kering. Jenis kegiatan pekerjaan sumur meliputi pemboran sumur pengembangan (17 sumur), work over/kerja ulang (4 sumur), stimulasi, perawatan sumur, dan penutupan sumur. Pelaksanaan pemboran pengembangan di lima lapangan yang ada di PPGM yaitu masing-masing di lapangan Donggi, Minahaki, Sukamaju, Matindok dan Maleoraja mempunyai kedalaman yang berbeda. Target reservoir produksi adalah lapisan Minahaki atas atau biasa disebut lapisan Mio Carbonat, adalah reservoir gas dibatuan karbonat. 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. 4. Pengelolaan serbuk bor dan lumpur bor bekas Serbuk bor (cutting) hasil pemboran dialirkan ke permukaan dan disaring melalui alat pemisah padatan (shale shaker) yang akan memisahkan serbuk bor dari lumpur bor. Serbuk bor dan lumpur bor bekas ditampung dalam mud pit yang mempunyai kapasitas tampung lebih besar daripada jumlah limbah yang dihasilkan. Konstruksi mud pit dibangun dengan cara penggalian dan pemadatan secara mekanis, diantara mud pit satu dengan yang lain terdapat fasiltas penyaring yang terdiri dari Bak Oil Catcher, Bak Koagulasi dan Water Disposal. G. Sistem Pemipaan Gas Jalur pipa Hasil produksi gas dari tiap-tiap sumur dialirkan melalui pipa produksi (flowline) dengan diameter yang sesuai, sebagian besar menggunakan pipa berdiameter 4 inch dan ada sebagian yang menggunakan pipa berdiameter 6 inch. Pipa flowline dimaksud dirancang menggunakan material baja carbon yang didalamnya dilapisi Stainless-Steel agar tahan terhadap gas H2S untuk menuju Blok Station (BS). Lebar lahan yang akan digunakan untuk pipa produksi tersebut sekitar 8 meter dengan panjang kumulatif ± 35 km untuk 21 sumur. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 12

13 Disain Pipa Material yang digunakan untuk flowline mengikuti NACE MR175 (Metals for Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking Resistence in Sour Oilfield Environments). Material yang dipilih adalah material tahan korosi (316 SS lined steel pipe untuk temperatur < 140 o F dan Alloy 825 lined steel pipe untuk temparatur > 140 o F). Disain pipa dan pemasangan pipa akan mengacu pada beberapa standard nasional (Departemen Pertambangan dan Energi tentang Insatalasi Minyak dan Gas Bumi No. 01/P/M/Pertamb/1980; Kep.Men PE No. 300.K/38/M.PE/1997 dan Peraturan Ditjen MIGAS: Standar 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). Material pipa penyalur (flowline) menggunakan clading pipe CRA, dan isolasinya berupa Wrapping Insulation. Untuk material Pipeline (Trunkline) menggunakan Carbonsteel API 5L, dan isolasinya berupa Manufacture Insulation. 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 3 Stasion Pengumpul (Gathering station/block Station) yang terletak di masing-masing lapangan (Donggi, Matindok, dan Sukamaju). Sedangkan di lapangan Matindok, Maleoraja dan Minahaki, hanya ada fasilitas Manifold Station (MS). Di dalam BS terdapat Unit separasi, 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 sistem pengumpulan (gathering system) dan sistem separasi gas bumi yang terdiri dari separator dan tangki kondensat. Unit dehidrasi diperlukan untuk mengurangi kandungan air dalam gas bumi agar tercapai spesifikasi gas pipeline yaitu maksimum 7 lb/mmscf. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 13

14 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. 2. 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 fasilitas JOB di Desa Bajo dengan menggunakan road tank atau mobil tangki. 3. Kompresor Kompresor yang akan dipergunakan untuk menjaga tekanan keluar dari Block station tetap sebesar 900 psig. Kompresor ini dipasang di block station. 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. 4. Unit pengolah air Unit pengolah air atau Unit Effluent Treatment atau Instalasi Pengolah Air Limbah (IPAL) dipakai untuk mengolah limbah cair yang berasal dari separator dan lain-lain. I. Unit Proses atau GPF (Gas Processing Facility) Di lokasi BS terdapat unit proses atau GPF yang meliputi AGRU, SRU, dehydration unit, dew point control. 1. Unit Penghilangan CO 2 /H 2 S (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 Diethanol Amine) dalam Unit Penghilangan CO 2 /H 2 S (Acid Gas Removal Unit = AGRU). Prinsip kerja unit tersebut adalah penyerapan gas CO 2 dan H 2 S di dalam RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 14

15 absorber dan melepaskannya lagi di dalam menara stripper atau column, sehingga diperoleh sweet gas dengan kandungan CO 2 dan H 2 S yang rendah. Gas dari Block Station dialirkan melalui pipa ke Acid Gas Removal Unit yang terletak di BS di Donggi dan Matindok. 2. 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. 3. Dehydration Unit (DHU) Setelah gas keluar dari unit proses, gas tersebut selanjutnya dialirkan ke Dehydration Unit. Dehydration unit 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. 4. Dew Point Control Unit (DCU) Setelah gas keluar dari unit dehidrasi, gas masuk ke unit Dew Point Control yaitu unit untuk menjaga suhu embun dari hydrocarbon mencapai maksimum 75 o F pada tekanan 750 psig. Guna unit ini adalah untuk menjaga agar cairan tidak timbul selama pengiriman gas akibat turunnya temperatur udara. Prosesnya didasarkan pada JT valve expansion dan pendinginan dengan cara recompression. Proses cara lain dengan menggunakan sistem propane refrigeration juga akan dipertimbangkan pada rekayasa (engineering) front end engineering design (FEED) tahap berikutnya. J. Sistem Keselamatan Pengiriman Gas dan Kondensat Pada waktu pengiriman gas sepenuhnya telah berjalan, sistim operasi tersebut dilengkapi dengan SCADA yang dapat memantau serta melakukan tindakan pengamanan terhadap seluruh kegiatan operasi, termasuk apabila terjadi gangguan operasi lainnya. Apabila terjadi gangguan operasi apapun bentuknya SCADA secara otomatis akan melakukan tindak lanjut sesuai dengan program yang telah dibuat. Tindak lanjutnya bisa langsung menutup aliran gas ke lokasi tertentu (automatic shutdown valve), memberikan tanda bahaya sampai mematikan operasi unit-unit peralatan baik semuanya maupun sebagian, tergantung dari gangguan operasi yang terjadi. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 15

16 K. Kilang LNG Gas yang telah diproses di BS di Donggi dan Matindok serta Senoro yang kandungannya sesuai dengan standar gas yang akan dipasarkan dikirim ke Kilang LNG. Pengiriman gas dari Junction antara pipa dari BS Donggi dan Matindok dilakukan dengan pipa 32 ke Kilang LNG di Batui atau Kintom; atau menggunakan pipa 18 apabila tidak menyatu dengan gas yang mengalir dari Senoro. Secara garis besar fasilitas di kilang LNG akan terdiri dari unit proses, fasilitas offsite, unit utilitas, unit pengolah limbah, unit pelabuhan dan infrastruktur. Diagram alir Kilang LNG Donggi-Senoro disederhanakan seperti pada gambar terlampir. 1. Unit Proses Unit Proses terdiri dari Fasilitas Penerimaan Gas, Fasilitas Pemurnian Gas dan Fasilitas Pencairan Gas. a. Fasilitas Penerima Gas Kapasitas design dari fasilitas ini direncanakan sebesar minimum 335 MMSCFD yang terdiri dari knock out drum, separator dan metering. Dari fasilitas ini gas akan dialirkan ke fasilitas pemurnian gas. Kondensat yang terkumpul dari unit ini akan ditampung sementara dalam tanki kondensat berukuran 100 bbls sebelum diangkut ke Blok Senoro untuk distabilkan ke unit stabilisasi kondensat dari Fasilitas Pencairan Gas Bumi. b. Fasilitas Pemurnian Gas Kilang LNG dapat dipastikan akan terdiri dari dua bagian umum: bagian pemurnian gas dan bagian pencairan/liquefaction gas. Bagian pemurnian gas diringkaskan di bawah dan bagian pencairan gas dalam bagian berikutnya. Bagian pemurnian meliputi Unit Pengeringan dan Unit Pembuangan Merkuri (MRU). Pemurnian gas diperlukan untuk menghindari masalah karat dan pembekuan dalam Unit Liquefaction. c. Fasilitas Pencairan Gas Alam Tujuan utama dari fasilitias pencairan gas 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 dan Unit Pemecahan (fractionation). 2. Fasilitas Offsite Fasilitas offsite terdiri dari sistem-sistem berikut: a. Sistem Penyimpanan dan Pemuatan LNG b. Sistem Pemasukan dan Penyimpanan Bahan Pendingin (refrigerant) c. Sistem Pembakaran Gas Buangan d. Sistem Pengolahan dan Pembuangan Limbah RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 16

17 3. Fasilitas Kebutuhan Utilitas Semua utility yang diperlukan untuk menunjang kegiatan kilang akan disediakan sesuai dengan kebutuhan. Kilang LNG akan ditunjang oleh seperangkat sistem utilitas yang terdiri dari antara lain: a. Sistem Pembangkit Tenaga Listrik b. Sistem Bahan Bakar c. Sistem Udara Bertekanan Kilang dan Peralatan d. Sistem Nitrogen e. Sistem Suplai Air f. Sistem Pencegahan Kebakaran 4. Fasilitas Pelabuhan Khusus (LNG Jetty dan MOF) Kegiatan pelabuhan laut khusus ini hanya terdiri dari jembatan (trestles), Pelabuhan Khusus utama (jetty head) dan fasilitas-fasilitas tambatan kapal. Pelabuhan khusus LNG Donggi Senoro terdiri dari Pelabuhan Khusus muat LNG dan Pelabuhan Khusus material off loading (MOF). Pelabuhan khusus LNG Donggi Senoro terletak di Desa Uso Kecamatan Batui atau Desa Padang Kecamatan Kintom Kabupaten Banggai Provinsi Sulawesi Tengah. Lokasi Pelabuhan khusus LNG ditetapkan berdasarkan pertimbangan teknis dan ekonomis sebagai berikut: a. Kedalaman laut cukup untuk tanker LNG (15 meter di bawah permukaan surut terendah). b. Jarak dari lokasi Pelabuhan Khusus ke pantai merupakan jarak terdekat, sehingga biaya konstruksi jembatan ke Pelabuhan Khusus lebih murah. c. Berdasarkan studi, sedimentasi yang terjadi di sekitar Pelabuhan Khusus cukup rendah sehingga tidak memerlukan pengerukan kolam pelabuhan selama operasi. d. Jarak Pelabuhan Khusus LNG ke kilang LNG merupakan jarak terdekat, sehingga biaya pemipaan untuk LNG dan utilitas lebih murah. 5. Infrastruktur Kilang a. Infrastruktur In-Plant Fasilitas infrastruktur in-plant adalah yang bukan merupakan bagian dari sistem pengolahan inti, offsites ataupun utility. Fasilitas infrastruktur in-plant terutama terdiri dari bangunan-bangunan, barak-barak serta pagar. b. Infrastruktur Umum Infrastruktur umum meliputi semua fasilitas yang diperlukan untuk menunjang personil dibutuhkan untuk operasi dan perawatan BS dan Kilang LNG. Infrastruktur umum adalah fasilitas-fasilitas yang terdapat di luar kilang. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 17

18 2.3. RENCANA KEGIATAN YANG DIDUGA AKAN MENIMBULKAN DAMPAK Kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok PPGM ini terdapat dua kegiatan yang terpisahkan yaitu kegiatan Bagian Hulu dan kegiatan Bagian Hilir. Kegiatan bagian hulu mencakup kegiatan-kegiatan eksplorasi dan eksploitasi gas sampai batas pada kegiatan pemasangan pipa penyalur gas ke Kilang Gas (LNG), sedangkan kegiatan bagian hilir meliputi kegiatan pembangunan dan operasional kilang gas LNG, Pelabuhan Khusus dan sarana serta prasarana pendukungnya. Masing-masing tahapan rencana kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok bagian hulu dan kegiatan bagian hilir diuraikan sebagai berikut Kegiatan Bagian Hulu A. Tahap Prakonstruksi 1. Pembebasan Lahan dan Tanam Tumbuh Pada lokasi untuk sumur pengembangan, pemasangan pipa dan unit produksi akan dilakukan pembebasan lahan dan tanam tumbuh. Luas lahan yang akan dibebaskan sekitar 295 Ha dengan perincian: 17 lokasi sumur pemboran ± 68 Ha, MS & BS/GPF ± 33 Ha, jalur pipa flow line ± 14 Ha, jalur pipa trunk line ± 120 Ha dan untuk pembuatan atau peningkatan jalan baru ± 60 Ha. Lahan yang akan digunakan diusahakan bukan lahan pemukiman. Proses pembebasan lahan dan pemberian kompensasi tanam tumbuh akan dilaksanakan melalui panitia sembilan. 2. Penerimaan Tenaga Kerja Pelaksanaan rekrutmen tenaga kerja sesuai dengan ketentuan peraturan perundangundangan yang berlaku. Tenaga kerja untuk pemboran sumur pengembangan diperkirakan ± 118 pekerja dengan berbagai macam keahlian (skill), dengan perincian tenaga skill akan membutuhkan tenaga sebanyak ±108 orang dan tenaga nonskill sebanyak ± 10 orang. B. Tahap Konstruksi 1. Mobilisasi dan Demobilisasi Peralatan, Material dan Tanaga Kerja Kegiatan mobilisasi dan demobilisasi peralatan berat dan material dilaksanakan dengan kendaraan berbadan besar akan menimbulkan dampak peningkatan kebisingan, kadar debu ke lingkungan sekitar, gangguan kelancaran lalulintas setempat dan aktivitas penduduk. 2. Pembukaan dan Pematangan Lahan a) Penebangan dan pembersihan pohon dan semak belukar pada lokasi tapak proyek b) Perataan dan penimbunan dilakukan untuk pematangan lahan yang akan digunakan sebagai lokasi tapak sumur, perpipaan dan fasilitas produksi. c) Pada ROW yang memotong drainase alami dan/atau sungai, akan dipasang goronggorong dan jembatan agar tidak menghambat pola aliran air. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 18

19 3. Kegiatan Konstruksi Block Station (BS) dan Fasilitas Produksi Gas GPF a) Pembangunan fondasi struktur dan perlengkapan untuk fasilitas produksi dan persiapan pemboran b) Pendirian bangunan-bangunan dan pemasangan peralatan c) Pekerjaan Piping System d) Pekerjaan electrical dan peralatan (instrument) 4. Pemasangan Pipa Penyalur Gas Alternatif pemasangan jalur pipa gas (trunkline) dari Block Stasion Donggi ke LNG Plant akan dibuat tiga jalur alternatif berikut ini. a) Jalur alternatif 1 yaitu pemasangan pipa gas dari BS Donggi melintasi SM Bakiriang berdampingan jalan provinsi, penggelaran pipa ditanam sedalam 2 meter kemudian ditimbun kembali. b) Jalur alternatif 2 yaitu pemasangan pipa gas melintasi SM Bakiriang dilakukan dengan sistem pemboran horizontal atau Horizontal Directional Drilling (HDD). c) Jalur alternatif 3 yaitu pemasangan pipa gas dari BS Donggi akan dilakukan melalui dasar laut pantai SM Bakiriang sepanjang sekitar 4 km. 5. Pengelepasan Tenaga Kerja Pada akhir masa konstruksi, tenaga kerja dilepaskan secara berangsur-angsur sampai dengan berakhirnya kontrak kerja di unit kerja masing-masing. Pelaksanaan penglepasan tenaga kerja sesuai dengan peraturan ketenagakerjaan yang berlaku. C. Tahap Operasi 1. Penerimaan Tenaga Kerja Tenaga kerja untuk operasional produksi gas cukup besar, sebagian merupakan tenaga ahli dengan skill yang cukup tinggi sampai sangat tinggi, dan sebagian lainnya bukan tenaga ahli. Jumlah tenaga kerja untuk operasional masing-masing unit BS/GPF sekitar 26 orang dan tenaga kerja untuk penyaluran gas, pengangkutan kondensat dan sulfut sekitar 28 orang. 2. Pemboran Sumur Pengembangan Sumur-sumur pengembangan di Donggi, Minahaki, Matindok, Sukamaju, dan Maleoraja dibor dengan menggunakan land-rig yang kapasitasnya sesuai dengan kedalaman yang akan dicapai. Peralatan pemboran telah dilengkapi dengan pencegahan semburan liar (blow out preventer), Standard Operation Procedure (SOP), dan penanggulangan keadaan darurat (emergency respon plan). Peralatan berat yang telah selesai digunakan kemudian dimobilisasi dan didemobilisasi dengan kendaraan berat. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 19

20 3. Operasi Produksi di Fasilitas Produksi Gas Seluruh produksi dari sumur-sumur gas dialirkan ke fasilitas produksi gas berupa Block Station, setelah melalui Header Manifold, gas akan masuk ke dalam separator. Dari BS, gas yang sudah mengalami pemisahan pada tahap awal akan dialirkan ke CO 2 and H 2 S removal plant atau AGRU (Acid Gas Removal Unit) dan SRU (Sulfur Recovery Unit) masing-masing untuk menurunkan kadar CO 2 dan H 2 S, selanjutnya gas dikeringkan di Unit TEG dehydratiion (DHU) dan kelembabannya di kontrol menggunakan DEW Point Control (DCU). Gas yang telah memenuhi standar gas sale diukur melalui fasilitas metering dan dialirkan melalui pipa ke Kilang LNG. 4. Penyaluran Gas Melalui Pipa ke LNG Plant a. Alternatif 1 Pipa gas dari BS ke LNG Plant dibangun oleh Pertamina (PPGM). Pipa 16 dari BS Donggi bergabung dengan pipa 16 dari BS Matindok di junction yang terletak di Desa Nonong. Selanjutnya gas dikirim ke LNG Plant dengan pipa 18. b. Alternatif 2 Pipa dari BS ke LNG Plant digabung dengan pipa yang dibangun oleh MEDCO Tomori. Pip 16 dari BS Donggi bergabung di junction MEDCO di Desa Sinorang. Selanjutnya gas dikirim dengan pipa 32 ke LNG Plant. Pipa 16 dari BS Matindok bergabung dengan pipa 32 (trunkline) MEDCO di junction di Desa Nonong. Produksi gas yang dikirim rata-rata 300 MMSCFD. Pada inlet pipa, terdapat custudy meter untuk mengetahui jumlah gas yang dikirim. 5. Pengangkutan Kondesat dan Sulfur dengan Transportasi Darat Kegiatan pengangkutan kondensat dan sulfur melalui jalan darat dari fasilitas produksi gas dilakukan dengan menggunakan mobil tanki ke lokasi Tangki Penampung Kondensat dan sulfur milik JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Bajo, Sinorang. 6. Pemeliharaan Fasilitas Produksi Kegiatan pemeliharaan di fasilitas produksi gas antara lain: perawatan terhadap kompresor, generator, pompa, tangki timbun kondensat, tangki timbunan sulfur, sumur produksi dan pipa. Kegiatan pemeliharaan tersebut bertujuan untuk pembersihan kotoran, perbaikan dan atau penggantian. D. Tahap Pasca Operasi 1. Penutupan Sumur Penutupan operasi sumur dilakukan dengan sumbat semen dan bridge plug dipasang sesuai dengan ketentuan dan dilakukan uji tekanan. Laporan peninggalan sumur disampaikan ke BPMIGAS dan Ditjen MIGAS. RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 20