Bab-2 RENCANA USAHA DAN/ATAU KEGIATAN

Bab-2 RENCANA USAHA DAN/ATAU KEGIATAN 2.1. IDENTITAS PEMRAKARSA DAN PENYUSUN ANDAL 2.1.1. 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) 57893688/ (021) 57946223 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) 57893688/ (021) 57946223 II-1

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). 2.1.2. Identitas Penyusun AMDAL A. Nama dan Alamat Instansi Nama : Pusat Studi Lingkungan Hidup Universitas Gadjah Mada Alamat : Jl. Lingkungan Budaya, Sekip Utara Yogyakarta 55281 E-mail : pplhugm@indosat.net.id Telp. : (0274) 565722, 902410 Fax. : (0274) 565722 B. Penanggung Jawab Studi Nama : Dr. Eko Sugiharto Jabatan : Kepala Pusat Studi Lingkungan Hidup Universitas Gadjah Mada Alamat Jl. Lingkungan Budaya, Sekip Utara Yogyakarta 55281 E-mail : pplhugm@indosat.net.id Telp. : (062-274) 565-722, 902-410 Fax. : (062-274) 565-722 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. II-2

Tabel 2.1. Susunan Tim Pelaksana Studi AMDAL Jabatan Nama Keahlian Sertifikat AMDAL Ketua Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc. Koordinator Bidang Ahli Drs. Suprapto Dibyosaputro, M.Sc. Geofisik-Kimia Ahli Kepala, Lingkungan (S2, 10 tahun) Kepala, Geomorfologi (S2, 10 tahun) A, B 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 Drs. Bambang Agus Suripto, M.Sc. Biologi Kepala, Lingkungan (S2, 10 tahun) A, B Asisten Utiyati, S.Si. Asisten Biologi A, B Koordinator Bidang Ahli Drs. Dahlan H. Hasan, M.Si. Sos-Ek-Bud Kepala, 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 Prof. Dr. Sugeng Yuwono Mardihusodo Kes. Mas. Kepala, 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) II-3

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 lokasi, @ 4 Ha 68 Ha 2. Manifold Station (MS) 3 lokasi, @ 1 Ha 3 Ha 3. Block Station (BS) 3 lokasi, @ 10 Ha 30 Ha 4. Jalur pipa flow line 5 lokasi, lebar 8 m, panjang 35 km 14 Ha 5. Jaur pipa trunk line dari 2 BS LNG Plant Lebar 20 m, panjang 60 km 120 Ha 6. Kilang LNG (termasuk LNG Jetty dan MOF) 7. Pembuatan jalan baru dan peningkatan jalan yang sudah ada untuk pemboran sumur-sumur pengembangan Luas total lahan yang diperlukan 1 unit 300 Ha 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. II-4

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. Cadangan gas (1P, 2P dan 3P) dari lapangan-lapangan gas di blok Matindok adalah sebagai berikut : Lapangan 1P 2P 3P Donggi 332.76 518.45 718.83 Matindok 135.51 364.47 470.64 Maleo Raja 117.54 148.71 181.54 Minahaki 80.45 128.38 195.74 Sukamaju 32.65 48.73 80.33 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 ± 3.000 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). Komposisi gas yang terkandung dalam pipa antara Sumur s/d Block Station maupun dari Block Station sampai dengan Kilang LNG adalah sebagai berikut. II-5

Tabel 2.2. Komposisi Gas Komposisi Gas Unit Donggi Matindok Spesifikasi 1. Dari sumur s/d Block Station Hydrogen Sulphide H 2 S % mole 0.13910 0.38400 Alkyl Mercaptan RSH % mole 0.00200 0.00200 Carbonyl Sulphide COS % mole 0.00010 0.00020 Nitrogen N 2 % mole 1.14213 2.23043 Carbon Dioxide CO 2 % mole 3.18000 3.03000 Methane CH 4 % mole 91.22078 80.97919 Ethane C 2 H 6 % mole 1.51580 6.49778 Propane C 3 H 8 % mole 1.20215 3.06306 Iso-Butane i-c 4 H 10 % mole 0.34065 0.72750 Normal-Butane n-c 4 H 10 % mole 0.33898 0.94917 Iso-Pentane i-c 5 H 12 % mole 0.18483 0.65306 Normal-Pentane n-c 5 H 12 % mole 0.10870 0.39829 Hexane C 6 H 14 % mole 0.08113 0.34852 Heptane plus C 7 H 16 % mole 0.54367 0.73681 Mercury Hg % mole Total % mole 100.000 100.000 2. Dari Block Station s/d Kilang LNG Nitrogen N 2 % mole 1.18130 2.30920 Methane CH 4 % mole 94.34943 83.83896 Ethane C 2 H 6 % mole 1.56779 6.72725 Propane C 3 H 8 % mole 1.24338 3.17123 Iso-Butane i-c 4 H 10 % mole 0.35233 0.75319 Normal-Butane n-c 4 H 10 % mole 0.35060 0.98269 Iso-Pentane i-c 5 H 12 % mole 0.19116 0.67612 Normal-Pentane n-c 5 H 12 % mole 0.11243 0.41235 Hexane C 6 H 14 % mole 0.08391 0.36083 Heptane plus C 7 H 16 % mole 0.56232 0.76283 CO 2 75 ppmv max H 2 S 3.5 ppmv max Total Sulfur 17 ppmv max Water content H 2 O 10 lb/mmscf max II-6

Gas Deliverability (Base on Block Station Capacity) 60 MINAHAKI 50 DONGGI Gas Rate (MMSCF/day) 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Year Gambar 2.1. Kemampuan Produksi Lapangan Minahaki dan Donggi Gas Deliverability (Base on Block Station Capacity) 35 MALEORAJA 30 MATINDOK 25 Gas Rate (MMSCF/day) 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Year Gambar 2.2. Kemampuan Produksi Lapangan Maleoraja dan Matindok II-7

Sedangkan komposisi gas dan kemampuan produksi khusus lapangan Sukamaju yang akan diperuntukkan ke IPP Banggai adalah sebagai berikut : Tabel 2.3. Komposisi Gas Lapangan Sukamaju Typical Gas Composition Of Production Facilities Battery Limit Unit Sukamaju Hydrogen Sulphide H 2 S % mole 0.1998 Alkyl Mercaptan RSH % mole 0.0010 Carbonyl Sulphide COS % mole 0.0004 Nitrogen N 2 % mole 2.9764 Carbon Dioxide CO 2 % mole 0.3096 Methane CH 4 % mole 85.9307 Ethane C 2 H 6 % mole 4.8391 Propane C 3 H 8 % mole 2.1274 Iso-Butane i-c 4 H 10 % mole 0.6192 Normal-Butane n-c 4 H 10 % mole 0.9488 Iso-Pentane i-c 5 H 12 % mole 0.3895 Normal-Pentane n-c 5 H 12 % mole 0.2797 Hexane C 6 H 14 % mole 0.2896 Heptane plus C 7 H 16 % mole 1.0887 Mercury Hg % mole Total % mole 100.0000 Pressure (Bottom Hole) Psia % mole 2800 Temperature (Bottom Hole) Deg. F % mole 250 Sukamaju Performance Prediction 7 SUKAMAJU 6 5 Gas Rate, MMSCFD 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Year Gambar 2.3. Kemampuan Produksi Lapangan Sukamaju II-8

C. Jadwal Kegiatan Kegiatan pengembangan dibagi kedalam beberapa tahapan, yaitu prakonstruksi, konstruksi, operasi dan pasca operasi. Tabel 2.4. Umur Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas Matindok Tahap Kegiatan Tahun 2008 2009 2012 2013 2035 1. Prakonstruksi *********** 2. Konstruksi *********** 3. Operasi a. Pemboran *********** *********** b. Operasi Produksi Gas *********** c. Operasi Produksi LNG *********** 4. Pasca Operasi ********** Secara lebih rinci jadwal pengembangan lapangan gas Matindok dapat dilihat pada Tabel 2.5, Tabel 2.6 dan Tabel 2.7. Kilang LNG yang akan dibangun direncanakan 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 (mllion standard cubic feet per day, disingkat MMSCFD) yang berasal dari Blok Matindok sebesar 95 MMSCFD dan dari Blok Senoro sebesar 250 MMSCFD. Selain itu, juga akan dihasilkan kondensat maksimum sampai 2.500 barel kondensat per hari. Kilang LNG diperkirakan akan beroperasi selama 20 tahun. Apabila gas dari Block Matindok habis kemungkinan masih akan menerima gas-gas yang akan dikembangkan kemudian dari lapangan-lapangan baru baik dari blok JOB Senoro maupun dari Block Matindok. Pembangunan proyek yang meliputi pembangunan Block Station 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 5 lokasi sumber gas dari 4 (empat) sumur yang sudah ada dengan penambahan sumur gas baru sebanyak 17 sumur, sehingga total sumur produksi adalah 21 sumur yang akan diproduksikan selama 15 tahun periode operasi. Jadwal kegiatan konstruksi direncanakan akan dimulai awal tahun 2009. Rencana kegiatan ini dilakukan secara bertahap, dimana secara garis besar, dasar perencanaan fasilitas produksi diringkaskan seperti disajikan pada Gambar 2.4, Gambar 2.5 dan Gambar 2.6. II-9

Tabel 2.5. Jadwal Rencana Kegiatan Proyek Pengembangan Gas Matindok, Senoro dan LNG Plant II-10

Tabel 2.6. Jadwal Rencana Kegiatan Pengembangan Sukamaju dan IPP Banggai II-11

Tabel 2.7. Jadwal Rencana Operasional Pengembangan Lapangan Matindok LNG Plant dan Sukamaju dan IPP Banggai Tabel 2.6. Jadwal Rencana Kegiatan Pengembangan Lapangan Sukamaju dan IPP Banggai File di Bu Rita II-12

STRUKTUR MALEORAJA STRUKTUR MATINDOK 1,7 KM 5,6 KM STRUKTUR DONGGI 34,9 KM MTD Junction 26,5KM BATUI Gambar 2.4. Diagram Blok Rencana Pengembangan Tahap 1 II-13

STRUKTUR MALEORAJA STRUKTUR SUKAMAJU STRUKTUR SUKAMAJU STRUKTUR MATINDOK 1,7 KM 5,6 KM STRUKTUR DONGGI 11,9 KM 11,4 KM 11,6 KM MTD Junction 26,5KM BATUI Gambar 2.5. Skema Rencana Pengembangan Tahap 2 II-14

Compressor TEG BS MALEORAJA Compressor BS MINAHAKI Separation Unit Condensate Tank BS SUKAMAJU 8 X 3900 m Separation Unit Compressor TEG Condensate Tank BS MATINDOK 8 X 5600 m 12 x 1700 m MLR Junction TEG Separation Unit Condensate Tank BS DONGGI 14 x 11900 m MHK Junction 14 x 11400 m 14 x 11600 m 18 x 26500 m SJU Junction Operating Standby Booster BATUI Gambar 2.6. Diagram Alir Pengembangan Blok Matindok II-15

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 20.000 m 3 dan kebutuhan air untuk operasi setiap unit BS sekitar 25 m 3 /hari. Kebutuhan air tawar untuk konstruksi tersebut di atas, akan diambil dari air sungai atau genangan air tawar terdekat. Kebutuhan air untuk operasional Kilang LNG plant memerlukan air sebesar 75 m 3 /hari. Untuk keperluan operasional tersebut 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 2.7. II-16

Gambar 2.7. Lokasi Rencana Kegiatan PPGM II-17

E. Sosialisasi dan Konsultasi Publik 1) Sosialisasi Pengumumam rencana kegiatan telah dilakukan melalui media cetak, poster, radio siaran swasta setempat dan spanduk. Contoh pengumuman di media massa lokal dan nasional, poster dan spanduk disampaikan pada Lampiran 1. 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 II-18

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 2.8, 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 pengeboran sumur di Blok Matindok, dimana 9 sumur berhasil menemukan gas di lima struktur (Donggi, Matindok, Maleoraja, Sukamaju dan Minahaki) dan 3 sumur kering. Pemboran sumur masih mungkin dilakukan di Blok Matindok ini, karena berdasarkan analisa Geologi dan Geofisika masih terdapat beberapa prospek dan lead yang kemungkinan mempunyai potensi kandungan hidrokarbon. Gambar 2.8. Stratigrafi Regional Cekungan Banggai Sula, Lengan Timur Sulawesi II-19

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 666.26 BCF akan disalurkan ke LNG Plant dan cadangan sebesar 32.65 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. Perencanaan Sumur Pengembangan Jumlah sumur yang direncanakan untuk diproduksikan dari 5 lapangan (Matindok, Maleoraja, Minahaki, Donggi dan Sukamaju) sebanyak 21 sumur, terdiri atas 4 sumur eksisting (ex-eksplorasi) dan 17 sumur pengembangan baru. Sumur2 pengembangan yang direncanakan untuk kelima lapangan tersebut akan dibor dengan lubang 26, 17-1/2, 12-1/4 dan 8-1/2 yang masing2 akan dipasang selubung 20, 13 3/8, 9 5/8 dan disemen dari dasar sampai permukaan, kecuali selubung 7 yang akan digantung dengan liner hanger pada selubung 9 5/8. Trayek lubang 12 ¼ dilakukan sampai menembus 1 2 meter lapisan produksi (top Minahaki) yang kemudian selubung 9 5/8 dengan shoe dipasang ± 10 meter diatas top Minahaki. Kedalaman akhir sumur diperkirakan pada kedalaman 30-50 m di bawah GWC (Gas Water Contact). II-20

a. Sumur Pengembangan Donggi Berdasarkan hasil analisa dan evaluasi GGR, pada struktur Donggi dapat diproduksikan gas dari 8 titik serap yang terdiri atas 4 titik serap eksisting (hasil eksplorasi) dan 4 titik pengembangan. Titik-titik serap tersebut adalah: 4 sumur existing (DNG-1, DNG-2, DNG-3, DNG-5), 4 sumur pengembangan (DNG-AA/6 & DNG-BB/7 akan dibor miring dari cluster di DNG-1, DNG-CC/8 & DNG-DD/9 akan dibor miring dari cluster di DNG-2). Posisi sumur-sumur pengembangan dapat dilihat pada tabel berikut. Tabel 2.8. Koordinat Sumur Eksisting dan Pengembangan Lapangan Donggi Sumur Koordinat X Y Keterangan DNG-1 418.159 9.829.801 Existing DNG-2 415.619 9.830.409 Existing DNG-3 417.457 9.827.744 Existing DNG-5 417.194 9.829.436 Existing DNG-AA/6 418.503 9.830.742 Development DNG-BB/7 415.604 9.831.270 Development DNG-CC/8 418.103 9.829.153 Development DNG-DD/9 413.204 9.830.870 Development Skematis rencana casing setting dan desain lumpur pada sumur-sumur pengembangan di Lapangan Donggi adalah sebagai berikut. Tabel 2.9. Skematis Rencana Casing Setting dan Design Lumpur Pada Sumur-Sumur Lapangan Donggi Sumur Selubung Kedalaman (TVD SS) Mud Type Mud Weight DNG-AA/6 DNG-BB/7 DNG-CC/8 DNG-DD/9 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 0-60 m 0-700 m 0-1622 m 1572-1770 m 0-60 m 0-760 m 0-1608 m 1558-1770 m 0-60 m 0-460 m 0-1607 m 1557-1770 m 0-60 m 0-420 m 0-1596 m 1546-1770 m PHB PHB PHB PHB 1.05 1.06-1.08 1.08-1.15 1.15 1.05 1.06-1.08 1.08-1.15 1.15 1.03 1.08-1.16 1.16-1.35 1.17 1.03 1.08-1.16 1.16-1.35 1.17 II-21

Gambaran secara visual tentang konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan di Lapangan Donggi disajikan pada gambar berikut. Gambar 2.9. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan di Lapangan Donggi b. Sumur Pengembangan Matindok Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Matindok dapat diproduksikan gas dari 4 titik serap yang kesemuanya merupakan sumur pengembangan. Titik-titik serap tersebut adalah: MTD-BB/2, MTD-1S/3 & MTD-AA/4 akan dibor miring dari cluster sumur MTD-2, dan MTD-CC/5. Posisi sumur-sumur pengembangan dapat dilihat pada tabel berikut. II-22

Tabel 2.10 Koordinat Sumur Pengembangan Lapangan Matindok Sumur Koordinat X Y Keterangan MTD-1S/3 439.984 9.855.135 Subtitute MTD-1 MTD-AA/4 439.616 9.854645 Development MTD-BB/2 439.328 9.853.988 Development MTD-CC/5 439.991 9.853.929 Development Rencana casing dan desain lumpur pada sumur-sumur Lapangan Matindok disajikan pada tabel berikut. Tabel 2.11. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur Pada Sumur-Sumur Lapangan Matindok Sumur Selubung Kedalaman Mud Type Mud Weight MTD-1S/3 MTD-AA/4 MTD-2 (APRAISAL) MTD-CC/5 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 0-150 m 0-900 m 0-1963 m 1913-2113 m 0-150 m 0-900 m 0-1920 m 1870-2113 m 0-150 m 0-600 mvd 0-1932 mvd 1882-2200 mvd 0-150 m 0-800 m 0-1894 m 1844-2113 m PHB PHB PHB PHB 1.05 1.05 1.08 1.08 1.20 1.13 1.15 1.05 1.05 1.08 1.08 1.20 1.13 1.15 1.05 1.05 1.08 1.08 1.20 1.13 1.15 1.05 1.05 1.08 1.08 1.20 1.13 1.15 Konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan di Lapangan Matindok digambarkan sebagai berikut. II-23

Gambar 2.10. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan Di Lapangan Matindok c. Sumur Pengembangan Maleo Raja Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Maleo Raja dapat diproduksikan gas dari 3 titik serap sumur pengembangan. Titik-titik serap tersebut adalah: MLR-AA/2, MLR-BB/3 dan MLR-CC/4 akan dibor miring dari cluster sumur MLR-2. Posisi sumur-sumur eksisting dan pengembangan lapangan Maleo Raja dapat dilihat pada tabel berikut. II-24

Tabel 2.12. Koordinat Sumur Pengembangan Lapangan Maleo Raja Sumur Koordinat X Y Keterangan MLR-AA/2 439.422 9.857.808 Development MLR-BB/3 438.087 9.857.878 Development MLR-CC/4 438.784 9.857.745 Development Sementara itu skematis rencana casing setting dan desain lumpur pada sumursumur pengembangan di Lapangan Maleo Raja disajikan pada tabel berikut. Tabel 2.13. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur Pada Sumur-Sumur Maleo Raja Sumur Selubung Kedalaman Mud Type Mud Weight 20 0-160 m PHB 1.055 MLR-AA/2 13 3/8 9 5/8 0-860 m 0-1957 m 1.055 1.18 1.18 1.36 7 1907-2088 m 1.15 20 0-160 m PHB 1.055 MLR-BB/3 13 3/8 9 5/8 0-860 m 0-1911 m 1.055 1.18 1.18 1.36 7 1861-2088 m 1.15 20 0-160 m PHB 1.055 MLR-CC/4 13 3/8 9 5/8 0-860 m 0-1934 m 1.055 1.18 1.18 1.36 7 1884-2088 m 1.15 Gambaran atau konfigurasi sumur-sumur pengembangan Lapangan Maleo Raja, secara total dapat dilihat pada gambar berikut. II-25

Gambar 2.11. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan di Lapangan Maleo Raja d. Sumur Pengembangan Minahaki Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Minahaki dapat diproduksikan gas dari 4 titik serap yang keseluruhannya merupakan sumur pengembangan, dimana satu sumur eksisting (MHK-1) telah di plug & abandont, sehingga diganti MHK-1S/2 sebagai substitusi. Titik-titik serap tersebut adalah: MHK-1S/2, MHK-AA/3, MHK-BB/4, dan MHK-CC/5. II-26

Tabel 2.14. Koordinat Sumur Eksisting dan Pengembangan Lapangan Minahaki koordinat Sumur Keterangan X-Coord Y-Coord MHK-1S/2 424.521 9.839.501 Subtitute MHK-1 MHK-AA/3 424.755 9.840.355 Development MHK-BB/4 425.014 9.841.230 Development MHK-CC/5 424.221 9.838.619 Development Berdasarkan sumur eksplorasi sebelumnya, secara skematis rencana pemboran pengembangan sumur-sumur di Minahaki dapat dilihat dalam tabel berikut. Tabel 2.15. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur Pada Sumur-Sumur Lapangan Minahaki Sumur Selubung Kedalaman Mud Type Mud Weight MHK-1S/2 MHK-AA/3 MHK-BB/4 MHK-CC/5 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 20 13 3/8 9 5/8 7 0-150 m 0-800 m 0-1762 m 1712-1927 m 0-150 m 0-800 m 0-1784 m 1734-1927 m 0-100 m 0-580 m 0-1762 m 1712-1927 m 0-150 m 0-740 m 0-1766 m 1716-1927 m PHB PHB PHB PHB 1.05 1.05 1.18 1.18 1.30 1.15 1.05 1.05 1.18 1.18 1.30 1.15 1.05 1.05 1.18 1.18 1.30 1.15 1.05 1.05 1.18 1.18 1.30 1.15 Konfigurasi secara keseluruhan untuk sumur-sumur pengembangan Minahaki, secara visual dapat dilihat pada gambar berikut. II-27

Gambar 2.12. Konfigurasi Keseluruhan Sumur-Sumur Pengembangan di Lapangan Minahaki e. Sumur Pengembangan Sukamaju Berdasarkan hasil analisis dan evaluasi GGR, pada struktur Sukamaju dapat diproduksikan gas dari 2 titik serap yang terdiri atas SJU-AA dan SJU-BB yang keduanya akan dikembangkan/dieksploitasi apabila ijin dari Menteri Kehutanan mengenai alih fungsi sudah dikeluarkan. Tabel 2.16. Koordinat Sumur Eksisting dan Pengembangan Lapangan Sukamaju Sumur Koordinat X Y Keterangan SJU-1 430665 9849210 Existing SJU-AA 430895 9849733 Pengembangan SJU-BB 431010 9848949 Pengembangan Skematis rencana pemboran pengembangan sumur di Lapangan Sukamaju adalah sebagai berikut. II-28

Tabel 2.17. Skematis Rencana Casing Setting dan Desain Lumpur ada Sumur-Sumur Sukamaju Sumur Selubung Kedalaman Mud Type Mud Weight SJU-AA 20 13 3/8 9 5/8 7 SJU-BB 20 13 3/8 9 5/8 7 0-150 m 0-800 m 0-1977 m 1927-2050 m 0-150 m 0-800 m 0-1908 m 1858-2050 m PHB PHB 1.04 1.05 1.05 1.10 1.20 1.23 1.14 1.15 1.04 1.05 1.05 1.10 1.20 1.23 1.14 1.15 Konfigurasi sumur SJU-1 dan rencana pengembangan SJU-AA dapat dilihat pada gambar berikut. Gambar 2.13. Konfigurasi Sumur SJU-1 dan Rencana Sumur Pengembangan SJU-AA II-29

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. Dilihat dari lokasi antara sumur pemboran dengan kilang LNG di Uso, blok sumur Matindok letaknya relatif paling dekat yaitu sekitar 13 km sedangkan yang terjauh adalah blok Donggi dengan jarak ± 50 km. Sementara itu bila dilihat kedekatannya dengan perairan/laut, blok Donggi yang terdekat (± 3 km) dan yang terjauh blok Sukamaju (± 10 km); dan bila dari sungai yang terdekat adalah blok Maleoraja yaitu sekitar 10 meter dari Kuala Kayo dan yang terjauh adalah blok Minahaki dengan jarak ± 250 meter dari S. Toliso. 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. Kebutuhan lumpur bor untuk seluruh trayek pemboran sumur dapat diuraikan dalam perhitungan yang dapat dilihat pada Tabel 2.18. Setelah operasi pemboran selesai, lumpur bor bekas beserta bahan kimia dan additive lainnya akan dikelola sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM No. 045 Tahun 2006. II-30

Tabel 2.18. Kebutuhan Lumpur Bor Interval (M) HOLE VOLUME & CASING PROGRAM SUMUR Hole Size (Inch) Sg Jenis Lumpur Casing Size (Inch) Excess Open Hole Volume (BBL) Casing Volume (BBL) Hole Volume (BBL) Surface Volume (BBL) Volume Per Smr Loss Surface (BBL) Total Volume (BBL) Keterangan 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Assumsi casing 0-40 36 1.04 GEL WATER 30 100% 330.36 0.00 330.46-330.46-330.46 30 -ID 29 40-150 26 1.04-1.08 WBM 20 100% 474.01 107.22 581.23 503.44 581.23 100.00 1,291.90 20-94 ID 19.124 150-1000 17 ½ 1.08-1.20 WBM 13 3/8 50% 1,244.54 174.85 1.419.39 503.44 1.419,39-2,097.68 13 3/8-54 ID 12.615 1000-1099 12 ¼ 1.20-1.27 WBM 9 5/8 50% 788.47 507.22 1.295,69-1,295.69-1,802.91 9 5/8-36 ID 8.921 1099-2357 8 ½ 1.15 WBM 7 50% 89.12 532.43 621.55 503.44 621.55-1,657.42 7-26 ID 6.276 II-31

Tabel 2.19. Estimasi Volume Serbuk Bor (Cutting) dan Water Base Mud yang Dibutuhkan Volume (BBL) Sumur Measure Depth (M) Serbuk Bor (Cutting) Mud Catatan DNG-AA/6 1951 2,270 5,959 Directional Well DNG-BB/7 1890 2,064 5,504 Directional Well DNG-CC/8 1888 1,827 4,944 Directional Well DNG-DD/9 1896 1,797 4,870 Directional Well MTD-1S/3 2347 2,911 7,150 Directional Well MTD-AA/4 2235 2,707 6,720 Directional Well MTD-BB/2 2200 2,512 6,275 Stright Well MTD-CC/5 2113 2,701 6,763 Stright Well MLR-AA/2 2088 2,705 6,768 Stright Well MLR-BB/3 2207 2,780 6,890 Directional Well MLR-CC/4 2294 2,858 7,033 Directional Well MHK-1S/2 1978 2,542 6,450 Directional Well MHK-AA/3 2069 2,628 6,610 Directional Well MHK-BB/4 2000 2,395 6,094 Directional Well MHK-CC/5 2044 2,548 6,433 Directional Well SJU-AA/2 2113 2,670 6,689 Directional Well SJU-BB/3 2171 2,653 6,621 Directional Well Jenis lumpur yang digunakan adalah Water Base Mud (WBM) yaitu berupa campuran bahan baku utama air dengan bahan kimia pembuat lumpur bor dan additive seperti disajikan pada tabel berikut. II-32

Tabel 2.20. Estimasi Kebutuhan Bahan Kimia dan Additive Lumpur Bor Untuk Masing-Masing Sumur II-33

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. Layout masing-masing lokasi Block Station dan flowline diringkaskan seperti pada Gambar 2.14 sampai dengan Gambar 2.16. II-34

Gambar 2.14. Skema Flowline dan Trunkline Block Station Donggi II-35