cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Cahaya Rosyidan
Contact Email
cahayarosyidan@trisakti.ac.id
Phone
+6281916319569
Journal Mail Official
jurnal_petro@trisakti.ac.id
Editorial Address
Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi, Gedung D, Lt.4, Universitas Trisakti Jl. Kyai Tapa No. 1 Grogol, Jakarta 11440
Location
Kota adm. jakarta barat,
Dki jakarta
INDONESIA
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan
Published by Universitas Trisakti
ISSN : 19070438     EISSN : 26147297     DOI : https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.14060
Core Subject : Economy, Science, Engineering,
Earth & Planetary Sciences Economics, Econometrics & Finance Energy Engineering
The PETRO Journal is all about the upstream oil and downstream oil and gas industry. Upstream studies focus on production technology, drilling technology, petrophysics, reservoir study, and eor study. Downstream technology focuses on the oil process, managing surface equipment, geothermal, and economic forecast.
Arjuna Subject : Ilmu Bumi dan Planet (semua kategori) - Geokimia danPetrologi
Articles 11 Documents
 1   2 
Search results for , issue "Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER" : 11 Documents clear
INTERPRETASI DATA SEISMIK DENGAN MENGGUNAKAN SOFTWARE KINGDOM 6.7.1 mohammad hasib; Adi Susilo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (524.302 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.7859

Abstract

Seismic method can provide detailed information on the subsurface structure to determine the prospect / potential of hydrocarbons. There are few previous studies have used KINGDOM software in processing and interpreting seismic data to determine hydrocarbon potential. Therefore, in this study we provide an overview of how the KINGDOM software works which can be used as an option in processing and interpreting seismic data. This research area is the area of East Java basin. The data used are secondary data. The seismic data used is the final PSTM - STACK - SUKOWATI 3D. Extension is used in the form of SGY File. Selected area in interpretation is inline within range 6100 to 6500 (dimensionless) and crossline within range 12700 to 13000 (dimensionless), with the increment about 10. KINGDOM 6.7.1 software is used for seismic data processing. Interpretation of seismic data is done to obtain information from seismic data, to provide a conclusion that can be accounted by the analysis of all available information or data in order to determine the subsurface structure of the prospect to do the drilling. As for the 3D, the form of the anticline is seen with details like the shape of the anticline in general. The apparent anticline probably indicates the presence of hydrocarbons (oil and gas).
Evaluation of Aerated Drilling in K-01 Geothermal Well using Guo Ghalambor’s Gas-Liquid Rate Window Raka Sudira Wardana; Khansa Rasyidah
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (711.286 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8158

Abstract

Common problem in geothermal drilling is loss circulation problem. One of the common methods to cure loss circulation problem is using Lost Circulation Materials (LCM), but in the production zone, using LCM can damage the production zone. Therefore, underbalanced drilling is method that can be used to prevent loss circulation problems in production zone in geothermal well. One of the most common underbalanced drilling methods is aerated drilling or foam drilling. Aerated drilling was used to overcome the loss of circulation problem in production zone in K-01 Geothermal Well. Even though, the aerated drilling was already used, but the loss circulation problem was still occurred. The purpose of this research is to evaluate aerated drilling operation in K-01 Well using Guo Ghalambor’s Gas-Liquid Rate Window and make recommended gas-liquid rate for the next drilling operation. Gas-Liquid Rate Window is constructed using characteristic of the formation, drilling parameters, daily drilling report and also fluid injection characteristics that was used for aerated drilling operation in K-01 geothermal well. Using the constructed Gas-Liquid Rate Window, an evaluation is carried out for the drilling operation in K-01 geothermal well.  The gas-liquid rate parameters used in aerated drilling operations is evaluated while checking the loss circulation event from the mud logging data. After the evaluation of the aerated drilling is carried out in then a suggestion is made for the next drilling operation. Based on the evaluation, the combination of gas-liquid rates that was used on the 9.875"hole section in K-01 Well was in the outside of the constructed GLRW therefore loss circulation problem occurred. The recommended gas-liquid rate combination from this research can be used to determine the gas-liquid rate combination to prevent loss circulation problems, wellbore damage and cutting transport problems.
POTENSI BIOPOLIMER DARI EKSTRAKSI NANOSELULOSA DAUN KAPAS SEBAGAI AGEN PENINGKATAN VISKOSITAS PADA INJEKSI POLIMER Idham Khalid; Fitra Ayu Lestari; Muhammad Khairul Afdhol; Fiki Hidayat
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (759.165 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8162

Abstract

One of the methods used to optimize oil production is biopolymer injection. In this study, nanocellulose from cotton leaves was made into a biopolymer by combining the cotton leaf synthesis method with ascorbic acid, then sonified and hydrolyzed using ethanol. SEM and FTIR tests were carried out to see the size and chemical structure. The rheology of KLNC biopolymer was compared with the bipolymer from Xanthan Gum. The salinity and compatibility tests were carried out at various concentrations, as well as knowing the resistance of the biopolymer at reservoir temperature. The results of this study, the morphological shape of KLNC shows that the extraction process does not damage the surface structure. With the same concentration, KLNC biopolymer had a higher viscosity compared to Xanthan Gum biopolymer. KLNC biopolymer is more resistant to salinity and thermal than Xanthan Gum. So that KLNC Biopolymer has the potential to be further developed and researched.
STUDI LABORATORIUM PENGGUNAAN LUMPUR SMOOTH FLUID 05 DAN SARALINE PADA TEMPERATUR TINGGI Apriandi Rizkina Rangga Wastu; Ridha Husla; Lilik Zabidi; Abdul Hamid
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (153.174 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8171

Abstract

Dalam operasi pemboran, lumpur pemboran mempunyai peranan yang sangat penting karena memiliki fungsi-fungsi yang tak tergantikan. Kegiatan pemboran berhubungan dengan masalah-masalah yang disebabkan oleh kondisi yang kompleks di formasi karena adanya perubahan temperatur, tekanan, dan kontaminasi dari fluida formasi. Penggunaa lumpur pemboran diperlukan untuk dapat menghadapi permasalahan-permasalahan tersebut.            Pada penelitian mempunyai latarbelakang untuk mengetahuai seberapa berhasilkan penggunaan system lumpur Oil Base Mud berupa Saraline dan Smooth Fluid 05. Diketahui pada pemboran offshore pengaruh tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi kualitas dari lumpur yang digunakan. Pada saat sirkulasi lumpur akan mendapat pengaruh temperatur tinggi dari formasi tersebut. Pada pembuatan lumpur pemboran ini dilakukan untuk memperoleh suatu hasil formulasi yang tahan terhadap perubahan temperatur, tekanan, dan kontaminasi oleh karena itu pemilihan aditif sangat penting, terutama jika terjadi perubahan temperatur pada lapangan tersebut serta kompatibel satu sama lain. Pengujian pada lumpur ini yaitu untuk mengetahui apakah terjadi perubahan pada sifat fisik lumpur tersebut seperti densitas, rheology lumpur, filtration loss, dan electrical stability jika lumpur tersebut diberikan perubahan temperatur tinggi.            Berdasarkan hasil penelitian ini bahwa semakin tinggi temperatur maka nilai densitas dan rheology lumpur (plastik viskositas, yield point dan gel strength),  tersebut akan semakin menurun dikarenakan faktor dari suhu tersebut yang membuat lumpur semakin encer. Pada nilai Filtration loss pada kedua sample tersebut menunjukan kenaikan sebesar 4,6 – 5,5 cc/30 menit namun masih dalam batas wajar karna masih sesuai dengan standarisasi yang digunakan. Pada nilai electrical stabilitas pada kedua sample lumpur tersebut menunjukkan semakin tinggi temperatur maka nilai electrical stabilitas pada sample lumpur tersebut akan semakin menurun, namun hasil pada sample lumpur ini mempunyai hasil diatas 500 volt maka komposisi lumpur minyak saraline dan smooth fluid 05 dengan nilai oil water ratio 85:15 mempunyai kandungan oilwet yang sangat baik Kata kunci: Lumpur Pemboran, Oil Base Mud, Temperatur, rheology, Filtration loss, Electrical Stability,  Saraline, Smooth Fluid 05
ROCK QUALITY GROUPING IN SANDSTONE FORMATION USING A CRITICAL POROSITY APPROACH AT FORMATION PRESSURE CONDITIONS Sigit Rahmawan; Ghanima Yasmaniar; Suryo Prakoso
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1003.465 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8203

Abstract

The methods of grouping reservoir rock types based on the physical properties of rocks that have been studied by previous researchers still have a relatively large value of uncertainty. This uncertainty arises in conditions where rock type grouping is carried out in wells that do not have core sample data. Where we know that in the oil and gas field, not all wells in the field are subjected to rock sampling, either routine core analysis or special core analysis. From these problems, the authors feel the need to carry out this study to create a method for classifying reservoir rock types based on the physical properties of rocks that can be used in wells that do not have core sample data. The rock types in the wells that do not have core samples will be grouped based on the critical porosity value of the rock obtained from the vp value in the acoustic log data owned by these wells. By making an approach model through the critical porosity of rocks from wells that have core sample data, wells that only have acoustic log data can be grouped by using the critical porosity approach which is generated from the vp value of the acoustic log.
STUDI SIMULASI UNTUK PREDIKSI PRODUKSI GAS DI LAPANGAN X MELALUI SENSITIVITAS LAJU ALIR DAN TUBING HEAD PRESSURE Ghanima Yasmaniar; Maman Djumantara; Suryo Prakoso
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (507.233 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8211

Abstract

ABSTRAK Lapangan X merupakan lapangan baru dan hanya memiliki satu existing well yaitu sumur X-1. Sumur ini belum berproduksi sehingga tidak ada data produksi dari Lapangan X. Walaupun demikian, pada sumur X-1 ini telah dilakukan DST (Drill Stem Test), dimana terdapat indikasi kandungan gas dari hasil tes tersebut.Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan Black Oil Simulator dengan fluida yang terdiri dari gas dan air. Adapun model dari reservoir ini berdimensi 32×280×94 sehingga totalnya ada sebanyak 842.240 grid cell. Berdasarkan perhitungan volumetrik, diketahui bahwa GIIP (Gas Initial in Place) dari Lapangan X adalah sebesar 20,02 BSCF. Sedangkan dari hasil inisialisasi data pada proses simulasi, didapat GIIP sebesar 20,8 BSCF. Perbedaan yang didapat dari kedua hasil perhitungan di atas adalah sebesar 3,896%. Mengingat lapangan ini belum berproduksi, maka proses history matching dilakukan dengan menggunakan data DST dari sumur X-1.Skenario produksi pada penelitian ini dilakukan selama 15 tahun melalui analisis sensitivitas pergantian nilai laju alir gas dan THP (Tubing Head Pressure), sehingga totalnya ada 12 skenario produksi. Berdasarkan hasil simulasi dengan memperhatikan plateau time, maka skenario produksi terbaik didapat pada pengaturan laju alir 2 MMSCF dengan RF (Recovery Factor)  sebesar 54,7% dan plateau rate bertahan sampai akhir simulasi. Apabila hanya memperhatikan sampai sumur mati, maka skenario terbaik didapat pada pengaturan laju alir 8 MMSCF dan THP 100 psia, yaitu diperoleh RF sebesar 79,56%.  Kata Kunci : Simulasi reservoir, laju alir, tubing head pressure, plateau time, recovery factor  ABSTRACT Field X is a new field and it consists of X-1 well as an exsisting well. This well has not been produced, so there is no production data from Field X. However, in this well has been carried out a DST (Drill Stem Test), which indicates the gas content of the test results. This research used Black Oil Simulator which the fluid consist of gas and water. The model of this reservoir has dimensions of 32 × 280 × 94, so there are a total of 842,240 grid cells. Based on volumetric calculations, it has known that the GIIP (Gas Initial in Place) from Field X is 20.02 BSCF. Meanwhile, from the results of initialization data is 20.8 BSCF, therefore the the difference obtained from the calculation is 3,896%. Considering that this field has not been produced, the history matching process was carried out using DST data from X-1 well. The production scenario in this study was carried out for 15 years through a sensitivity analysis of changes in the value of gas flow rate and THP (Tubing Head Pressure), so that there are a total of 12 production scenarios. Based on the simulation results regarding the plateau time, the best production scenario is obtained at a flow rate setting of 2 MMSCF with an RF (Recovery Factor) of 54.7% and the plateau rate lasts until the end of the simulation. If we just consider the production until the well is dead, the best scenario is obtained at the flow rate setting of 8 MMSCF and THP 100 psia, which is an RF of 79.56%. Keywords :Reservoir simulation, flow rate, tubing head pressure, plateau time, recovery factor
KOLABORASI METODE MATERIAL BALANCE DAN SOFTWARE IPM UNTUK MENENTUKAN KEMAMPUAN RESERVOIR Aqlyna Fattahanisa; Lestari Lestari; Hari K Oetomo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (644.335 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8216

Abstract

Tujuan dari penulisan ini adalah untuk dapat mengoptimalkan isi awal gas di tempat sehingga dapat memenuhi kebutuhan pasar yang semakin tinggi akan gas bumi dengan mempertimbangkan lama umur sumur, mengetahui nilai dari recovery factor, kumulatif produksi, jumlah gas optimum yang akan dialirkan, serta strategi pemanfaatan gas dari Reservoir A. Metode yang digunakan adalah simulasi perangkat lunak IPM dengan penentuan cadangan atau original oil in place menggunakan medode material balance P/Z, serta koreksi faktor kompresibilitas (Z faktor) menggunakan kombinasi metode antara Winchert-Aziz Correction dan Gopal. Hasil dan kesimpulannya adalah, cadangan yang didapat sebesar 8.9 BSCF, dengan sensitifitas laju alir 1-10 MMSCF, maka dengan pertimbangan perbandingan waktu plateau yang panjang, umur sumur yang panjang dan recovery factor-nya yang besar pada tiap laju alir serta persyaratan PJBG, Reservoir A Sumur F1 mempunyai laju alir optimum 2 MMSCFD dengan jumlah kumulatif produksi senilai 8.08 BSCFD, recovery faktor sebesar 91.86%, lama plateau 105 bulan, umur sumur pada abandon tekanan reservoir 150 psig adalah selama 276 bulan. Dengan demikian, dengan jumlah cadangan gas sebesar 8.9 BSCF sehingga Gas dari Reservoir A dapat dijual kepada konsumen dengan menambah 5 sumur produksi, agar mencukupi minimum penyerahan harian sebesar 11 MMSCFD.serta menambahkan CO2 removal untuk menghilangkan CO2 agar memenuhi kriteria perjanjian jual beli gas (PJBG).
ANALISIS SALINITAS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN AOS DAN TWEEN 20 TERHADAP RECOVERY FACTOR PADA PROSES IMBIBISI DAN CORE-FLOODING Prayang Sunny Yulia; Sugiatmo Kasmungin; Muhammad Taufiq Fathaddin
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (419.763 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8227

Abstract

Kebutuhan akan minyak bumi terus meningkat, namun disamping itu, produksi minyak bumi khusunya di sumur tua semakin menurun. Oleh karena itu, dikembangkanlah metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Pada penelitian kali ini, metode EOR yang digunakan adalah injeksi kimia yang berupa injeksi surfaktan. Penggunaan surfaktan ini dimaksudkan untuk menurunkan tegangan antarmuka (interfacial tension) antara minyak dan air sehingga mampu membawa minyak keluar dari pori-pori batuan reservoir. Dalam penelitian ini, akan dibahas tentang percobaan injeksi surfaktan, dilihat dari pengaruh salinitas, jenis surfaktan, dan konsentrasi surfaktan pada batuan karbonat, serta pengaruhnya terhadap recovery factor. Percobaan ini menggunakan surfaktan jenis Alpha Olefin Sulphonate (AOS) dan Tween 20, di mana konsentrasi masing-masing jenis surfaktan adalah 0,1%; 0,25%; 0,5%; 0,75%; dan 1%. Salinitas brine water yang akan digunakan adalah sebesar 10.000 ppm, 15.000 ppm, 20.000 ppm, dan 25.000 ppm. Selanjutnya akan dilihat  seberapa besar kemampuan surfaktan dalam mengikat minyak dari pori-pori batuan, sehingga akan didapat hasil recovery factor atau berapa persentase  minyak yang terkandung dalam pori batuan yang dapat diproduksikan. Hasil dari penelitian ini akan diamati dari dua proses, yaitu proses imbibisi yang menggunakan Amott apparatus atau yang lebih dikenal dengan proses imbibisi (spontaneous imbibition) dan coreflooding. Dari percobaan yang telah dilakukan, pengaruh injeksi surfaktan pada batuan karbonat adalah hasil yang lebih optimal terdapat pada proses coreflooding dibandingkan dengan proses imbibisi, karena proses coreflooding menggunakan tenaga dorong dari luar, sehingga pendesakan minyak dengan surfaktan lebih merata dan optimal. Sementara dengan proses imbibisi pendesakan terjadi secara alami dengan mengandalkan gaya gravitasi.
ANALYSIS PRESSURE BUILD-UP TEST PADA SUMUR “ASR-06” DENGAN METODE HORNER DAN PRESSURE DERIVATIVE Arinda Ristawati; Mulia Ginting; Muhammad emil isnan
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (858.628 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8250

Abstract

Analisis Pressure Build Up pada sumur “ASR-06” dilakukan untuk mengetahui karakteristik fluida di reservoir. Analisis ini dilakukan untuk mengetahui tekanan yang berada pada reservoir. Hasil uji tes  kemudian dianalisis menggunakan pressure derivative dan horner plot. Dari hasil analisis ini dapat diketahui bahwa sumur “ASR-06” mengalami penurunan kompresibilitas fluida sehingga menyebabkan terjadinya penyimpangan pada pembacaaan kurva pressure derivative pada early time region. Hal ini dapat terjadi dikarenakan adanya fluida gas dan fluida liquid yang mengalir secara bersamaan. kedalam tubing dan mengakibatkan berkurangnya ruangan untuk fluida gas untuk mengalir didalam ruang tertutup. Fenomena changing wellbore storage akan mengakibatkan anomali pembacaan tekanan lubang sumur menjadi lebih tinggi daripada tekanan formasi pada waktu awal. Pada hasil pembacaan pressure build-up dengan metode pressure derivative didapatkan nilai skin dan permebabilitas yaitu 2.15 mD dan 4.75. Pada metode horner juga dilakukan perhitungan untuk mengkalkulasikan nilai permeabilitas dan skin yang dilakukan pada middle time region dengan hasil 2.18 mD untuk permeabilitas dan +3.80 untuk  nilai Skin.
Cover Vol 9 No 4 2020 Aqlyna Fattahanisa
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (24.98 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i4.8333

Abstract

Cover Vol 9 No 4 2020

Page 1 of 2 | Total Record : 11

 1   2 

Filter by Year

2020 2020


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol. 14 No. 4 (2025): Desember 2025 Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025 Vol. 14 No. 2 (2025): Juni 2025 Vol. 14 No. 1 (2025): Maret 2025 Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024 Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024 Vol. 13 No. 2 (2024): Juni 2024 Vol. 13 No. 1 (2024): Maret 2024 Vol. 12 No. 4 (2023): DESEMBER Vol. 12 No. 3 (2023): SEPTEMBER Vol. 12 No. 2 (2023): JUNI Vol. 12 No. 1 (2023): MARET Vol. 11 No. 4 (2022): DESEMBER Vol. 11 No. 3 (2022): SEPTEMBER Vol. 11 No. 2 (2022): JUNI Vol. 11 No. 1 (2022): MARET Vol. 10 No. 4 (2021): DESEMBER Vol. 10 No. 3 (2021): SEPTEMBER Vol. 10 No. 2 (2021): JUNI Vol. 10 No. 1 (2021): MARET Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI Vol. 9 No. 1 (2020): MARET Vol. 8 No. 4 (2019): DESEMBER Vol. 8 No. 3 (2019): SEPTEMBER Vol. 8 No. 2 (2019): JUNI Vol. 8 No. 1 (2019): MARET Vol. 7 No. 4 (2018): DESEMBER (EDISI KHUSUS) Vol. 7 No. 3 (2018): Desember Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus Vol. 7 No. 1 (2018): April Vol. 6 No. 4 (2017): DESEMBER Vol. 6 No. 3 (2017): OKTOBER Vol. 6 No. 2 (2017): Agustus Vol. 6 No. 1 (2017): April Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus Vol. 5 No. 1 (2016): April Vol. 4 No. 4 (2015) Vol. 3 No. 3 (2015) Vol. 2 No. 2 (2015) More Issue