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 301 Documents
 11   12   13   14   15 
STUDI LABORATORIUM DAMPAK PENAMBAHAN ZAT ADITIF LIGNOSULFONATE DAN SILICA FLOUR TERHADAP NILAI COMPRESSIVE STRENGTH DAN THICKENING TIME PADA SEMEN PEMBORAN KELAS G Mikhael Rumbang; Bayu Satiyawira; Apriandi Rizkina Rangga Wastu
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (538.721 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6532

Abstract

Penggunaan zat aditif pada semen merupakan hal yang biasa dilakukan dalam operasi penyemenan suatu sumur, baik sumur minyak, gas, maupun panas bumi. Agar hasil penyemenan sesuai dengan yang diinginkan, sifat-sifat bubur semen harus sesuai dengan kondisi formasi. Kualitas bubur semen yang akan digunakan dalam proses penyemenan dapat dilihat dari berbagai parameter kualitas semen, meliputi nilai kuat tekan atau compressive strength dan waktu pengejalan atau thickening time yang sesuai target penyemenan.Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui seberapa besar peningkatan kuat tekan atau compressive strength dan waktu pengejalan atau thickening time yang terjadi pada sampel semen yang telah ditambahkan zat aditif retarder yaitu lignosulfonate dan zat aditif special additive yaitu silica flour. selanjutnya dilakukan studi untuk mengetahui compressive strength dan thickening time dari penambahan zat aditif retarder dan special additive.Percobaan laboratorium meliputi pembuatan bubur semen dari semen kelas G yang dicampurkan dengan zat aditif seperti lignosulfonate dan silica flour yang sesuai dengan penimbangan baik dari semen ataupun zat aditif retarder dan special additive, lalu setelah itu dilanjutkan dengan perendaman bubur semen selama 24 jam pada temperatur 80°F, 140°F dan 200°F untuk pengujian kuat tekan semen (compressive strength) dan pengujian waktu pengejalan (thickening time). Kemudian tahapan terakhir pada percobaan laboratorium ini adalah diakhiri dengan membandingkan dari penggunaan zat aditif retarder dan special additive mana yang paling efektif.
PENENTUAN INITIAL GAS IN PLACE MENGGUNAKAN METODE MATERIAL BALANCE PADA RESERVOIR I Indah Oktaviani Hardi; Mulia Ginting; Ghanima Yasmaniar
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (828.75 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6537

Abstract

Reservoir I merupakan reservoir gas yang terletak di daerah Prabumulih, Sumatera Selatan. Tekanan awal sebesar 2.286 psia dan temperatur 240°F. Reservoir I berproduksi sejak Januari 2012 sampai dengan saat ini, dengan total produksi gas (Juni 2019) sebesar 32.178 MMSCF. Dalam pengembangan suatu lapangan gas bumi ada beberapa faktor penting yang harus ditentukan secara akurat, salah satunya dalam menentukan isi awal gas di tempat atau Initial Gas In Place (IGIP), nilai tersebut akan berperan penting dalam keputusan dasar pengembangan dan operasional suatu reservoir.Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) dilakukan dengan menggunakan metode material balance P/Z dan simulasi MBAL. Metode material balance dipilih karena memperhitungkan kesetimbangan massa dan tenaga dorong reservoir, dan data yang diperlukan lebih lengkap dibandingkan metode yang lain. Pada perhitungan dengan menggunakan metode material balance P/Z, Initial Gas In Place yang didapat sebesar 60.915,49 MMSCF, dan nilai perhitungan menggunakan software MBAL sebesar 60.604,5 MMSCF. Jenis tenaga dorong reservoir ini adalah depletion drive, yang ditentukan dari plot P/Z vs Gp yang menghasilkan garis lurus. Berdasarkan nilai tekanan abandon sebesar 300 psia didapatkan nilai estimated ultimate recovery sebesar 53.700 MMSCF, dengan nilai recovery factor 88,15% dan sisa gas yang dapat diproduksikan (remaining reserves) sebesar 21.522 MMSCF.
PEMILIHAN POLA INJEKSI AIR DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN ‘R’ Rantan Rantan; Maman Djumantara; Samsol Samsol
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (539.811 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6554

Abstract

Lapangan ‘RR’ merupakan model lapangan yang mendekati ideal dengan kriteria model yaitu layer cake model dan homogen. Lapangan ‘RR’ ini tidak memiliki sejarah produksi dan dianggap akan dilakukan suatu pengembangan dengan menambahkan sumur injeksi maupun produksi dalam waktu bersamaan serta memiliki nilai OOIP daerah yang diteliti sebesar 27.60 MMSTB. Adapun satu basecase dan empat skenario yang dibuat, dengan pola injeksi yang memiliki ukuran pola yaitu 40 acre dan terdapat 13 konfigurasi pola. Kemudian, skenario yang akan dianalisis kinerjanya diantaranya Five Spot atau Seven Spot dalam keadaan Normal ataupun Inverted. Uji sensitivitas dilakukan dengan rate injeksi antara 4000 bwpd hingga 100000 bwpd. Prediksi performa produksi injeksi air yang diamati kumulatif produksinya dimulai dari tahun 2019 hingga 2040. Dimulai dari skenario I yaitu pola injeksi five spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.72 MMSTB (RF 60.56%), skenario II pola five spot inverted dengan rate injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.64 MMSTB (RF 60.27 %) skenario III pola seven spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.06 MMSTB (RF 58.18 %), dan skenario IV pola seven spot inverted dengan rate injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.34 MMSTB (RF 59.21 %). Berdasarkan kumulatif produksinya, skenario yang paling optimum adalah skenario I yaitu pola five spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd
EVALUATION OF TARIFFS OF TRANSPORTING NATURAL GAS (TOLL FEES) ON PIPE SECTION X BY ANALYZING THE SENSITIVITY THE SENSITIVITY OF THE COST OF SERVICE PARAMETERS Aulia Alfath; Bayu Satiyawira; Cahaya Rosyidan; Havidh Pramadika; Ratnayu Sitaresmi; Livia Ailen Dharma
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (365.495 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6559

Abstract

Indonesia has large enough gas reserves to meet household and industrial needs. It's just that, the price or the existing gas-related system is not maximal yet. One of the things that can ease the burden on the state is the use of household gas networks, some people are still hesitant to use it even though the price is relatively cheap compared to LPG. In determining the gas price, one of the components that has an effect on determining the gas price is the toll fee through pipes to be channeled. So the authors aim to conduct this research in order to educate and maximize solutions for energy dependency, for example the location I took is located in North Sumatra Province, with a pipeline stretching 156.5 km from X1 to X3. With OD 16 "along 18.5 km and existing OD 12" along 138 km. The maximum capacity of the two pipes is 150 MSCFD and 75 MSCFD, and the average volume that flows is not up to 10%. The construction of the pipe requires a cost of $ 42,391,716 USD, and nearly 55% of the total is pipe material including fittings, coatings, and others. With an average annual revenue of $ 11.561943 this project alone should have been able to return on investment for less than 5 years. With tariff analysis, the amount can be optimized with volume by reducing a few dollars per MSCF, to $ 7.49 making it more economical.
DESIGN CASING PEMBORAN SUMUR GAS “OYG-2” LAPANGAN CAL Gerald Pascal Ginting; Mulia Ginting; Aqlyna Fattahanisa
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (824.675 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6561

Abstract

Pemasangan casing merupakan salah satu kegiatan pemboran yang berfungsi untuk mencegah permasalahan-permasalahan yang ada dalam kegiatan pemboran, seperti loss circulation, kick, dan runtuhnya dinding sumur, sehingga perlu adanya design casing yang efektif dan efisien. Tugas Akhir ini berfokus mengenai perencanaan casing pada sumur offshore “OYG-2”. Perencanaan casing meliputi penentuan casing setting depth dan grade casing, data yang digunakan berasal dari sumur offset well OYG.Penentuan titik kedalaman casing / casing setting depth menggunakan metode bottom-up. Pada metode ini diperlukan beberapa data, seperti lithology formasi, tekanan formasi, berat jenis lumpur pemboran yang digunakan, dan tekanan rekah formasi yang akan di tembus pada saat melakukan pemboran dengan offset well OYG sebagai sumur referensi.Dari hasil perhitungan yang dilakukan, untuk sumur OYG-2 akan dipasang conductor, surface, intermediate, dan production casing. Titik kedalaman conductor casing adalah 215 ft- 450 ft, titik kedalaman surface casing adalah 215 ft-1100 ft, titik kedalaman intermediate casing adalah pada 215 ft–2650 ft, dan titik kedalaman production casing adalah 215 ft-3281 ft. Setelah menentukan casing setting depth dilanjutkan dengan pemilihan grade casing yang sesuai untuk menahan tekanan yang ada pada formasi dengan menggunakan metode maximum load terhadap grade casing yang digunakan pada sumur OYG-2. Perhitungan yang digunakan dalam metode maximum load adalah dengan menghitung beban burst, collapse, dan tension. Beban burst, collapse, dan tension untuk casing 20” berturut-turut sebsar 936,15 psi, 980,11 psi, dan 182595,8 lbs. Beban burst, collapse, dan tension untuk casing 13 3/8” berturut-turut sebesar 2262,67 psi, 2078,75 psi, 219954,06 lbs. Beban burst, collapse, dan tension untuk casing 9 5/8” berturut-turut sebesar 1667,65 psi, 2186,13 psi, dan 163799,54 lbs. Dengan menggunakan safety factor burst 1,1, collapse 1,1, dan tension 1,5, diperoleh grade casing yang paling efektif dan efisien untuk surface casing 20” adalah K-55;133 ppf, intermediate casing 13 3/8” adalah L-80;68 ppf, production casing 9 5/8 adalah L-80;40 ppf.
OPTIMIZATION OF SURFACTANT FLOODING ON BJG FIELD USING DYNAMIC PATTERN Ajeng Purna Putri Oktaviani; Leksono Mucharam
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (2051.541 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6984

Abstract

Mature fields, also known as brownfields, are fields that are in a state of declining production or reaching the end of their production lives.  Development of mature oil fields has been, and will increasingly be, an exciting subject (Babadagli, 2007). New studies already discovered innovative ways of finding, developing, and producing hydrocarbons that are efficient and cost-effective and minimize harm to the environment. BJG Field is one of the mature fields which is produced in 1927, one of the efforts for enhancing the production is using waterflood at the beginning of 2001. To increase production further, then we need to conducted studies as an application of the second recovery from BJG Field. The oil recovery factor BJG field can be increased using a surfactant flooding scenario. This research aimed to conduct a study of dynamic pattern surfactant flooding using simulations as applicable for the mature field. The research is expected to obtain an optimum surfactant injection scenario using IMEX and STARS simulator. Simulation is done with real data from the BJG field, and the result has shown the scenario which has the most significant oil production. The highest recovery factor is the chosen scenario. From the results of studies and simulation shown that dynamic pattern inverted five-spot pattern can be used. The increment of oil recovery factor is 32.29% from the waterflood case.
Evaluasi Pengangkatan Cutting pada Trayek 17 ½ inch dengan Metode CTR CCA dan CCI pada Sumur KS Lapangan BW Karen Sherly Bella Walangitan; Abdul Hamid; Apriandi Rizkina Rangga Wastu
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (775.922 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.7097

Abstract

Lumpur pemboran atau drilling fluid merupakan salah satu parameter yang dapat mempengaruhi kesuksesan dari kegiatan pemboran. Pengangkatan cutting oleh lumpur pemboran yang optimal akan menghasilkan pemboran yang efisien dan terhindar dari permasalahan yang merugikan. Pada tugas akhir ini, dilakukan evaluasi kemampuan pengangkatan cutting oleh lumpur pemboran yang digunakan di sumur KS lapangan BW pada pemboran trayek 17 ½ inch dengan menggunakan lumpur pemboran KCl Polimer serta melihat pengaruh perubahan sifat fisik dan rate pemompaan terhadap pengangkatan cutting.            Metode yang digunakan dalam evaluasi ini yaitu Cutting Transport Ratio (CTR) Cutting Capacity Annulus (CCA) dan Cutting Carrying Index (CCI) dengan kriteria keberhasilannya dengan melihat nilai yang didapatkan Cutting Transport Ratio (CTR)> 90%, Cutting Capacity Annulus (CCA) < 5% dan Cutting Carrying Index (CCI) >1. Faktor yang mempengaruhi keberhasilan dari pengangkatan cutting ini adalah rheology lumpur yang digunakan, kecepatan fluida di annulus, konsentrasi cutting dan rate pemompaan yang diberikan.            Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan pada trayek 17 ½ inch dengan data lapangan yang digunakan maka didapatkan nilai Cutting Transport Ratio secara keseluruhan (CTR) rata – rata di atas 90%, nilai Cutting Capacity Annulus (CCA)  1,8-3,5 %, dan nilai Cutting Carrying Index (CCI) 1,3 – 3,6. Berdasarkan evaluasi yang telah dilakukan, nilai yang didapatkan memenuhi kriteria pengangkatan cutting yang baik, maka pengangkatan cutting pada sumur KS lapangan BW trayek 17 ½ inch optimal dan tidak mengindikasikan terjadi pengendapan cutting. Selain itu, didapatkan bahwa sifat fisik dari lumpur yang digunakan seperti Yield Point mempengaruhi keberhasilan pengangkatan cutting dimana nilai yield point pada lumpur dapat mengangkat cutting, flowrate yang diberikan juga berpengaruh terhadap kemampuan pengangkatan cutting dimana nilai flowrate yang rendah dapat membuat cutting tidak terangkat dan terjadi pengendapan cutting didasar lubang.
DIAMETER OPTIMIZATION IN MULTIPHASE PIPELINE NETWORK Ristiyan Ragil Putradianto; Silvya Dewi Rahmawati
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1203.386 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.7232

Abstract

Optimization is a continuous work in oil and gas operation in every section by maximizing the profit and minimizing cost. One of the sections that can be optimized is production system, starting from the wellbore to separator through pipeline network. Simulation are made and conducted from reservoir to separator to see the pressure distribution along the pipeline with various diameter. The result will be subject to be optimized by putting pipeline cost into account. The simulation result shows that at some point, increasing in diameter has a good effect to the revenue thanks to the increasing production rate, but it also shows that the increasing diameter in all section is not always the best scenario due to high cost. Benefit-to-cost ratio is chosen to be the economical parameter to find the best diameter configuration.
ANALISIS SKENARIO PENGEMBANGAN LAPANGAN P LAPISAN S DENGAN SIMULASI RESERVOIR Jonathan Aprilio Salusu; Maman Djumantara; Sigit Rahmawan
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (377.041 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7511

Abstract

Kegiatan eksplorasi dalam industri migas untuk menemukan cadangan hidrokarbon masih terus dilakukan hingga saat ini. Lapisan S Lapangan P merupakan salah satu reservoir minyak yang baru ditemukan. Pada lapisan ini telah dilakukan dua pemboran sumur eksplorasi, yaitu sumur JA-02 dan JA-03. Hasil pemboran kedua sumur tersebut membuktikan potensi hidrokarbon pada Lapisan S sehingga pengembangan dapat dilakukan. Penelitian ini dimaksudkan untuk melakukan optimasi produksi terhadap Lapisan S guna meningkatkan perolehan minyak dengan menggunakan simulasi reservoir. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan simulator CMG 2015 Black Oil (Imex). Tahapan penelitian dimulai dengan persiapan dan pengolahan data yang meliputi data geologi, karakteristik batuan, karakteristik fluida, serta data produksi, kemudian dilakukan inisialisasi, dan dilanjutkan dengan history matching yang diakhiri dengan tahapan pembuatan skenario produksi. Terdapat dua skenario yang dibuat dalam penelitian ini dan kedua skenario tersebut dijalankan hingga 31 Desember 2035. Penentuan skenario ini didasarkan pada distribusi sifat fisik batuan dan fluida reservoir serta cadangan sisa reservoir. Pada skenario I (basecase) dimana kedua sumur yang sudah ada tetap berproduksi tanpa melakukan perubahan parameter apapun dan didapat nilai incremental RF sebesar 8.66% terhadap current RF, yaitu sebesar 536.35 MBBL. Adapun skenario II (skenario I + 3 sumur infill) memberikan nilai incremental RF sebesar 24.15% terhadap current RF, yaitu sebesar 1495.57 MBBL. Dari penelitian skenario pengembangan yang telah dilakukan, didapati skenario II sebagai skenario pengembangan terbaik.
Penentuan Volume Shale, Porositas, Resistivitas Air Formasi dan Saturasi Air Pada Lapisan P Lapangan C Christiane Patricia Manina Moruk; Rini Setiati; Arinda Ristawati
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (815.407 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7651

Abstract

Lapangan C yang terletak di wilayah Subang, Jawa Barat terdiri dari beberapa lapisan, salah satunya yaitu lapisan P yang memproduksikan gas. Untuk mengetahui besar cadangan gas pada lapisan P perlu diketahui nilai Gas Initial In Place (GIIP), salah satu data yang diperlukan dalam menghitung GIIP adalah nilai saturasi air. Selain menghitung nilai saturasi air, penelitian ini juga bertujuan untuk menentukan beberapa nilai petrofisik seperti nilai volume shale, porositas, dan resistivitas air formasi. Penelitian akan dilakukan pada dua sumur yaitu CS-02 dan CS-03. Penelitian ini dilakukan dengan menganalis log secara kualitatif dan kuantitatif dengan menggunakan software Geolog. Analisis log secara kualitatif bertujuan untuk menentukan lithology formasi serta menentukan zona hidrokarbon, sedangkan analisis log secara kuantitatif bertujuan untuk menentukan nilai-nilai petrofisik yang dibutuhkan. Nilai volume shale rata-rata yang didapatkan pada sumur CS-02 sebesar 16,48 % dan untuk sumur CS-03 sebesar 20,65 %. Untuk nilai porositas efektif rata-rata pada sumur CS-02 sebesar 20,93 % dan untuk sumur CS-03 sebesar 20,94 %. Nilai resistivitas air formasi akan dihitung menggunakan metode pickett plot dan didapatkan hasil nilai resistivitas air formasi rata-rata pada sumur CS-02 sebesar 0,121 OhmM dan untuk sumur CS-03 sebesar 0,066 OhmM. Untuk perhitungan saturasi air akan menggunakan metode Simandoux. Metode Simandoux biasa digunakan untuk formasi yang mempunyai kandungan shale sebesar 5-30%. Harga saturasi air dengan menggunakan metode Simandoux pada sumur CS-02 dan CS-03 secara berturut-turut yaitu sebesar 0,765 dan 0,125.

Page 13 of 31 | Total Record : 301

 11   12   13   14   15 

Filter by Year

2015 2025


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