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
 24   25   26   27   28 
PRESSURE BUILD UP ANALYSIS AND DELIVERABILITY ON WELL GAS HAN-1 MANUALLY AND USING ECRIN SOFTWARE Wirianta, Hananya; Ridaliani, Onnie; Oetomo, Hari Karyadi
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i3.10155

Abstract

Well Testing is one of the Method to determine the ability of the layer or formation to produce, Parameter that obtained by it is initial pressure reservoir (Pr), formation damage (s), reservoir boundary and the ability of the well to produce. On Well “Han-1” Field “X” is a type of gas well with carbonate rock formations. Methods that being used on this well is Pressure Build-Up and Delieverabilty Test with using Ecrin Software v.4.02 Result that we get from the test shows us that the permeabilty number is low, negative skin factor shows us that this well has been stimulated. And the type for this reservoir that we get from Ecrin Software is Homogenous, with Changing Wellbore Storage and the boundary is pararel fault. Even tho the Well Testing showing that the permeability score is low the flow of the well is optimal because this well is a gas well.   Quantitatively on the Pressure Build Up Analysis with Horner Method manually result that we get is not so different with Software Ecrin
ANALISA BATOK KELAPA DAN KWIKSEAL TERHADAP SIFAT FISIK LUMPUR POLYMER PHPA DAN RESINEX 200 F DAN 300 F Lumban Toruan, Michael Joshua; Yanti, Widia; Rangga Wastu, Apriandi Rizkina
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i3.12799

Abstract

ABSTRAK Hilang sirkulasi adalah hilangnya sebagian atau seluruh volume fluida pemboran ataupun slurry semen pemboran ke dalam pori-pori suatu formasi batuan selama operasi pemboran berlangsung diakibatkan oleh adanya tekanan hidrostatik yang berlebihan. Tujuan dari penelitian ini yaitu untuk mengetahui perubahan nilai sifat fisik lumpur pada sampel LCM batok kelapa dan kwikseal terhadap lumpur polymer PHPA dan resinex pada temperatur 200℉ dan 300℉. Penelitian tugas akhir ini dilakukan dengan dibuatnya 12 sampel lumpur dengan dua LCM yaitu batok kelapa dan kwikseal. Penambahan batok kelapa ke dalam lumpur dasar membuat densitas lumpur jadi 10.9 ppg dan 11 ppg . Penambahan kwik seal ke dalam lumpur dasar membuat densitas lumpur jadi 10. ppg dan 10.8 ppg. Pada filtrate loss ditambahkan batok kelapa yaitu saat ditambahkan PHPA. Penambahan kwik seal 8 gram pada lumpur lebih baik dibandingkan penambahan batok kelapa 8 gram, karena sifat fisik dan rheologi lumpur mampu memenuhi spesifikasi lapangan pada temperatur 300℉. Kata kunci: loss circulation material, batok kelapa, kwikseal, polymer PHPA, Resinex ABSTRACTLoss of circulation is the loss of part or all of the volume of drilling fluid or drilling cement slurry into the pores of a rock formation during drilling operations due to excessive hydrostatic pressure. The purpose of this study was to determine changes in the value of the physical properties of the coconut shell and kwikseal LCM mud on polymer PHPA and resinex at temperatures of 200℉ and 300℉. This research was conducted by making 12 samples of mud with two LCM, namely coconut shell and kwikseal. The addition of coconut shells made the mud density 10.9 ppg and 11 ppg. The addition of kwik seal made the mud density 10. ppg and 10.8 ppg. The addition of 8 grams of kwik seal to the mud was better than the addition of 8 grams of coconut shells, because the physical and rheological properties of the mud were able to meet field specifications at a temperature of 300℉. Kata kunci: loss circulation material, coconut shell, kwikseal, polymer PHPA, Resinex
IMPLEMENTATION OF PSC COST RECOVERY AND PSC GROSS SPLIT CONTRACTS IN THE IYP FIELD Irvan Yulian Pratama; Satiyawira, Bayu; Yulia, Prayang Sunny
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i3.16028

Abstract

In producing oil and gas, Indonesia has two valid contract schemes, namely PSC Cost Recovery and PSC Gross Split. The IYP field is a field that has great potential in producing petroleum, with 25 workover and 2 infill wells. The scheme released to compare with the PSC Cost Recovery scheme is the Gross Split PSC scheme. The previous scheme was considered to be ineffective and still detrimental to the government. So the government issued Ministerial Regulation No. 52 of 2017 which is the result of a revision of Permen no. 8 of 2017. Gross Split PSC Scheme, the contractor bears all operational costs for the development of oil and gas fields. The economic research on the IYP field aims to compare the Cost Recovery PSC scheme with the Gross Split PSC.
PENGARUH PENGGUNAAN LCM TERHADAP NILAI ECD LUMPUR PADA PRESSURE WINDOW SUMUR AY Anaugtuharesto, Yosia; Djumantara, Maman; Prima, Andry
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i3.17365

Abstract

Pemboran melibatkan pembuatan lubang vertikal atau miring ke dalam tanah, terutama di industri perminyakan untuk mencapai reservoir yang berisi hidrokarbon. Dalam proses pemboran, terdapat berbagai formasi batuan dengan karakteristik yang berbeda, yang seringkali menyebabkan masalah seperti loss circulation atau hilangnya lumpur ke dalam formasi. Salah satu masalah yang sering muncul adalah sloughing/caving, yaitu runtuhnya dinding lubang bor, terutama pada formasi yang tidak kompak, dikenal juga sebagai "Shale Problem". Stabilitas lubang bor menjadi kunci dalam menghadapi masalah ini. Untuk menangani sloughing, dilakukan penambahan densitas pada lumpur pemboran. Namun, peningkatan densitas dapat berpotensi menyebabkan loss circulation karena naiknya nilai equivalent circulating density (ECD), yaitu massa jenis fluida saat sirkulasi. Peningkatan ECD secara langsung mempengaruhi tekanan hidrostatik pada fluida pemboran, sehingga tekanan harus dikendalikan agar tidak melebihi tekanan rekah formasi. Untuk mencegah atau mengatasi loss circulation, digunakan bahan tambahan yang disebut Loss Circulation Material (LCM). LCM dipilih berdasarkan uji permeabilitas (Permeability Plug Test) untuk memastikan efektivitasnya. Dalam kasus ini, LCM yang digunakan adalah Fracseal F, CaCO3 M, CaCO3 F, dan Grafhite F. Setelah menghitung data aktual ECD dan tekanan rekah, nilai ECD sumur tetap berada di bawah tekanan rekah, menunjukkan keberhasilan penggunaan LCM. Tindakan ini dilakukan untuk mencegah terjadinya loss circulation dan menjaga stabilitas lubang bor.
OPTIMASI DESAIN ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP PADA SUMUR YK-01 LAPANGAN JMC MENGGUNAKAN SOFTWARE PIPESIM Ongkor, Gabriella Aurelia Nadiya; Ginting, Mulia; Yasmaniar, Ghanima
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i3.17387

Abstract

Sumur YK-01 merupakan salah satu sumur minyak yang terdapat pada Lapangan JMC. Pada awal penggunaan artificial lift, sumur ini menggunakan sucker rod pump, dengan produksi sekitar 188 stb/d. Namun, karena produksi yang kurang maksimal, pada tahun 2014 dilakukan pergantian artificial lift menjadi Electric Submersible Pump (ESP) sehingga terjadi peningkatan laju produksi menjadi 1.100 stb/d. Saat ini Sumur YK-01 menggunakan electric submersible pump tipe IND675 dipasang pada kedalaman 2.461 ft dengan rata-rata produksi sekitar 660 stb/d dan water cut 98%, sedangkan dari data tes terakhir diperoleh laju produksi maksimum sebesar 1.455 stb/d. Berdasarkan data produksi tersebut perlu dilakukan desain ulang pada pompa terpasang untuk mencapai laju produksi optimal yang diharapkan sehingga laju alir produksi bertambah. Laju produksi optimal yang diharapkan dari sumur YK-01 adalah 90% dari laju produksi maksimum, yaitu sebesar 1.309 stb/d. Dalam tulisan ini dilakukan desain ulang dengan menggunakan software Pipesim. Dalam menggunakan software Pipesim, terlebih dahulu dilakukan matching data produksi. Selanjutnya, dilakukan desain pompa untuk mengangkat produksi fluida sebesar 1.309 stb/d. Berdasarkan hasil perhitungan software Pipesim untuk mencapai laju produksi optimal, disarankan menggunakan electric submersible pump tipe REDA DN1300, dengan kedalaman pompa 2.401 ft jumlah stages sebanyak 144 stage, total dynamic head 2.588 ft, daya pompa sebesar 38 HP dan frekuensi pompa 60 Hz.
ANALISIS PRESSURE TRANSIENT TEST UNTUK KARAKTERISASI RESERVOIR PADA SUMUR VN-1 LAPANGAN LND Lande, Iger Inomas; Oetomo, R. Hari Karyadi; Husla, Ridha
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i3.17395

Abstract

Penelitian yang dilakukan pada sumur VN-1 bertujuan untuk mengetahui kondisi sumur VN-1 dengan meninjau karakteristik reservoir dari sumur VN-1. Pada sumur VN-1, dilakukan uji tekanan dengan menerapkan dua metode, yaitu Pressure Build Up test menggunakan Type Curve Pressure Derivative dan Horner Plot dengan pendekatan pseudopressure. Hasil analisis Pressure Build Up dengan metode Type Curve Pressure Derivative menunjukkan bahwa sumur VN-1 memiliki model sumur Vertical-Limited Entry, model wellbore Changing Storage, serta model reservoir Two Porosity PSS dengan model boundary One Fault. Selain itu, nilai tekanan awal reservoir (Pi) adalah sebesar 2.597,6 psi. Diketahui bahwa sumur VN-1 memiliki skin dengan nilai positif yaitu 3,22 dan memiliki permeabilitas sebesar 136 mD. Sedangkan, dari analisis dengan metode Horner Plot, diperoleh production time (tp) sebesar 36.380,6 hour, Flow Efficiency (FE) sebesar 0,785092331, dan Radius of Investigation (Ri) selama pengujian pada sumur VN-1 berlangsung sebesar 4.432,209 ft. Hasil yang diperoleh dari pengujian Pressure Build Up menunjukkan bahwa sumur VN-1 mengalami formation damage. Kemudian, nilai storativity ratio (Ꞷ) sebesar 0,0298 menunjukkan bahwa rekahan (fissures) memiliki storage yang lebih dikecil dibandingkan dengan matriks. Sedangkan nilai interporosity flow coefficient (λ) yaitu 3,9 × 10-4 menunjukkan permeabilitas matriks batuan yang besar sehingga menunjukkan kemudahan perpindahan fluida dari matriks ke fissures.
STUDI LABORATORIUM ANALISIS PENGARUH INJEKSI SURFAKTAN ABS TERHADAP PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK Saputra, Ade Kurniawan; Pauhesti; Yasmaniar, Ghanima; Samsol
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/vbqsbq09

Abstract

Penurunan perolehan minyak di lapangan migas menjadi suatu masalah yang harus dihadapi pada masa sekarang dan yang akan datang seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi minyak bumi. Meningkatkan cadangan perolehan minyak diperlukan metode tahap lanjut yaitu Enhanced Oil Recovery (EOR). Surfaktan merupakan salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan perolehan minyak. Pada penelitian di laboratorium ini akan menggunakan larutan surfaktan, yaitu Surfaktan ABS (Alkyl Benzene Sulfonate). Terdapat lima konsentrasi untuk masing-masing Surfaktan, yaitu sebesar 0,3; 0,5; 0,75; 0,9; dan 1% dengan memiliki salinitas yang sama sebesar 7.000 ppm. Pada penelitian ini digunakan surfaktan ABS dikarenakan surfaktan mempunyai karakterisktik mampu menurunkan tegangan antar muka (interfacial tension). Penelitian ini dilakukan phase behavior test atau uji kelakuan fasa untuk menentukan kestabilan emulsi dengan waktu pengukuran selama 7 hari pada suhu 80 oC. Untuk membuat larutan surfaktan ABS tersedia fluida ABS 70% dimana bahan baku surfaktan akan dicampurkan dengan brine dengan salinitas 7.000 ppm. Ada beberapa tahapan yang dilakukan, yaitu uji densitas, interfacial tension, dan core flooding. Setelah pembuatan sampel larutan surfaktan ABS selanjutnya dilakukan yang kedua adalah uji densitas dengan menggunakan alat densitometer DMA-4100 untuk mengetahui densitas larutan surfaktan ABS saat temperatur 30 oC dan 80 oC. ketiga adalah uji kelakuan fasa atau phase behavior test dimana larutan surfaktan akan dicampurkan dengan minyak kemudian dimasukkan ke dalam oven dengan temperatur 80 oC selama tujuh hari agar didapatkan hasil emulsi yang mendekati titik tengah agar kesetabilan emulsi lebih optimal. Keempat adalah menentukan nilai IFT dengan sampel surfaktan yang memiliki kesetabilan emulsi yang optimal menggunakan. terakhir uji core flooding untuk menentukan seberapa besar perolehan minyak pada sandstone saat dilakukan injeksi surfaktan. Pada hasil IFT dari larutan Surfaktan ABS mencapai titik critical micelle concentration (CMC) agar mampu menurunkan tegangan antar muka dengan baik antara minyak dan air formasi di dalam reservoir dimana nilai tegangan antar muka sebesar 0,0055654 dyne/cm. Hasil dari Core flooding berdasarkan surfaktan yang mencapai titik CMC. Terdapat Surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,9 % Salinitas 7.000 ppm pada titik CMC dengan recovery factor sebesar 14,545 %.
ANALISA DELIVERABILITY SUMUR X MENGGUNAKAN MODIFIED ISOCHRONAL TEST PADA LAPANGAN KAWENGAN Fattah, M. Yusril Irvandy R.; Nirmala, Gerry Sasanti; Tetelepta, Noce. N.; Firmansyah, Dhanny
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 2 (2024): Juni 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i2.19005

Abstract

Pengujian sumur atau well testing merupakan pengujian rutin yang biasa dilakukan pada sumur minyak dan gas. Tujuan dari kegiatan ini adalah mengevaluasi kondisi reservoir dan sumur, terutama bila ditemukan indikasi masalah produksi seperti turunnya laju produksi. Sumur X adalah salah satu sumur pada PT. Pertamina EP Cepu Asset 4 Field Cepu, dimana awalnya merupakan sumur minyak. Pada perkembangannya, dilakukan pindah lapisan dari minyak ke lapisan gas, karena ditemukan potensi menjadi sumur gas. Untuk itu telah dilakukan pengujian sumur menggunakan metode Modifield Isochronal Test, yang dilanjutkan dengan analisa deliverabilitas sumur dengan software Ecrin 4.02. Diperoleh hasil nilai Absolute Open Flow Potensial (AOFP) sebesar 7084.26 Mscf/d pada tekanan atmosfir, nilai wellbore storage C sebesar 0.00177116 Mscf/D/Psia, nilai skin sebesar -8.5 dan nilai permeabilitas sebesar 49.8 md dengan kapasitas aliran 1490 md.ft. Hasil analisa menunjukkan bahwa tidak terjadi kerusakan pada sumur X dan melihat hasil AOFP maka disimpulkan bahwa sumur dapat dikembangkan lebih lanjut sebagai sumur gas yang produktif.
PENINGKATAN GROSS UP PADA SUMUR X DENGAN MELAKUKAN OPTIMASI ARTIFICIAL LIFT SRP KE ESP Syaranamual, Estherlita Elizabeth
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 2 (2024): Juni 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i2.19067

Abstract

Oil and gas are some of the components that are required in everyday life, from the needs of the community to the demands of industry, making oil and gas production a significant activity that requires attention. Producing oil in the field is deeply connected to a decrease in a reservoir pressure, which lowers the production rate, reduces the working fluid level to the pump setting, and lowers pump volumetric level, an artificial lift must be installed for the fluid to be produced. However, reservoir production may experience well problems such as water cuts, scaling, and others over time. If a well has a high water cut but has the characteristics of heavy oil, it is necessaryto increase the gross production of the well to optimize the oil recovery. An artificial lift SRP RWB CHIRCHILL C25-56-36 with a production rate 250 BFPD is installed in the X well. To increase the production rate, an ESP SST3021 artificial lift must be installed with a production rate of 3000 BFPD. As a result, an artificial lit optimization from SRP to ESP was performed to optimize the gross-up of well X.From several parameters, the author proves whether the optimization of artificial lift from SRP to ESP can increase oil and gas production. According to the hydrocarbon reserve specifications, well X still has 4032 MSTB of oil reserves, with a production duration of up to 2045 to achieve qlimit. Based on the simulation of nodal analysis, well X is simulated using an artificial lift ESP with a TGH4000 pump. The optimum flow rate obtained is 3999.08 MSTB, with the same number of stages and frequency values as the ESP installed in well X, which is 21 and the frequency value is 50 Hz. This proves that by optimizing ESP, the good flow rate increases.
EVALUASI DATA LOG PADA ZONA F-02 DALAM RESISTIVITAS RENDAH PADA LAPANGAN F: Indonesia FADLIANSACH, FARHAN; Nugrahanti, Asri; Husla, Ridha
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 2 (2024): Juni 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i2.19262

Abstract

Latar Belakang: Lapangan F merupakan lapangan yang berada pada resistivitas rendah karena terdapat adanya zona hidrokarbon yang khusus dan tersembunyi sehingga terkadang diabaikan dan salah dalam menilai sebagai lapisan air dengan adanya keterbatasan log resistivitas dan identifikasi hidrokarbon. Tujuan: Penelitian dilakukan agar dapat mengevaluasi formasi yang terindikasi resistivitas rendah. Metodologi: Penelitian ini menggunakan analisa log secara kualitatif dan kuantitatif dengan harga resistivitas rendah berdasarkan pengukuran deep resistivity. Hasil: Penyebab terdapatnya zona resistivitas rendah karena adanya kandungan mineral clay seperti pyrite dan calcite 27% yang berada pada batukapur (Limestone). Hal itu dapat dikatakan bahwa jenis clay yang menyebabkan zona reservoir memiliki nilai resistivitas rendah. Zona reservoir ini terdapat pada kedalaman 4761ft – 4800 ft. nilai resistivitas rendah pada zona ini sekitar 1.52 – 128 Wm, nilai porositas sebesar 0.126, dan saturasi air sebesar 0.252. Kesimpulan: Pada hasil porositas dan saturasi tersebut dapat dikatakan bahwa resistivitas rendah perlu dilakukan evaluasi karena adanya zona yang berada di antara hidrokarbon dan zona reservoir air.

Page 26 of 31 | Total Record : 301

 24   25   26   27   28 

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