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 290 Documents
 25   26   27   28   29 
PRODUCTION SHARING CONTRACTS IN OIL AND GAS INDUSTRY: A LITERATURE REVIEW Krisdianto, Wahyu; Baihaqi, Imam; Gunarta, I.; Wibawa, Wibawa
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 1 (2025): Maret 2025
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.v14i1.22597

Abstract

Exploration and exploitation of oil and gas resources requires high investments and involves high uncertainties. Many countries use Production Sharing Contracts (PSC) mechanism to explore their potential resources into commercial values. There are various types of PSC that are operated in various countries. Using literature review, this paper identifies various type of the PSC in the world and investigates the advantages, disadvantages including the risks associated with each type of PSC’s. The review results provide source of information about each type of PSC’s that benefits governments, investors, and stakeholders.
MONITORING SATURASI RESERVOIR PADA SUMUR TB-1 MENGGUNAKAN PULSED NEUTRON CAPTURE: STUDI KASUS SEBELUM DAN SESUDAH SUMUR DITUTUP Ristawati, Arinda; Soumokil, Reynaldo Roberth Steven; Nugrahanti, Asri; Pramadika, Havidh
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 1 (2025): Maret 2025
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.v14i1.22599

Abstract

Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi perubahan saturasi dalam reservoir dan mengidentifikasi fenomena di sekitar lubang sumur yang mempengaruhi saturasi pada sumur BT-1, menggunakan metode pulsed neutron capture (PNC) sigma. Dengan memanfaatkan data yang diperoleh, penelitian ini bertujuan untuk memberikan informasi yang lebih komprehensif dan akurat tentang kondisi reservoir, untuk mendukung pengelolaan reservoir minyak dan gas bumi yang lebih efektif. Metode yang digunakan melibatkan analisis petrofisika dengan memasukkan data log GR, Rt, Rxo, NPHI, dan RHOB ke dalam software Interactive Petrophysics (IP). Setelah identifikasi litologi batuan dengan crossplot RHOB dan NPHI, dilakukan interpretasi kuantitatif untuk menentukan volume shale, porositas efektif, dan saturasi air (Sxo dan Sw) sebelum casing sumur ditutup. Estimasi perubahan saturasi selama produksi sumur menggunakan data dari sigma. Analisis ini dilakukan dengan menggunakan software IP. Sumur BT-1 memiliki empat zona perforasi dengan interval masing-masing dari kedalaman 11613 ft hingga 12325 ft. Hasil basic log analysis menunjukkan nilai rata-rata Volume clay 4,5%, porositas efektif 15,1%, Sxo 56,7%, dan Sw 5,8%. Evaluasi menunjukkan peningkatan saturasi selama periode penutupan sumur, terutama di interval 11811 ft hingga 12087 ft, disebabkan oleh aliran air yang besar yang mempengaruhi proses produksi minyak. Kesimpulan menunjukkan peningkatan saturasi disebabkan oleh fenomena eksternal, bukan dari dalam reservoir, seperti yang ditunjukkan oleh Water Flow Log (WFL), dengan minyak yang berhasil diproduksi tanpa terjadi bypassed oil
ANALISIS CADANGAN MINYAK PADA LAPANGAN Z MENGGUNAKAN METODE MATERIAL BALANCE DENGAN SOFTWARE IPM-MBAL Mano, Irene Nabila; Ristawati, Arinda; Yulia, Prayang Sunny; Fathaddin, Muhammad Taufiq; Pramadika, Havidh
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 2 (2025): Juni 2025
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.v14i2.22602

Abstract

Penelitian ini menggunakan metode material balance dengan software IPM-MBAL untuk mengestimasi cadangan minyak di Lapangan Z secara akurat dan tepat. Penelitian bertujuan menghitung Original Oil in Place (OOIP), mengidentifikasi mekanisme penggerak reservoir, serta menentukan Remaining Reserves (RR), Estimated Ultimate Recovery (EUR), dan Recovery Factor (RF). Langkah ini penting mengingat meningkatnya kebutuhan energi dan menurunnya produksi dari sumur tua. Metode material balance dilakukan dengan menganalisis data tekanan reservoir, produksi kumulatif minyak dan air, serta parameter PVT dari 19 sumur aktif. Analisis menggunakan software IPM-MBAL melalui proses PVT matching untuk mendapatkan parameter fluida akurat dan history matching untuk mengestimasi OOIP serta mekanisme penggerak reservoir. Maka hasil penelitian menunjukkan nilai OOIP sebesar 47,9 MMSTB, dengan deviasi kurang dari 5% dibandingkan estimasi volumetrik sebelumnya sebesar 45,7 MMSTB. Mekanisme penggerak utama yang teridentifikasi adalah water drive, berdasarkan analisis energi reservoir dan metode Ganesh Thakur. Selain itu, Recovery Factor (RF) tercatat sebesar 42%, dan Remaining Reserves (RR) dihitung mencapai 1,38 MMSTB. Kesimpulannya yaitu metode material balance berbasis IPM-MBAL memberikan hasil estimasi yang akurat. Penelitian ini berkontribusi pada pengelolaan reservoir yang lebih efektif serta pengambilan keputusan strategis dalam pengembangan lapangan. Pemahaman yang lebih baik tentang cadangan minyak dan mekanisme penggerak reservoir mendukung efisiensi pengelolaan sumber daya hidrokarbon secara berkelanjutan. 
ANALISA TEKANAN PORI BAWAH PERMUKAAN PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y” Hasbullah, Andrea; Febiyora Chandra Kirana; Risnaliyah Nuriil Tadersi; Hari Wiki Utama; Herdiana Prasetyaningrum
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 2 (2025): Juni 2025
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.v14i2.22636

Abstract

Pemboran merupakan kegiatan yang memiliki tingkat resiko dan biaya yang tinggi dimana dibutuhkan perencanaan yang matang untuk memperoleh keberhasilan pada kegiatan ini. Salah satu hal yang paling penting dalam kegiatan pemboran ini adalah penentuan tekanan pori yang menjadi fundamental mencegah terjadi nya masalah dalam pemboran seperti underpressure & overpressure yang mana sangat vital dalam mempengaruhi keselamatan dan efisiensi operasi pengeboran. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pada kedalaman berapa overpressure dan underpresure terjadi dengan menggunakan data wireline log, data tes tekanan, data mud log dan final well report. Metode Eaton digunakan untuk menentukan nilai tekanan pori dengan menggunakan data wireline logging seperti data log sonik, densitas dan resistivitas. Berdasarkan hasil penelitian ini  didapati peningkatan nilai tekanan pori yang lebih besar dari tekanan normal hidrostatis pada kedalaman 1580, 8 m – 1740,4 m dan 2097 m – 2605 m yang diakibatkan oleh formasi yang didominasi oleh batuan lempung yang bersifat impermeable sehingga meningkatkan tekanan pori bawah permukaan atau disebut juga sebagai overpressure. Selain itu terjadi penurunan nilai tekanan pori yang lebih kecil dari tekanan normal hidrostatis pada kedalaman 1778,4 – 2052 m yang diindikasikan sebagai underpressure. Penyebab hal ini diakibatkan oleh formasi yag didominasi oleh batuan lempung dan pengaruh salinitas dan perubahan dari flow regime akibat pengaruh tektonik.
SCREENING TEST SURFAKTAN BERBASIS PETROLEUM DAN MINYAK NABATI PADA LOW SALINITY RESERVOIR Pai, Evangelika Rahel; SamsoL, Samsol; Wijayanti, Puri
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025
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.v14i3.22194

Abstract

Surfaktan adalah salah satu bahan kimia yang digunakan pada injeksi kimia dalam metode enhanced oil recovery (EOR) untuk menguras minyak yang masih tersisa sehingga dapat meningkatkan perolehan minyak karena surfaktan mempunyai karakteristik yang dapat menurunkan tegangan antarmuka. Bahan kimia yang digunakan pada penelitian ini yaitu surfaktan berbasis petroleum dan minyak nabati dengan salinitas rendah yaitu 5100 ppm. Tujuan : Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui keefektifan surfaktan berbasis petroleum dan minyak nabati dalam menurunkan tegangan antarmuka dan untuk mengetahui surfaktan mana yang lebih efektif diinjeksikan pada low salinity reservoir. Metodologi dan hasil : Pada pengujian ini kedua larutan tersebut akan melalui screening surfaktan dengan metode fluid to fluid yang di dalamnya ada pengujian kompatibilitas, pengukuran densitas, tegangan antarmuka atau IFT (Interfacial tension), pengujian phase behavior, thermal stability dan filtrasi.  Hasil dari pengujian ini menghasilkan satu konsentrasi surfaktan dari masing-masing surfaktan yang efektif yaitu pada konsentrasi 0,8% salinitas 5100 ppm dengan nilai IFT pada pengujian thermal stability untuk surfaktan berbasis petroleum yaitu 0,00340 dyne/cm dan surfaktan berbasis minyak nabati yaitu 0,00435 dyne/cm. Pada pengujian phase behavior menghasilkan fasa tengah sementara pada pengujian filtrasi surfaktan berbasis minyak nabati terindikasi plugging dengan nilai filtration rate yaitu 1,39 lebih dari nilai FR yang dianjurkan yaitu <1,2.  Kesimpulan : Hasil penelitian surfaktan berbasis petroleum dan minyak nabati menghasilkan surfaktan berbasis petroleum lebih efektif untuk diaplikasikan dalam pengujian selanjutnya yaitu uji core flood.  
EVALUASI EFEKTIVITAS RE-DESIGN TARGET INJEKSI DAN KEDALAMAN GAS LIFT VALVE UNTUK MENINGKATKAN PRODUKSI SUMUR X DAN Y Fatiya Aqlin Nabila; Sari, Riska Laksmita; Triono, Agus
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025
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.v14i3.23159

Abstract

Well production rates tend to decline due to various factors, such as reservoir pressure decline, increased water cut, and fluctuations in the Gas-Oil Ratio (GOR). These conditions cause a decrease in the efficiency of artificial lift systems, particularly gas lift systems, resulting in suboptimal production performance. This study aims to evaluate and redesign the gas lift system by determining the optimal gas injection rate and Gas lift Valve (GLV) depth to enhance oil production. The methodology involves simulation using PIPESIM software, sensitivity analysis of gas injection targets and GLV depth, and manual calculations using Microsoft Excel to identify optimal operating conditions. The results of the study show that after redesign, the optimal gas injection rates are 6.25 MMscf/d for well X and 7.2 MMscf/d for well Y, with GLV depths at 3400 ft and 3990 ft, respectively. The redesign was proven to increase oil production by 281.80 stb/d (4.01%) for well X and 345.12 stb/d (12.01%) for well Y, while maintaining production performance at increasingly higher water cuts and minimizing the peak optimal value of GOR fluctuations. Thus, the gas lift system redesign is deemed effective in increasing well production and supporting long-term operational sustainability.  
ANALYSIS OF GEOTHERMAL WELL PRODUCTION CAPABILITY BASED ON OUTPUT CURVE AND WELLBORE SIMULATION IN AAP FIELD Putri, Alayda Aisyah; Malinda, Marmora Titi; Yulia, Prayang Sunny; Pramadika, Havidh
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025
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.v14i3.23215

Abstract

The assessment of geothermal well production capability plays a crucial role in optimizing geothermal energy generation systems. This study focuses on evaluating the performance of two geothermal wells, ZM-42 and ZM-31, located in the AAP Field, by developing output curves through wellbore simulation techniques. The analysis utilizes field production test results, well casing configuration data, and PTS (Pressure, Temperature, and Spinner) survey data to generate key parameters such as wellhead pressure, fluid flow rate, fluid temperature, enthalpy, and vapor fraction (dryness). These parameters are essential for understanding the thermal and flow characteristics of each well. Wellbore simulations were conducted using specialized software to replicate the flow behaviour of geothermal fluids within the well system. The output curves produced provide a graphical representation of the relationship between wellhead pressure and mass flow rate under various operating conditions. Validation of the simulation was done by comparing the generated curves with actual field measurements. The results show that well ZM-31 demonstrates a higher production capability compared to ZM-42. ZM-31 recorded a flow rate of 96.61 kg/s and an enthalpy of 1134.5 kJ/kg, with a vapor fraction of 0.14. In contrast, ZM-42 exhibited a lower flow rate of 85.60 kg/s, enthalpy of 1027.7 kJ/kg, and a vapor fraction of 0.11. These differences indicate superior separation efficiency and thermal performance in ZM-31. Furthermore, ZM-31’s production is dominated by a single feed zone, while ZM-42 relies on multiple contributing zones. In conclusion, based on output curve analysis and well simulation results, ZM-31 is recommended as the primary production well for further optimization in the AAP geothermal field, contributing to more efficient and reliable energy output.
DESAIN KOMPRESOR MULTI-TAHAP UNTUK OPTIMALISASI PRODUKSI GAS LAPANGAN X Sari, Dwi Astitie Indah; Sari, Riska Laksmita
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025
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.v14i3.23481

Abstract

Field X is an old gas field that has experienced a significant decrease in reservoir pressure, thus affecting its production capability. Since 2017, a two-stage compressor system has been implemented to increase gas production which had fallen to 4.5 MMscfd. However, towards the end of 2024, this system is no longer able to maintain flow pressure, so a technical solution is needed. This study aims to evaluate the performance of two-stage compressor systems and design three-stage systems as optimal solutions. Evaluation was carried out using thermodynamic simulations at Aspen HYSYS, well performance analysis using the IPR-VLP approach using PIPESIM, and production forecasting with Decline Curve Analysis (DCA). The results showed that the two-stage system was only able to achieve a discharge  pressure of 354.9 psia, far below the target delivery pressure of 700 psia. The three-stage system is able to achieve a final pressure of 813.7 psia with higher compressor efficiency (80%) and a stable vapour fraction at 1. The IPR-VLP curve shows an increase in production rates of up to 9 MMscfd and DCA projections estimate that the system will be able to withstand the rate of production decline until 2030.  
STUDI SIMULASI RESERVOIR CEKUNGAN SUMATERA SELATAN SEBAGAI CO2-EOR DAN CO2 GEOLOGICAL STORAGE Kurniawan, Dinar Hananto; Merdeka, Mohammad Galang; Elsiana, Rima Anisa
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025
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.v14i3.23712

Abstract

Dua masalah global yang menjadi isu yang harus segera ditangani adalah naiknya kebutuhan akan bahan bakar minyak dan emisi CO2. Kedua masalah ini dapat dipecahkan dengan peningkatan produksi minyak dan penyimpanan CO2 di reservoir. Salah satu cara untuk mengkombinasikan peningkatan perolehan minyak dan penurunan emisi CO2 adalah dengan CO2-EOR. CO2-EOR dilakukan dengan menginjeksikan CO2 ke dalam reservoir minyak dan atau gas untuk membuat minyak dan atau gas dapat naik ke permukaan. CO2 yang diinjeksikan bisa tertinggal di reservoir dan bahkan bisa sampai mengalami mineralisasi yang membuatnya tersimpan secara permanen di reservoir. CO2-EOR ini juga bisa disebut sebagai salah satu metode CO2 geological storage. Penelitian ini bertujuan untuk melihat potensi Cekungan Sumatera Selatan untuk dilakukan CO2-EOR melalui simulasi. Metode yang digunakan adalah dengan dua skema perforasi, konstrain sumur pada  laju injeksi 1 MMSCFD dan laju produksi 1000 STB/D, simulasi yang dijalankan dalam waktu 40 tahun (2024 - 2064), kemudian dibandingkan untuk memilih skema terbaik (base case). Skema terbaik kemudian dilakukan simulasi dengan variasi laju injeksi 0,5 – 10 MMSCFD dan laju produksi 250 – 2500 STB/D sebanyak 200 case. Hasil penelitian ini menunjukkan pada skenario optimasi dibandingkan dengan base case, menunjukkan kenaikan produksi minyak total dari 22,36 MMSTB ke 30,13 MMSTB, CO2 yang dapat disimpan pada tahun 2064 meningkat dari 0,03997 juta ton ke 0,90795 juta ton, serta jumlah maksimal CO2 yang dapat disimpan 0,11176 juta ton ke 1,73603 juta ton. Peningkatan ini didapatkan pada laju injeksi CO2 yang optimum 4,5 MMSCFD dan laju produksi minyak yang optimum adalah 500 STB/D.
EVALUASI STEERING TOOLS BERDASARKAN PARAMETER TORSI ROB, ROO dan HOOKLOAD PADA SUMUR AX Wastu, Apriandi Rizkina Rangga; Kusuma , Ariadi; Prima, Andry
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025
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.v14i3.23902

Abstract

Steering tools yang digunakan dalam suatu operasi pemboran dapat mempengaruhi waktu dan biaya dari operasi pemboran secara menyeluruh sehingga perlu dievaluasi lebih lanjut melalui parameter pemboran, khususnya torsi dan hookload yang terjadi pada pemboran sumur diobservasi. Evaluasi dilakukan dengan observasi terhadap dua sumur, yakni Sumur AX-1 dan Sumur AX-2. Sumur AX-1 dalam trayek 8-1/2 inci menggunakan alat pengarah DHM jenis mud motor untuk menembus lapisan batupasir di kedalaman 2953 ftMD, dengan target kedalaman total 4411 ftMD. Sementara itu, sumur AX-2 dengan trayek yang sama menggunakan alat pengarah tipe Rotary Steerable System (RSS) untuk menembus lapisan serupa di kedalaman 2303 ftMD, dengan target kedalaman total 5040 ftMD. Penggunaan dua jenis alat pengarah ini - DHM tipe mud motor dan RSS - memungkinkan perbandingan parameter operasional yang berdampak pada durasi pemboran. Parameter utama yang dibandingkan meliputi torsi saat Rotate on Bottom dan Rotate off Bottom, serta parameter Hookload. perbedaan kondisi efisien sebagai evaluasi dari Rotary Steerable System dan Downhole Mud Motor mempengaruhi parameter dan operasi pemboran secara menyeluruh dimana Mud Motor dengan Torsi Rotate on Bottom 4700 – 8500 ft-lbf , Torsi Rotate off Bottom 4500 – 7500 ft-lbf, dan hookload 120 – 133 Klbs, sedangkan Rotary Steerable System dengan Torsi Rotate on Bottom 3900 – 4700 ft-lbf , Torsi Rotate off Bottom 2300 – 2800 ft-lbf, dan hookload 75 – 79 Klbs. Evaluasi kedua steering tool yang telah dilakukan terhadap kedua parameter torsi dan hookload  memberikan kesimpulan bahwa Rotary Steerable System direkomendasikan sebagai steering tool yang lebih efektif dan efisien dalam penggunaannya.

Page 29 of 29 | Total Record : 290

 25   26   27   28   29 

Filter by Year

2015 2025


Reset
Filter By Issues
All Issue 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