cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Wulandari Dianningtyas
Contact Email
jurnal.lemigas@esdm.go.id
Phone
+6221-7394422
Journal Mail Official
jurnal.lemigas@esdm.go.id
Editorial Address
Jl. Ciledug Raya Kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230
Location
Kota adm. jakarta selatan,
Dki jakarta
INDONESIA
LEMBARAN PUBLIKASI MINYAK DAN GAS BUMI
Published by LEMIGAS
ISSN : 20893396     EISSN : 25980300     DOI : 10.29017/LPMGB.58.1.1610
Core Subject : Science, Social, Engineering,
Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Earth & Planetary Sciences Energy Environmental Science
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi (LPMGB) merupakan jurnal resmi yang dipublikasikan oleh Balai Besar Pengujian Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS untuk menyebar luaskan informasi terkait kegiatan penelitian, pengembangan rekayasa teknologi dan pengujian laboratorium di bidang migas. Naskah dari berbagai lembaga penelitian, perguruan tinggi dan industri migas dari dalam dan luar negeri
Arjuna Subject : Energi (semua kategori) - Teknologi Bahan Bakar
Articles 544 Documents
 5   6   7   8   9 
PENGARUH GAS TERLARUT DALAM AIR INJEKSI TERHADAP LAJU KOROSI PADA FASILITAS PERMUKAAN DI INDUSTRI PERMINYAKAN Dahrul Effendi; Adeguna Ridlo Pramurti
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 2 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Sebelum air injeksi digunakan untuk keperluan water fl ooding, terlebih dahulu diuji kualitasnya untuk mengetahui kandungan unsur lain di dalamnya. Faktor yang memegang peranan penting dalam penentuan kualitas air injeksi salah satunya adalah faktor laju korosi. Parameter yang mempengaruhi laju korosi antara lain pH dan kandungan gas terlarut (DO, H2S, CO2) di dalam air injeksi. Hasil penelitian ini memperlihatkan ketiga perconto air (air injeksi IW-1, IW-2, dan air formasi FW) mempunyai nilai pH > 7 dan bersifat basa. Penentuan nilai laju korosi berdasarkan metode elektrokimia menggunakan alat Potentiostat. Hasil analisis dari ketiga perconto memperlihatkan air injeksi dan air formasi bersifat korosif.
POTENSI BATUAN INDUK FORMASI SALODIK PULAU PELENG BAGIAN BARAT, CEKUNGAN BANGGAI Guntur Adham Syahputra; Warto Utomo; Arief Rahman
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 2 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Cekungan Banggai merupakan suatu cekungan produktif di Indonesia yang terdiri atas offshore (Laut Banda) dan onshore (pesisir Timur Sulawesi Tengah, Pulau Peleng, Kepulauan Banggai). Cekungan Banggai menyumbangkan produksi gas yang cukup signifi kan, diantaranya berasal dari Lapangan Senoro dan Donggi-Matindok. Daerah penelitian terletak di Pulau Peleng bagian Barat, yang merupakan tepian dari Cekungan Banggai. Penelitian bertujuan untuk mendapatkan karakteristik dan potensi kematangan pada batuan induk Eosen-Miosen; Formasi Salodik. Pengukuran data geokimia dilakukan di laboratorium meliputi Total Organic Carbon (TOC) dan Rock- Eval Pyrolysis, dengan data keluarannya yaitu: %TOC, S1 , S2 , S3 dan Tmax. Berdasarkan parameter tersebut, secara matematis diperoleh data geokimia turunan yaitu potential yield (PY), hydrogen index (HI), oxygen index (OI) dan productivity index (PI). Analisis dan interpretasi data geokimia dilakukan terhadap plot data kedalaman semu terhadap TOC, PY, HI, dan PI, TOC terhadap HI, OI terhadap HI dan Tmax terhadap HI. Analisis dan interpretasi dikaitkan dengan geologi regional di sekitarnya. Hasil penelitian ini adalah; karakter dan potensi batuan induk Formasi Salodik kaya akan material organik yang ditunjukkan dari nilai TOC dan PY, dengan kerogen tipe II/III. Tingkat kematangan menunjukkan kondisi belum matang, tetapi apabila batuan induk Formasi Salodik mencapai kematangan yang optimum, maka dapat menghasilkan minyak dan gas.
MODIFIKASI SERAT RAYON SEBAGAI ADSORBEN LOGAM BERAT Dwi Endah Rachmawati; Novita Elia; Endang Asijati; Helmiyati
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 2 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Logam berat merupakan permasalahan serius untuk lingkungan. Salah satu solusi mengatasinya yaitu dengan pemisahan menggunakan adsorben berbahan dasar serat selulosa. Penelitian ini bertujuan untuk memodifi kasi serat rayon dan mengaplikasikannya pada ion logam berat untuk mengetahui kemampuan adsorpsi dan regenerasinya. Proses modifi kasi diawali dengan teknik ozonisasi, proses ikat silang dengan N,N-metilenbisakrilamida (NBA), pencangkokan glisidil metakrilat (GMA), dan fungsionalisasi dietilentriamin (DETA). Karakterisasi yang dilakukan meliputi analisis spektrofotometri Fourier Transform Infrared (FTIR), derajat pengembangan, dan ketahanan terhadap asam dan basa. Serat termodifi kasi kemudian diaplikasikan untuk mengadsorpsi ion logam berat Cu(II), Cd(II) dan Pb(II) pada variasi kondisi pH 3-7. Pencangkokan GMA pada serat rayon terikat silang melalui teknik ozonisasi dilakukan pada temperatur 70C, waktu reaksi 150 menit, dan konsentrasi GMA 5% menghasilkan persen pencangkokan sebesar 202,76%. Serat rayon tercangkok ini memiliki derajat pengembangan lebih kecil dibandingkan serat rayon awal, namun memiliki ketahanan asam dan basa yang lebih baik. Keberhasilan pembukaan cincin epoksi GMA ditunjukkan oleh spektrum FTIR dan diperoleh persen DETA yang terfungsionalisasi sebanyak 76,59% mol. Hasil aplikasi adsorpsi ion logam berat menunjukkan bahwa serat rayon termodifi kasi efektif untuk menurunkan kandungan ion logam berat terutama ion Cu(II) hingga 1,438 mmol/gram adsorben pada pH 5. Serat rayon termodifi kasi ini juga dapat diregenerasi dan digunakan kembali.
KARAKTERISTIK GUNUNG LUMPUR ZONA REMBANG DAN IMPLIKASINYA TERHADAP LAPANGAN MIGAS DI JAWA TIMUR M. Burhannudinnur
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Penelitian gunung lumpur (mud volcano) sudah banyak dilakukan oleh para peneliti terdahulu, namun belum ada yang komperhensif membahas menggunakan integrasi data permukaan dan bawah permukaan. Zona Rembangterdapat beberapa gunung lumpur dengan manifestasi permukaan yang beragam dan berada di sekitar lapangan migas yang masih produktif hingga sekarang. Penelitian ini dilakukan dengan mengintegrasikan data lapangan dan data bawah permukaan. Data lapangan yang diambil berupa morfologi gunung lumpur dan pengambilan perconto lumpur pada Gunung Lumpur Kuwu, Crewek, Cangkringan, Medang, Kesongo dan Anak Kesongo. Dari data permukaan tersebut dilakukan analisis karateristik gunung lumpur dan sumber gunung lumpur. Kemudian diintegrasikan dengan analsis data bawah permukaan berupa data log sumur dan seismik. Hasil dari analsis data bawah permukaan tersebut digunakan untuk mendeliniasi zona overpressure yang merupakan penyebab dari munculnya gunung lumpur. Integrasi dari analisis data permukaan dan bawah permukaan tersebut menghasilkan suatu mekanisme sistem gunung lumpur. Potensi sumber gunung lumpur (sub sistem generatif) mulai diendapkanpada waktu Formasi Tawun dengan sebaran mengikuti jejak arah Meratus. Besaran laju sedimentasi yang cukup tinggi dibandingkan formasi lain pada sedimen yang berbutir halus menyebabkan terbentuknya zona overpressureyang merupakan elemen subsistem migrasi
IDENTIFIKASI BEDROCK MENGGUNAKAN PEMODELAN 2D SEISMIK TOMOGRAFI DENGAN SOFTWARE GMSH DAN PHYTON DI DAERAH GUNUNG PEYEK CISEENG, BOGOR, JAWA BARAT Agus Abdullah; Putri Tamado B; Eka Setyaningrum; Mega Dwi A; Afif Fakhri S
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Daerah Bogor merupakan daerah yang memiliki geomorfologi yang tersusun atas batuan yang bersifat ductile. Suatu bangunan seharusnya didirikan pada suatu lapisan bedrock yang bersifat rigid agar bangunan tersebut dapat berdiri dengan kokoh dan dapat meminimalisir adanya kerusakan bangunan, untuk mengukur dan memodelkan geologi dari bedrock dapat menggunakan metode 2D seismik tomografi dengan irregular mesh pada software GMSH lalu dilakukan inversi tomografi dengan Python. Pemodelan forward dan inversi dilakukan secara berulang hingga diperoleh data traveltime hasil perhitungan berdasarkan model terbaru yang paling sesuai dengan data traveltime observasi. Hasil yang diperoleh adalah pemetaan lapisan bawah permukaan bumi hingga ke bedrock secara detail, dan perhitungan matematis yang cepat. Maka dari itu, dengan menggunakan metode 2D tomografi dengan irregular mesh dapat mengetahui karakteristik lapisan dekat permukaan bumi dengan respon inversi tomografi berupa data kecepatan dan menentukan letak pondasi bangunan.
STRATEGI PENGEMBANGAN SHALE GAS DI FORMASI LAHAT M. Mufarrid Ash Shabuur; Eko Widi P
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Kebutuhan minyak dan gas bumi dari sumber energi fosil di Indonesia semakin meningkat sedangkan cadangan migas yang dihasilkan dari reservoir konvensional semakin berkurang. Untuk mengantisipasi kekurangan kebutuhan akan gas, diperlukan tinjauan sumber daya non konvensional, salah satunya adalah shale gas. Shale gas merupakan salah satu energi alternatif yang memiliki potensi besar di Indonesia. Berdasarkan kajian pemerintah, potensi shale gas di Indonesia sekitar 574 TCF yang tersebar di tujuh cekungan. Makalah ini akan membahas estimasi cadangan pada Formasi Lahat Sumatera Selatan dengan Lingkungan Pengendapan Lacustrine, berdasarkan penelitian data reservoir di daerah konvensional yang telah ada di cekungan Sumatera Selatan. Formasi ini akan dikembangkan sebagai batuan induk dan reservoir sekaligus. Data GnG digunakan untuk mengetahui potensi dan sweetspot pada formasi tersebut. Estimasi Gas In Place ditentukan dengan metode Lewis dan Jarvie untuk adsorbsi kandungan gas, yang mempunyai total luas sweetspot 4378.9 hektar, pada kedalaman 2125mMd - 2175mMd, dengan ketebalan reservoir 50 m atau 164 ft, dan diperoleh Gas in Place sebesar 146,8 Bcf. Berdasrakan parameter petrofisika dan desain sumur (hydraulic fracturing dan pemboran sumur horizontal), profil produksi sumuran dapat diprediksi dengan bantuan software simulasi IHS Fekete Evolution, yang juga dapat digunakan saat skenario penambahan sumur produksi. Penulis merancang skin value pada -3, dengan membuat panjang efektif sumur horizontal 3000- 10000 ft dan variasi stages rekahan dengan jarak antar stages adalah 500 ft, dan fracture half length 200-300 ft. Kemudian dari nilai cadangan tersebut dilakukan peramalan selama 24 tahun dengan membuat rate plateu lapangan diatas 10 MMScfd, dengan minimum plateu selama 14 tahun, dan diperoleh recovery factor terbesar dari beberapa skenario adalah 71.058%.
PENENTUAN SWELLING FACTOR DAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM UNTUK PENERAPAN INJEKSI GAS KARBONDIOKSIDA DI LAPANGAN MINYAK Dedy Kristanto; Hariyadi; Wibowo; Windyanesha Paradhita
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Pengembangan (swelling) minyak dan tekanan tercampur minimum (TTM) merupakan dua faktor yang penting dari mekanisme pendesakan gas karbondioksida (CO2 ) yang terjadi di reservoir untuk penerapan injeksi CO2 di lapangan dalam upaya meningkatkan perolehan minyak tahap lanjut. Dalam paper ini penentuan swelling factor dilakukan menggunakan PVT cell, dimana fluida rekombinasi diinjeksikan dan dikondisikan pada temperatur reservoir. Sedangkan penentuan TTM antara sampel minyak dengan gas CO2 dilakukan menggunakan tiga cara, yaitu persamaan empiris, secara korelasi dan percobaan laboratorium menggunakan Slimtube. Berdasarkan hasil analisa swelling test selama proses injeksi gas CO2 sampai 46,82% mol, tekanan gelembung meningkat secara bertahap dari 410 psig sampai 2200 psig dan faktor swelling meningkat dari 1.0 sampai 1.442. Penentuan TTM menggunakan persamaan empiris (2807 Psig) dan korelasi Holm & Yosendal (2750 Psig) adalah yang paling mendekati dengan hasil penentuan dari analisa laboratorium (2800 Psig). Didasarkan pada besarnya tekanan rekah formasi di Lapisan F sebesar 2200 Psig dan TTM sebesar 2800 Psig, maka dalam penerapannya di lapangan injeksi gas CO2 hanya dapat dilakukan secara pendesakan tak tercampur.
DECLINE CURVE ANALYSIS: METODE LOSS RATIO DAN TRIAL ERROR AND X2 CHI-SQUARE TEST, PADA FORMASI KAIS, LAPANGAN R, PAPUA BARAT Arief Rahman; Warto Utomo; Supanca Ade Putri
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Lapangan R merupakan lapangan minyak tua yang teletak di Cekungan Bintuni, Papua Barat, yang ditemukan oleh Nederlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatschappij (NNGPM) pada tahun 1941 dengan kumulatif produksisebesar 2,1 MMBBL. Lapangan ini memiliki 30 sumur, dengan 12 sumur produksi pada periode tahun 1952 1961, dengan reservoir berupa batugamping platform yang tight pada Formasi Kais. Untuk pengembangan lapangan R,dibutuhkan peramalan produksi untuk menghitung keekonomian lapangan. DCA (Decline Curve Analysis) dengan metode Loss Ratio dan Trial Error and X2 Chi-square test dapat menentukan peramalan laju produksi minyak (Qo) dan kumulatif produksi (Np), Estimate Ultimate Recovery (EUR), Recovery Factor (RF), Estimate Remaining Reserves (ERR), dan durasi/waktu pengambilan minyak sisa (tl), berdasarkan economic limit per-sumur dilapangan R sebesar 7,4 BOPSD. DCA lapangan R dibagi dalam 2 kompartemen, yaitu kompartemen-1 (3 sumur produksi), dan kompartemen-2 (9 sumur produksi), dengan suatu sealing fault sebagai pemisahnya. Diketahui nilai volume minyak pada reservoir (OOIP) Kompartemen-1 adalah 2,09 MMSTB, OOIP Kompartemen-2 adalah 51,68 MMSTB. Setelah dilakukan analisis tren pada kurva produksi harian pada tiap kompartemen, didapatkan nilai b dan Di, yang digunakan untuk perhitungan peramalan Qo dan Np. Hasilnya, pada Kompartemen-1, dengan 1 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 6,09 bulan atau 0,51 tahun, EUR = 330.357 STB, RF = 15,81%, dan ERR = 27.676 STB. Sedangkan pada kompartemen-2, dengan 6 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 54,71 bulan atau 4,56 tahun, EUR = 3.347.557 STB, RF = 6,48%, dan ERR = 1.883.712 STB
UJI SENSITIVITAS KONSENTRASI SURFAKTAN POLIMER DAN VOLUME SLUG TERHADAP PEROLEHAN MINYAK MELALUI MODEL SIMULASI POLA SUMUR INJEKSI PRODUKSI EOR Edward ML Tobing
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan produksi dari lapangan minyak tua adalah melalui injeksi surfaktan polimer, yang berfungsi dapat menurunkan tegangan antar muka dan perbandingan mobilitas air-minyak. Karya tulis ini memfokuskan pada pengembangan model simulasi reservoir injeksi kimia surfaktan polimer, yaitu dengan melakukan scale-up berdasarkan model simulasi hasil uji pendesakan (core flooding) injeksi surfaktan polimer di laboratorium. Model simulasi reservoir yang telah dikembangkan tersebut mempunyai bentuk pola sumur injeksi produksi half inverted 7 spot dengan dimensi 8x17x35. Kondisi inisial reservoir terdiri dari: saturasi minyak tersisa dan saturasi air masing masing sebesar 35.0% dan 65.0%, serta suhu 61oC. Berdasarkan injeksi surfaktan polimer dengan masing masing konsentrasi sebesar 0.30% berat dan 0.260% berat serta ukuran slug injeksi surfaktan-polimer sebanyak 0.164 pore volume pada model diatas, menunjukkan potensi penambahan perolehan minyak 33.52% original in place dari saturasi minyak tersisa. Uji sensitivitas dilakukan dengan menambahkan maupun mengurangi konsentrasi surfaktan dan polimer serta ukuran slug injeksi surfaktan-polimer melalui model simulasi tersebut. Hasil yang didapat menunjukkan potensi penambahan perolehan minyak yang optimal sebesar 46.03% original in place dari saturasi minyak tersisa, dengan ukuran slug injeksi surfaktan-polimer 0.205 pore volume serta masing masing konsentrasi surfaktan-polimer 0.435% berat dan 0.234% berat.
STUDI KELAYAKAN UNTUK IMPLEMENTASI INJEKSI CO2 SKALA PILOT DI LAPANGAN MINYAK A, SUMATERA SELATAN Dadan DSM Saputra; Sugihardjo; Edward ML Tobing
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Injeksi CO2-Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak mature Indonesia untuk meningkatkan produksi minyak perlu segera diaplikasikan. Selain untuk meningkatkan produksi minyak, injeksi CO2-EOR juga digunakan untuk mengurangi emisi gas CO2 di atmosfer. Pemerintah perlu mengaplikasikan Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) untuk dapat mengurangi emisi gas rumah kaca (GRK) sesuai dengan RUEN dan INDC Indonesia yaitu sebesar 29% pada tahun 2030. Tujuan dilakukannya studi ini untuk mengkaji kelayakan dari proyek implementasi injeksi CO2 skala pilot di Lapangan Minyak A. Studi ini fokus pada studi kelayakan injeksi CO2 skala pilot di Lapangan Minyak A Lapisan Y Blok D di daerah Sumatera Selatan dimulai dari proses screening lapangan minyak untuk injeksi CO2, studi Geologi Geofisika dan Reservoir (GGR) serta analisis keekonomian yang mencakup skenario transportasi CO2 dari sumber CO2 ke lokasi injeksi. Dari hasil simulasi reservoir didapatkan bahwa injeksi CO2 secara dengan laju alir sebesar 150 ton per hari selama 5 tahun (dimulai dari awal 2017) dapat meningkatkan perolehan minyak menjadi 4,7% IOIP (dengan basecase 2% IOIP), sedangkan dengan menggunakan laju alir 75 ton per hari dapat meningkatkan sebesar 3,37% IOIP pada daerah prospek di Lapisan Y Blok D. Dari hasil analisis keekonomian, harga jual CO2 terendah diperoleh dari skenario II (transportasi menggunakan truk) sebesar US$48,13 per ton CO2 dan akan layak untuk diinjeksikan pada saat harga minyak lebih dari US$83 per barel.

Page 7 of 55 | Total Record : 544

 5   6   7   8   9 

Filter by Year

1980 2024


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol. 58 No. 1 (2024): LPMGB Vol. 57 No. 3 (2023): LPMGB Vol. 57 No. 2 (2023): LPMGB Vol. 57 No. 1 (2023): LPMGB Vol. 56 No. 3 (2022): LPMGB Vol. 56 No. 2 (2022): LPMGB Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB Vol. 55 No. 3 (2021): LPMGB Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB Vol. 55 No. 1 (2021): LPMGB Vol. 54 No. 3 (2020): LPMGB Vol. 54 No. 2 (2020): LPMGB Vol. 54 No. 1 (2020): LPMGB Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB Vol. 53 No. 2 (2019): LPMGB Vol. 53 No. 1 (2019): LPMGB Vol. 52 No. 3 (2018): LPMGB Vol. 52 No. 2 (2018): LPMGB Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB Vol. 51 No. 3 (2017): LPMGB Vol. 51 No. 2 (2017): LPMGB Vol. 51 No. 1 (2017): LPMGB Vol. 50 No. 3 (2016): LPMGB Vol. 50 No. 2 (2016): LPMGB Vol. 50 No. 1 (2016): LPMGB Vol. 49 No. 3 (2015): LPMGB Vol. 49 No. 2 (2015): LPMGB Vol. 49 No. 1 (2015): LPMGB Vol. 48 No. 3 (2014): LPMGB Vol. 48 No. 2 (2014): LPMGB Vol. 48 No. 1 (2014): LPMGB Vol. 47 No. 3 (2013): LPMGB Vol. 47 No. 2 (2013): LPMGB Vol. 47 No. 1 (2013): LPMGB Vol. 45 No. 3 (2011): LPMGB Vol. 45 No. 2 (2011): LPMGB Vol. 45 No. 1 (2011): LPMGB Vol. 44 No. 3 (2010): LPMGB Vol. 44 No. 2 (2010): LPMGB Vol. 44 No. 1 (2010): LPMGB Vol. 43 No. 3 (2009): LPMGB Vol. 43 No. 2 (2009): LPMGB Vol. 43 No. 1 (2009): LPMGB Vol. 42 No. 3 (2008): LPMGB Vol. 42 No. 2 (2008): LPMGB Vol. 42 No. 1 (2008): LPMGB Vol. 41 No. 3 (2007): LPMGB Vol. 41 No. 2 (2007): LPMGB Vol. 41 No. 1 (2007): LPMGB Vol. 40 No. 3 (2006): LPMGB Vol. 40 No. 2 (2006): LPMGB Vol. 40 No. 1 (2006): LPMGB Vol. 39 No. 3 (2005): LPMGB Vol. 39 No. 2 (2005): LPMGB Vol. 39 No. 1 (2005): LPMGB Vol. 38 No. 3 (2004): LPMGB Vol. 38 No. 2 (2004): LPMGB Vol. 38 No. 1 (2004): LPMGB Vol. 37 No. 1 (2003): LPMGB Vol. 36 No. 3 (2002): LPMGB Vol. 36 No. 2 (2002): LPMGB Vol. 36 No. 1 (2002): LPMGB Vol. 24 No. 2 (1990): LPMGB Vol. 24 No. 1 (1990): LPMGB Vol. 23 No. 3 (1989): LPMGB Vol. 23 No. 1 (1989): LPMGB Vol. 21 No. 3 (1987): LPMGB Vol. 21 No. 2 (1987): LPMGB Vol. 21 No. 1 (1987): LPMGB Vol. 20 No. 3 (1986): LPMGB Vol. 20 No. 2 (1986): LPMGB Vol. 20 No. 1 (1986): LPMGB Vol. 19 No. 3 (1985): LPMGB Vol. 19 No. 2 (1985): LPMGB Vol. 19 No. 1 (1985): LPMGB Vol. 18 No. 3 (1984): LPMGB Vol. 18 No. 2 (1984): LPMGB Vol. 18 No. 1 (1984): LPMGB Vol. 17 No. 2 (1983): LPMGB Vol. 15 No. 1 (1981): LPMGB Vol. 14 No. 3 (1980): LPMGB Vol. 14 No. 2 (1980): LPMGB Vol. 14 No. 1 (1980): LPMGB More Issue