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
+6282121181003
Journal Mail Official
jurna.lemigas@esdm.go.id
Editorial Address
BBPMGB LEMIGAS 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 (LPMGB)
Published by LEMIGAS
ISSN : 20893396     EISSN : 25980300     DOI : DOI: https://doi.org/10.29017/LPMGB.60.1.2018
Core Subject :
LPMGB aims the dissemination of information on research activities, technology engineering development and laboratory testing in the oil and gas field. Manuscripts in English are accepted from all in any institutions, college and industry oil and gas throughout the country and overseas.
Arjuna Subject : -
Articles 584 Documents
 18   19   20   21   22 
IDENTIFIKASI FAKTOR INTERNAL DAN EKSTERNAL DALAM PENGEMBANGAN AKTIVITAS PENAMBANGAN TERBUKA MINYAK BERAT DI INDONESIA (STUDI KASUS PADA PERUSAHAAN MINYAK SWASTA NASIONAL) Endras Pribadi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 53 No 2 (2019)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.53.2.368

Abstract

Ketersediaan energi nasional khususnya dari minyak bumi baik onshore (darat) maupun offshore (lepas pantai) sangat tergantung dari kemampuan dalam menemukan lapangan baru. PT Medco E&P Indonesia (MEDCO) sebagai salah satu perusahaan swasta nasional yang bergerak di bidang eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi menghadapi tantangan kelangsungan produksi seiring penurunan produksi lapangan lama. Salah satu teknik baru dalam produksi onshore yang sedang dikembangkan oleh MEDCO yaitu penambangan minyak bumi terbuka yang akan diuji coba di Iliran High, Blok Rimau, Provinsi Sumatera Selatan.Tujuan penelitian untuk mengidentifikasi faktor internal dan eksternal MEDCO yang terkait dengan pengembangan aktivitas penambangan terbuka minyak berat. Hasil identifikasi faktor internal menggunakan analisis VRIO menujukkan terdapat 3 kompetensi yang memenuhi nilai VRIO yaitu efisiensi biaya produksi di bawah US$ 10 per barrel oil equivalen (BOE), memprediksi peluang bisnis di masa mendatang, dan mengintegrasikan aset-aset perusahaan. Hasil identifikasi faktor eksternal makro menggunakan analisis PESTEL menunjukkan faktor teknologi, lingkungan, dan kebijakan pemerintah memiliki nilai terbesar. Hasil identifikasi faktor eksternal mikro menggunakan Porter’s Five Force menunjukkan faktor persaingan antar perusahaan sebagai faktor terpenting untuk direspon optimal oleh perusahaan. Identifikasi lingkungan tersebut berguna sebagai bahan pertimbangan manajemen MEDCO dalam menyusun feasibility study pengembangan penambangan minyak bumi terbuka di Indonesia.
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)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.53.3.403

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
APLIKASI METODE CWT (CONTINOUS WAVELET TRANSFORM) UNTUK MENGETAHUI SEBARAN BATUBARA PADA PENGEMBANGAN UNDERGROUND COAL GASIFICATION, SUMATRA SELATAN Sulistiyono Sulistiyono; Praditiyo Riyadi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 54 No 1 (2020)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.54.1.415

Abstract

Energi unconvensional merupakan kunci pembaharuan target eksplorasi dan eksploitasi untuk memenuhi kebutuhan energi dunia. Gasifikasi batubara bawah permukaan ata underground coal gasification merupakan salah satu alternatif solusi terhadap persoalan tersebut. Gasifikasi batubara akan menghasilkan syngas yang dapat dikonversi menjadi minyak dan/atau gas alam sintesis. Teknologi ini pada prinsipnya melakukan gasifikasi lapisan batubara secara insitu pada kedalaman lebih dari 150 meter. Hal ini dilakukan karena keberadaan batubara di kedalaman lebih dari 150 secara keekonomian tidak menguntungkan untuk ditambang secara konvensional. Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan di Indonesia yang berpotensial akan kandungan batubara, adapun formasi yang mengandung batubara pada cekungan ini adalah Formasi Muara Enim. Formasi ini secara stratigrafi diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Air Benakat, berumur Miosen Atas. Pada umumnya keberadaan batubara pada suatu formasi dikendalikan oleh overburden dan geothermal gradient (2.890 F / 100 feet). Ketebalan lapisan batubara di formasi ini cukup bervariasi tergantung posisi pengendapan dan sejarah tektonik cekungan. Guna mengetahui pola penyebaran dan ketebalan lapisan batubara tersebut perlu digunakan metode yang dalam hal ini adalah Spectral Decomposition. Spectral Decomposition adalah metode atribut seismik yang sering digunakan untuk menganalisis seismik dengan frekuensi domain. Informasi mengenai frekuensi seismik digunakan untuk mendapatkan sebaran litologi di daerah penelitian. Sebaran lapisan batubara yang cukup tipis pada area penelitian (5-10 m) akan terdeteksi pada frekuensi tertentu dalam data seismik. Ada 12 data sumur yang mencapai Seam-F Coal (150 m) dan Seam-D Coal (250 m) yang digunakan sebagai validator untuk sebaran atribut seismik. Pada analisis spektrum amplitudo seismik didapatkan 7,47 meter untuk resolusi vertikal data seismik pada frekuensi 60 Hz dan mencerminkan tampilan lapisan batubara dengan sangat jelas. Metode dekomposisi spektrum dapat mengambarkan mengenai distribusi lapisan batubara dan pengembangan energi unconventional dapat berkembang di daerah ini.
BIODEGRADASI SENYAWA HIDROKARBON MINYAK BUMI MENGGUNAKAN AKTIFITAS BAKTERI LAUT DALAM Syafrizal .; Restiya Rahmaniar; Tri Partono; Zulkifliani .; Onie Kristiawan; Novie ArdhyArini; Yanny Handayani; Rofiqoh .
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 54 No 2 (2020)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.54.2.417

Abstract

Pencemaran minyak bumi semakin banyak terjadi dengan semakin meningkatnya permintaan minyak untuk dunia industri, meningkatnya jumlah anjungan pengeboran minyak lepas pantai, dan meningkatnya transportasi laut. Beberapa cara penanggulangan tumpahan minyak meliputi penanggulangan mekanis, pembakaran in situ, kimiawi, dan bioremediasi. Bioremediasi adalah penggunaan makhluk hidup, khususnya mikroorganisme untuk mendegradasi atau mendetoksifikasi pencemar lingkungan. Mikroorganisme yang digunakan dapat berupa bakteri alami yang berasal dari daerah yang tercemar maupun bakteri yang diisolasi dari daerah lain lalu diintroduksi ke daerah yang tercemar. Penelitian ini bertujuan menguji kemampuan bakteri laut dalam mendegradasi minyak menggunakan media yang berbeda, yaitu antara media seawater nutrient broth dan media air terformasi, serta menyimulasikan proses degradasi minyak yang mengalami dispersi dalam sebuah microcosm Penelitian ini merupakan peningkatan skala dari penelitian Dwinovantyo (2015) dan modifikasi dari penelitian Cappello et al. (2006) dan Darmayati et al (2015). Simulasi degradasi tumpahan minyak dilakukan menggunakan media bervolume 8 liter berisi air laut yang tercemar tumpahan minyak, kemudian dilakukan pengamatan populasi bakteri serta kandungan tumpahan minyak. Bakteri yang digunakan adalah konsorsium dari Raoultella sp., Pseudomonas sp., dan Enterobacter sp. yang berasal dari sedimen laut dalam hasil isolasi dan identifikasi Dwinovantyo (2015).
KORELASI CEKUNGAN KETUNGAU DAN MELAWI BERDASARKAN ANALISIS DATA GAYABERAT Eddy Supriyana; Tatang Padmawidjaja
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 54 No 1 (2020)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.54.1.418

Abstract

Cekungan Ketungau dan cekungan Melawi mempunyai karakter batuannya yang berbeda, sehingga dalam kajian ini mencoba untuk dianalisis berdasarkan nilai-nilai rapat massa batuannya. Pola anomali gayaberat daerah Sintang membentuk cekungan dan tinggian anomali yang berarah barat–timur, tinggian anomali tersebut berhubungan dengan pengangkatan Komplek Semitau sebagai batas antara Cekungan Ketungau dan Melawi. Berdasarkan hasil analisa rapat massa diharapkan dapat memberikan informasi terkait keberadaan kedua cekungan tersebut. Nilai anomali gayaberat yang tinggi membentuk kelurusan dan berarah barat timur diduga sebagai Penggangkatan Semitau dan Komplek Selangkai. Nilai anomali gayaberat tersebut juga memisahkan dua buah cekungan yaitu Cekungan Ketungau di bagian utara dan Cekungan Melawi dibagian selatan. Komplek Semintau dan Batuan Alas Samudera diterobos oleh batuan granit (Toms). Batuan granit tersebut tersingkap dibagian utara dan selatan di Komplek Semitau yang tercermin dari sebaran anomali gayaberat dibawah 15 mGal, sedangkan kelompok batuan dari Komplek Semitau yang memanjang barat-timur dicirikan oleh nilai anomali tinggi antara 35mGal sampai 55 mGal dan nilai anomali gayaberat regional mencapai 40 mGal. Model geologi dari lintasan anomali gayaberat menunjukkan adanya cekungan sedimen dengan nilai anomali gayaberat -5 mGal yang diterobos oleh batuan dari Komplek Semitau dengan nilai anomali 55 mGal, hal ini ditunjukkan juga oleh bentuk sesar dan kelurusan didaerah cekungan Melawai dan Ketungau. Berdasarkan analisa gayaberat dengan nilai-nilai rapat massanya 2.50 gr/cm3 sampai dengan 2.75 gr/cm3 dapat menunjukkan bahwa cekungan Melawi dan Ketungau dipisahkan oleh batuan dari Komplek Semitau sebagai batuan alas dari kedua cekungan tersebut.
EVALUASI PEKERJAAN SQUEEZE CEMENTING DENGAN METODE HESITATE PADA SUMUR MINYAK Fitrianti Fitrianti; Firdaus Firdaus; M.Yoghi Satria
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 54 No 2 (2020)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.54.2.419

Abstract

Permasalahan yang sering dijumpai pada sumur tua adalah menurunnya kekuatan ikatan semen, turunnya produksi minyak, dan produksi air yang berlebihan. Berkurangnya kekuatan ikatan semen akan menimbulkan celah pada semen dibelakang casing yang menyebabkan fluida dari zona lain masuk melalui celah dan mempengaruhi zona produksi. Permasalahan ini bisa dicegah dengan melakukan squeeze cementing atau penyemenan ulang pada target kedalaman tertentu. Tujuan penelitian ini dilakukan adalah untuk menilai desain squeeze cementing, cement bond log (CBL) dan variable density log (VDL), laju produksi minyak dan water cut setelah dilakukan squeeze cementing. Metode yang dipilih dalam penelitian ini adalah metode hesitate, karena metode ini dapat mengeringkan semen, sehingga squeeze cementing bisa dilakukan dengan optimal. Perbedaan metode ini dibandingkan dengan metode lainnya adalah pada prosedur penyemenannya. Setelah dilakukan pekerjaan squeeze cementing terlihat bahwa jumlah sak semen yang digunakan pada masing – masing sumur X dan Y adalah 99 sak dan 41 sak. Penilaian data CBL dan VDL setelah squeeze cementing dominan bernilai good bonding namun belum optimal karena masih terdapat interval bad bonding yang menyebabkan semen kurang sempurna.  Pada performa produksi minyak pada sumur X dan Y yang mengalami peningkatan dan penurunan water cut. Pada sumur X laju produksi meningkat 24 bbl/d dan water cut turun 4.76% dibandingkan sebelum dilakukan pekerjaan squeeze cementing. Pada sumur Y laju produksi meningkat 6 bbl/d dan water cut turun 0.37%.
PENENTUAN KARAKTERISTIK AIR PADA STASIUN PENGUMPUL (SP) LAPANGAN MINYAK Y SESUAI PERATURAN MENTERI LINGKUNGAN HIDUP (PER-MEN LH) NO 19 TH 2010 Dahrul Effendi; Berkah Hani; Rosda Syelly; Syamsyida Rozi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 54 No 2 (2020)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.54.2.421

Abstract

Air terproduksi adalah air yang terjebak di dalam tanah yang terbawa ke atas permukaan selama terjadinya eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi. Air terproduksi bisa disebut sebagai brine, saltwater atau air formasi. Air terproduksi merupakan salah satu volume limbah terbesar yang terkait dengan produksi minyak dan gas bumi. Terlebih untuk lapangan marjinal, water cut mencapai 90 persen bahkan lebih. Air tersebut tidak dapat dimanfaatkan dan dibuang secara langsung dikarenakan bahan - bahan berbahaya. Pembuangan secara langsung dan penanganan yang tidak tepat pada limbah air akan menyebabkan efek jangka pendek dan jangka panjang ke lingkungan dan kesehatan manusia. Dengan kata lain, penanganan limbah air dapat mencegah resiko diatas. Dimulai dengan melakukan penelitian terhadap karakteristik air formasi yang terkait dalam pengurangan kadar bahan berbahaya didalam limbah air tersebut sebelum dibuang. Pengolahan dan proses yang tepat membuat limbah air tersebut dapat dimanfaatkan.Untuk mengetahui karakteristik air yang terproduksi dan untuk mengetahui tingkat pencemaran air formasi perlu dilakukan analisa sesuai Peraturan Menteri Lingkungan Hidup (Per-Men LH) No 19 Tahun 2010. Dengan Parameter COD, minyak dan lemak, H2S, Amoniak, Fenol, Temperatur, pH dan TDS, Hasil analisis dari ketiga perconto memperlihatkan bahwa air injeksi Outlet SP#A, Outlet SP#B dan Outlet SP#C dari lapangan minyak Y untuk beberapa parameter masih dibawah baku mutu yang ditetapkan, tetapi untuk konsentarsi TDS melebihi nilai bakumutu yang ditetapkan yaitu 4000 mg/L
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)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.53.3.432

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)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.53.3.433

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)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.53.3.434

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%.

Page 20 of 59 | Total Record : 584

 18   19   20   21   22 

Filter by Year

1980 2026


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol 60 No 2 (2026) Vol 60 No 1 (2026) Vol 59 No 3 (2025) Vol 59 No 2 (2025) Vol 59 No 1 (2025) Vol 58 No 3 (2024) Vol 58 No 2 (2024) Vol 58 No 1 (2024) Vol 57 No 3 (2023) Vol 57 No 2 (2023) Vol 57 No 1 (2023) Vol 56 No 3 (2022) Vol 56 No 2 (2022) Vol 56 No 1 (2022) Vol 55 No 3 (2021) Vol 55 No 2 (2021) Vol 55 No 1 (2021) Vol 54 No 3 (2020) Vol 54 No 2 (2020) Vol 54 No 1 (2020) Vol 53 No 3 (2019) Vol 53 No 2 (2019) Vol 53 No 1 (2019) Vol 52 No 3 (2018) Vol 52 No 2 (2018) Vol 52 No 1 (2018) Vol 51 No 3 (2017) Vol 51 No 2 (2017) Vol 51 No 1 (2017) Vol 50 No 3 (2016) Vol 50 No 2 (2016) Vol 50 No 1 (2016) Vol 49 No 3 (2015) Vol 49 No 2 (2015) Vol 49 No 1 (2015) Vol 48 No 3 (2014) Vol 48 No 2 (2014) Vol 48 No 1 (2014) Vol 47 No 3 (2013) Vol 47 No 2 (2013) Vol 47 No 1 (2013) Vol 45 No 3 (2011) Vol 45 No 2 (2011) Vol 45 No 1 (2011) Vol 44 No 3 (2010) Vol 44 No 2 (2010) Vol 44 No 1 (2010) Vol 43 No 3 (2009) Vol 43 No 2 (2009) Vol 43 No 1 (2009) Vol 42 No 3 (2008) Vol 42 No 2 (2008) Vol 42 No 1 (2008) Vol 41 No 3 (2007) Vol 41 No 2 (2007) Vol 41 No 1 (2007) Vol 40 No 3 (2006) Vol 40 No 2 (2006) Vol 40 No 1 (2006) Vol 39 No 3 (2005) Vol 39 No 2 (2005) Vol 39 No 1 (2005) Vol 38 No 3 (2004) Vol 38 No 2 (2004) Vol 38 No 1 (2004) Vol 37 No 1 (2003) Vol 36 No 3 (2002) Vol 36 No 2 (2002) Vol 36 No 1 (2002) Vol 24 No 2 (1990) Vol 24 No 1 (1990) Vol 23 No 3 (1989) Vol 23 No 1 (1989) Vol 21 No 3 (1987) Vol 21 No 2 (1987) Vol 21 No 1 (1987) Vol 20 No 3 (1986) Vol 20 No 2 (1986) Vol 20 No 1 (1986) Vol 19 No 3 (1985) Vol 19 No 2 (1985) Vol 19 No 1 (1985) Vol 18 No 3 (1984) Vol 18 No 2 (1984) Vol 18 No 1 (1984) Vol 17 No 2 (1983) Vol 15 No 1 (1981) Vol 14 No 3 (1980) Vol 14 No 2 (1980) Vol 14 No 1 (1980) More Issue