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
 31   32   33   34   35 
Metode Alikuot dalam Preparasi Palinologi Eko Budi Lelono
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 36 No 1 (2002)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.36.1.909

Abstract

Interpretasi palinologi dengan menerapkan metode alikuot atau volumetrik jauh lebih akurat dibandingkan dengan menggunakan metode konvensional karena residu yang dipakai dalam pembuatan preparat (slide) terukur volumenva dan berasal dari percontoh batuan yang juga terukur beratnva. Oleh karena itu, metode alikuot memungkinkan ahli palinologi untuk menghitung jumlah absolut palinomorf dalam percontoh batuan dengan hanya menghitung jumlah palinomorf yang muncul di preparat. Hal ini sangat bermanfaat dalam analisis lingkungan pengendapan yang membutuhkan akurasi konsentrasi palinomorf (palynomorph concentration) dalam suatu percontoh batuan untuk menghindari salah penafsiran. Selain itu metode alikuot menghasilkan korelasi stratigrafi yang terpercaya karena konsentrasi palinomorf yang ada dalam setiap percontoh berasal dari percontoh yang sama beratnya dan residu yang sama volumenya.Hasil penghitungan palinomorf dalam preparat menunjukkan penyebaran palinomorf yang tidak merata karena residu di bagian tepi cover slip kering lebih awal dari residu di bagian tengah sehingga palinomorf cenderung tertarik ke tengah cover slip. Fakta ini menuntut strategi pengamatan preparat yang dapat merepresentasikan konsentrasi palinomorf dalam preparat yaitu dengan membuat jalur pengamatan (transect) di tiga bagian preparat yang berbeda antara lain di bagian tepi (kiri dan kanan atau (atas dan bawah) dan di bagian tengah. Tulisan ini juga membahas teknik pembuatan preparat memakai propoxy resin 154 sebagai mounting media yang menghasilkan preparat dengan mutu jauh lebih baik dari pada preparat yang dibuat menggunakan mounting media lain.
Interpretasi Sumur Log untuk Menentukan Zona Prospek Hidrokarbon pada Cekungan Akimeugah, Papua Dian Novita; Dzul Fadli Badaruddin; Sorja Koesuma; Handono Ramelan
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 1 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.1.915

Abstract

Dalam eksplorasi cadangan minyak dan gas bumi memiliki proses yang sangat panjang, yaitu dari penentuan daerah yang potensial mengandung hidrokarbon, survei seismik, eksplorasi, dan produksi. Salah satu tahapan dalam proses tersebut adalah proses well logging, yaitu untuk memperkirakan zona reservoir pada suatu lapangan atau sumur minyak. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifi kasi zona reservoir menggunakan data well logging dengan parameter berupa volume clay, porositas, dan saturasi air pada area Akimeugah di sumur KAU-1 dan KAU-2. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan pemahaman mengenai pemanfaatan dan penggunaan sumur log. Metode yang digunakan adalah dengan menentukan koefi sien korelasi antara porositas efektif (PHIE) dengan porositas laboratorium dan mengukur kandungan lempung, porositas, dan saturasi air dalam formasi. Koefi sien korelasi porositas terhadap porositas laboratorium pada sumur KAU-1 adalah 0,739 dan sumur KAU-2 adalah 0,747. Hasil yang diperoleh dari penelitian ini dimungkinkan terdapat batuan tudung pada Formasi Piniya (sumur KAU-1 dan KAU-2) dengan zona reservoir antara Formasi Woniwogi hingga Toro pada sumur KAU-1 dan zona reservoar pada Formasi Woniwogi dan Toro pada sumur KAU-2. Kandungan saturasi hidrokarbon pada Formasi Woniwogi berkisar antara 0 - 86,51 % dan Formasi Toro 0 - 71,17 % di sumur KAU-1. Sedangkan di sumur KAU-2, pada Formasi Woniwogi saturasi hidrokarbon sekitar 0 - 86,71% dan Formasi Toro 0 - 87,08 %.
CCUS-Aksi Mitigasi Gas Rumah Kaca dan Peningkatan Pengurasan Minyak CO2-EOR Sugihardjo Sugihardjo
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 1 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.1.916

Abstract

Emisi CO2 pada saat ini sangat tinggi yaitu pada tingkat lebih dari 400ppm di atmosfer, karena pembakaran bakar fosil yang terus menerus meningkat seiring dengan aktivitas industri yang terus bertambah. CO2 dalam jumlah besar yang dapat diterapkan dalam kegiatan CCS dan CCUS berasal dari industri atau pabrik. CCUS sangat potensial diterapkan di Indonesia, mengingat banyak lapangan tua dan sumber CO2 yang belum dimanfaatkan. Telah dilakukan studi CCUS atau CO2-EOR dengan kasus lapangan di Sumatera Selatan. Dengan analisis mulai screening lapangan, studi laboratorium, simulasi reservoar, integrasi sumuran, penangkapan dan transportasi CO2, serta monitoring. Kajian simulasi reservoar menunjukkan bahwa injeksi CO2 dapat menaikkan perolehan minyak serta juga dapat terjadi penyimpanan CO2 yang merupakan mitigasi gas rumah kaca.
Perbandingan Metode Pengukuran Kadar Air dalam Gas Bumi dengan ASTM D1142 dan ASTM D5454 Eko Handoyo; Endi Suhendi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 1 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.1.917

Abstract

Dua metode yang umum digunakan untuk mengukur kadar air dalam gas bumi di Indonesia adalah ASTM D1142 (Pengukuran Titik Embun) dan ASTM D5454 (Instrumen Kapasitif). Umumnya, hasil pengukuran, baik antara instrumen kapasitif yang berbeda atau dengan pengukuran titik embuh air menghasilkan nilai yang berbeda signifi kan dan menimbulkan kerugian berbagai pihak. Telah dilakukan pengujian untuk membandingkan hasil pengukuran instrumen kapasitif A, B1, dan B2 serta pengukur titik embun dengan mengukur gas standar pada rentang konsentrasi 5.5 - 125.5 lb/MMScf. Pengukuran menggunakan pengukur titik embun menunjukkan bias antara 2 lb/MMScf pada konsentrasi 5.5 lb/MMScf (akurasi 135%) hingga 3.3 lb/MMScf pada konsentrasi 125 lb/MMScf (akurasi 102.6%). Bias sebesar 10% atau lebih pada pengujian ini terjadi pada kadar air dibawah 22 lb/MMScf. Bias pada pengukuran metode ini disebabkan karena perhitungan konversi kadar air belum pembentukan hidrat pada suhu rendah dan tidak memperhitungkan pengaruh komposisi gas. Pengukuran instrumen kapasitif A menunjukkan hubungan linear dengan nilai koefi sien korelasi 0.997 dengan nilai slope 0.5299 dan akurasi 24-51%. Akurasi instrumen Kapasitif B1 berada pada rentang 25-51% dengan koefi sien korelasi kuadratik adalah 0.997. Koefi sien korelasi kuadratik kurva instrumen kapasitif B2 adalah 0.9995. Akurasi instrumen kapasitif B2 berada rentang 64-114%. Bias pada pengukuran instrumen kapasitif disebabkan karena kurva sinyal pembacaan yang tidak linear sepanjang rentang pembacaan dan drift yang terjadi pada sensor. Bias ini dapat diatasi dengan kalibrasi dan verifi kasi instrumen secara berkala.  
Identifi kasi Struktur Bawah Permukaan Lapangan Banyuasin dengan Menggunakan Pemodelan 2.5D Data Gravitasi dan Implikasinya Terhadap Petroleum System Akbar Ramadhani; Edi Sanjaya; Humbang Purba
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 1 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.1.919

Abstract

Lapangan migas Banyuasin bagian utara ditemukan adanya indikasi hidrokarbon di beberapa sumur eksplorasi. Namun, masih belum diketahui bentuk lapisan bawah permukaan, konfi gurasi, dan lokasi tempat batuan sumbernya karena terbatasnya data seismik bawah permukaan. Penelitian ini dilakukan untuk menentukan gambaran bawah permukaan, konfi gurasi, dan lokasi cekungan serta petroleum system nya berdasarkan pemodelan 2.5 D data gravity yang diintegrasikan dengan data seismik. Pemodelan dilakukan dengan metode forward modeling gravity dengan memanfaatkan nilai densitas yang berasal dari data sumur. Berdasarkan hasil interpretasi seismik, log sumur, dan forward modelling gravity, struktur bawah pemukaan daerah penelitian tersusun atas lapisan batuan dasar dengan densitas rata-rata 2.9 gr/cc, lapisan batu serpih Lemat berumur Oligocene dengan densitas rata-rata 2.5 gr/cc, lapisan batupasir Talang Akar berumur sekitaran upper oligocene ke lower Miocene dengan densitas rata-rata 2.4 gr/ cc, lapisan karbonat Baturaja berumur lower Miocene dengan densitas rata-rata 2.6 gr/ cc, lapisan batu serpih telisa berumur middle Miocene dengan densitas rata-rata 2.3 gr/cc, serta lapisan sedimen berumur upper Miocen keatas dengan densitas rata-rata 2-2.3 gr/ cc. Lokasi cekungan berada di sebelah selatan dari lokasi sumur eksplorasi. Hasil analisis petroleum system menunjukkan bahwa hidrokarbon yang berasal dari source rock formasi Lemat bermigrasi kearah reservoir batupasir formasi Talang Akar dan formasi Telisa.
Pembuatan Green-Solvent Dari Limbah Kulit Nanas dan Pemanfaatannya Sebagai Wax Inhibitor Muhammad Khairul Afdhol; Novia Rita; Fiki Hidayat; Tomi Tomi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 3 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.3.1098

Abstract

Wax cendrung mengkristal pada kondisi suhu yang rendah, yang mengakibatkan minyak bumi sulit untuk mengalir. Sehingga kondisi ini akan mempengaruhi proses transportasi di pipa aliran. Solvent merupakan salah satu teknik yang digunakan untuk mengatasi Wax. Pelarut  yang digunakan sebagai Wax inhibitor adalah Green Solvent. Green Solvent berasal dari limbah kulit Nanas memiliki kandungan selulosa dan hemiselulosa yang merupakan sumber utama dari produksi Green Solvent. Proses limbah kulit Nanas menjadi produk Green Solvent dilakukan dengan proses pretreatment, hidrolisis, fermentasi dan destilasi. Pengaruh variasi konsentrasi asam yang digunakan didapatkan gula reduksi yang terus meningkat. Proses fermentasi dilakukan dengan menggunakan Saccharomyces dan penambahan inokulan Urea. Selanjutnya, proses destilasi dilakukan untuk mendapatkan green solvent. Proses Destilasi menghasilkan ± 20 mL solvent dari 300 mL sampel hasil dari fermentasi. Kadar etanol tertinggi yang hasil pada Green Solvent mengandung 18% kadar alkohol. Green Solvent yang dihasilkan diaplikasikan sebagai pelarut pada minyak bumi. Hasil pencampuran dapat menurunkan pour point sebesar 3°C. ditambahkan additive xylene dapat meningkatkan penurunan pour point menjadi 11oC. Dapat disimpulkan bahwasannya Green Solvent memiliki potensi yang baik dalam mengatasi permasalahan pengendapan pada minyak bumi.  
Investigasi Sifat ION Na+ & NH4 + Pada Hybrid-Alkali ASP Flooding Menggunakan Simulator CMG GEM 2020 Andiansyah Madani Nasution; Dike Fitriansyah Putra
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 3 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.3.1099

Abstract

Penggunaan hybrid-alkali mampu menangani masalah adsorpsi surfaktan pada formasi menjadi jauh lebih rendah, mengurangi biaya logistik, dan mampu meningkatkan perolehan minyak (Oil Recovery). Hybrid-alkali yang akan digunakan pada penelitian ini adalah Natrium Karbonat (Na2CO3) dan Amonium Hidroksida (NH4OH) yang mudah didapatkan dan lebih ekonomis dibandingkan alkali lainnya. Penelitian ini menggunakan simulator Computer Modeling Group (CMG) GEM 2020. Pemodelan menggunakan batuan karbonat yang dilakukan pada reservoir heterogen dengan distribusi permeabilitas memiliki nilai 100 mD hingga 300 mD. Pemodelan memiliki ukuran grid 5 x 1 x 10, dengan total volume pori 1,203 x 107 ft3. Reservoirnya terletak pada kedalaman 1900 ft sampai 2060 ft. Adapun komponen fl uida injeksi adalah alkali Na2CO3 dengan berat molekul 105,98 g/mol dan densitas 2,54 gr/cm3 sementara alkali NH4OH memiliki berat molekul 17,03 g/mol dan densitas 0,68 gr/cm3. Surfaktan Heavy Alkylbenzene Sulfonate (HABS) memiliki berat molekul 543 gr/mol dan densitas 3,79 gr/cm3, untuk polimer Hydrolyzed Polyacrylamide (HPAM) yaitu berat molekul 9000 gr/mol dan densitas 1,302 gr/cm3. Simulator CMG GEM 2020 pada penelitian ini digunakan untuk mensimulasikan dengan model Multi-Ion Exchange (MIE). Durasi data yang digunakan untuk pemodelan injeksi hybrid-alkali pada alkali-surfaktan-polimer (ASP) adalah dengan rentang waktu 2 tahun. Penelitian ini menerapkan investigasi pada hybrid-alkali untuk mengetahui pergerakan ion-ion yang mengikat minyak mentah. Berdasarkan hasil analisis secara kualitatif didapatkan bahwa fl uida mampu memenuhi seluruh grid sehingga dapat mengalir dari sumur injeksi hingga sumur produksi yaitu dengan cara mengoptimalkan tekanan injeksi. Hal itu terbukti dengan grafi k pergerakan ion Na+ dan NH4+ yang meningkat setelah diinjeksikannya hybrid-alkali. Berbeda dengan ion SO42- yang mengalami adsorpsi sehingga mengalami penurunan selama proses injeksi.
Rock Typing Pada Reservoar Gas Upper Eastern View Coal-Measures (EVCM), Cekungan Bass, Australia Dinar Hananto Kurniawan; Sarju Winardi; Ferian Anggara
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 3 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.3.1100

Abstract

Kesulitan terkadang muncul ketka menentukan permeabilitas, terutama pada interval yang tidak memiliki data batuan inti (core). Pada penelitian ini, digunakan teknik sedimentary rock type (SRT) dan petrophysical rock type (PRT) dengan tujuan untuk mengurai permasalahan tersebut. SRT terdapat 4 rock type, yaitu thoroughly bioturbated sandstone and mudstone, fl aser bedded sandstone, laminated sandstone and mudstone, dan thoroughly bioturbated mudstone. Teknik PRT dilakukan dengan mengkomparasikan metode Hydraulic Flow Unit, Global Hydraulic Element, Winland R35, dan Pore Geometry Structure untuk mendapatkan metode yang paling cocok. Hasilnya, metode GHE yang menghasilkan nilai permeabilitas prediksi paling mendekati nilai permabilitas dari data core (koefi sien korelasi 0,9139). Aplikasi metode GHE pada interval yang tidak memiliki data core dilakukan dengan menggunakan data wireline log menghasilkan 4 RT (RT 1, RT 2, RT 3, dan RT 4). Setiap rock type tersebut digunakan rumusan poro-perm transform-nya untuk mementukan nilai permeabilitas. Dipadukan dengan data DST, dapat diambil nilai cut-off , yaitu porositas 0,183, permeabilitas 0,55 mD, volume shale 0,6, dan saturasi air 0,99. Dengan nilai cut-off tersebut menghasilkan satu zona potensial pada kedalaman 2216 mRT - 2234 mRT. Dengan demikian maka manfaat yang didapatkan dari penelitian ini antara lain: mengetahui metode PRT yang cocok diaplikasikan di reservoir ini, jumlah rock type beserta karakteristiknya, serta zona yang potensial.
Analisis Penyebaran Reservoir Batupasir Dan Karbonat Menggunakan Metode Inversi Seismik Studi Kasus : Lapangan RB, Blok Rangkas Muchammad Fariz; Tati Zera; Humbang Purba
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 2 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.2.1171

Abstract

Lapangan RB termasuk wilayah kerja blok Rangkas yang berlokasi di propinsi Banten memiliki Petroleum System yang sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon. Di beberapa tempat terdapat rembesan minyak tetapi masih belum ada kajian yang mendalam mengenai potensi batuan reservoir penghasil hidrokarbon tersebut. Studi ini dilakukan untuk menentukan jenis litologi pada formasi Saraweh berumur Miocene awal dan formasi Cijengkol berumur Oligocene akhir-Miocene awal yang dijadikan sebagai kandidat batuan reservoir dengan melakukan perhitungan nilai impedansi akustik dan porositasnya. Nilai impedansi akustik tersebut dicrossplotkan terhadap parameter litologi gamma ray sebagai indikator litologi. Nilai porositas batuan dihitung berdasarkan hubungan empirik antara nilai impedansi akustik dan neutron-porosity. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa batuan karbonat memiliki nilai impedansi akustik berkisar antara 10000 ((m/s)*(g/cm³)) - 13500 ((m/s)*(g/cm ³)) dan nilai porositas kurang dari 0.20 v/v sedangkan batupasir memiliki nilai impedansi akustik berkisar antara 3500 ((m/s)*(g/cm³)) - 8000 ((m/s)*(g/ cm³)) dan nilai porositas 0.30 v/v-0.38 v/v. Nilai porositas yang dimiliki batupasir cukup baik sehingga dapat dijadikan sebagai kandidat batuan reservoir. Berdasarkan penampang impedansi akustik dan porositas, distribusi reservoir batupasir pada umumnya berkembang dan menebal ke arah utara dan timur sehingga pada area tersebut dapat dilakukan kegiatan eksplorasi lebih lanjut.
Analisa Pekerjaan Membongkar Sumbat Frac Menggunakan Coiled-Tubing ada Sumur Unkonventional Agus Purwanto; Idham Khalid; Adi Novriansyah
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 2 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.2.1172

Abstract

Sumur unconventional memiliki kandungan unsur shale-oil dan shale-gas, sebagaimana  terdapat juga pada sumur konvensional. Penggunaan coiled-tubing (CT) merupakan salah  satu teknik yang dianggap paling baik dalam operasi pemboran sumur unconventional.  Pada rig konvensional, pipa/tubing/strings dapat disambung atau diputuskan satu persatu  memakai sambungan ulir. Cara ini tentunya membutuhkan waktu yang lebih lama,  tenaga kerja dan peralatan yang lebih banyak, resiko yang lebih tinggi, dan sebagainya.  Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui efektivitas teknik penggunaan CT pada  pekerjaan milling frac plug menggunakan coiled-tubing pada sumur unconventional.  Metode yang digunakan adalah studi kasus (case study). Berdasarkan penelitian,  maka dapat diambil kesimpulan: 1) aplikasi pekerjaan CT dilakukan dengan prosedur  menyesuaikan tekanan, menyesuaikan rantai kepala injektor di dalam traksi berdasarkan  berat CT, menyesuaikan tegangan luar rantai berdasarkan parameter tekanan kepala  sumur atau Wellhead Pressure (WHP) dan aliran lubang sumur, memantau dan kurangi  kecepatan CT, melakukan pemompaan, melakukan uji tarik. 2) Ketika CT telah berada  pada kedalaman 0 ft dari batas, CT string memiliki kelelahan sebesar 43.18%. Sedangkan  pada kedalaman 10562.63 ft., CT string berada pada tingkat kelelahan sebesar 38.06%.  Artinya, semakin dangkal pengeboran, semakin tinggi batas kemampuan CT, dengan  demikian pada kedalaman lebih dari 1000 feet, CT hanya memiliki tingkat lelah sebesar  38.06 lebih rendah dibanding kedalaman 0 ft. 

Page 33 of 59 | Total Record : 584

 31   32   33   34   35 

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