P Pemboran merupakan salah satu metode yang sangat penting untuk mendapatkan energi dari dalam bumi. Pemboran dibagi menjadi beberapa jenis yaitu pengeboran vertikal, pengeboran berarah dan pengeboran horizontal yang merupakan pengembangan dari pengeboran berarah. Di dalam skripsi ini akan dibahas perencanaan pengeboran untuk sumur panas bumi yang berada di pulau Sumatra.Perencanaan pemboran ini memakai jenis pengeboran berarah dengan build up rate yakni 3˚/30 m Perencanaan pemboran didapatkan hasil horizontal displacement sebesar 1621,23 m, azimuth pemboran 215˚ dan jari-jari jari terbentuk 573,25m. Selanjutnya untuk inklinasi maksimum didapatkan sebesar 38,64˚, measured depth pada inklinasi maksimum tersebut terdapat pada kedalaman 586,40 m, true vertical depth pada inklinasi maksimum terdapat pada kedalaman 557,94 m, horizontal displacement pada inklinasi maksimum terdapat pada kedalaman 125,49 m dan untuk kedalaman total pemboran didapatkan sebesar 2981,83 m.Selanjutnya, dilakukan analisa pada pipa pemboran yang akan dipakai pada saat pemboran. Beban yang dianalisa di dalam skripsi ini adalah beban torsi dan drag yang terjadi pada pipa pengeboran. Setelah itu dilakukan perbandingan antara beban yang terjadi pada pipa pengeboran dengan kemampuan pipa pengeboran dalam menahan beban yag terjadi. Setelah dilakukan analisa, pipa pengeboran yang akan dipakai untuk pemboran mampu menahan beban torsi dan drag yang terjadi pada pipa pemboran. Beban torsi yang diderita pada pada faktor gesek 0,3 di kedalaman 400 m sebesar 5213,90 lb-ft. Selanjutnya untuk beban drag pada faktor gesek 0,3 didapatkan 129376,69 lb untuk compressive drag, 126292,98 lb untuk tensile drag. Beban drag telah ditambahkan beban pada BHA karena pada saat penurunan dan penarikan BHA pipa pemboran menanggung berat pada BHA. Selanjutnya adalah dilakukan perbandingan antara beban WOB dan compressive drag yang terjadi pada pipa pengeboran dengan beban tekukan yang bisa ditanggung oleh pipa pengeboran (critical buckling load) yang dilakukan pada trayek 17 ½” dan 12 ¼” . Setelah dilakukan perbandingan, diketahui bahwa pada trayek 17 ½” pipa pengeboran tidak mengalami tekukan karena beban WOB sebesar 34000 lbs masih dibawah beban critical buckling load yang ditambah dengan beban pada drillstring sebesar 39638,3 lbs dan beban compressive drag unntuk μ=0,2 adalah 7661,870 lbs dan μ=0,3 sebesar 11492,81 lbs masih dibawah beban kritik yaitu sebesar 21350,68 lbs sedangkan untuk trayek 12 ¼” beban WOB sebesar 36000 lbs masih dibawah beban critical buckling load ditambah dengan berat drill string yaitu sebesar 100340,2532 lbs sehingga drill pipe tidak tertekuk. Lalu, karena beban torsi dan drag yang akan terjadi masih dibawah beban torsional dan beban tensile yield strength, maka grade drill pipe yang semula adalah G-105 bisa di downgrade ke grade drill pipe X-95 yang masih bisa menahan beban torsi dan drag yang terjadi pada drill pipe. Dengan beban torsi memakai 23% dari torsional yield strength dan 68 % tensile yield strength.