L apangan Aranda berada di bagian Utara Provinsi Jawa Timur dimana memiliki 2 buah Cluster yaitu Cluster A dan Cluster B. Pada keseluruhan Cluster ini terdiri atas 30 sumur yang telah dibor; 24 sumur aktif dan 6 sumur mati. Sejak mencapai puncak produksi tahun 2011 produksinya terus menurun salah satunya dikarenakaan adanya indikasi back pressure. Hal ini dapat menyebabkan kehilangan tekanan yang besar sepanjang pipa sehingga menurunkan laju produktivitas lapangan. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengembangkan dan meningkatkan fasilitas pipeline pada Center Processing Area Lapangan Aranda, yang difokuskan pada process dan penanganan penambahan lebih banyak produksi minyak dengan optimalisasi jaringan pipa. Studi evaluasi di Lapangan Aranda menggunakan simulator PIPESIM untuk mengintegrasikan jaringan permukaan; bertujuan untuk mengidentifikasi kemungkinan adanya permasalahan yang ditemukan di lapangan, mengembangkan skenario improvisasi jaringan permukaan agar diperoleh produksi minyak yang optimal.Software PIPESIM akan menganalisa kinerja surface facility untuk menghasilkan analisis sistem produksi yang komprehensif. Simulator PIPESIM 2015 menyediakan perangkat untuk membuat skema jaringan pipa yang dilengkapi dengan perangkat untuk membuat profil sumur yang juga disebut sebagai wellbore diagram. Tekanan reservoir pada Lapangan Aranda sebesar 2650 psi dengan temperatur reservoir sebesar 240 hingga 274 oF. Separator yang digunakan memiliki dua tipe; PV 9900 dan V100 yang memiliki tekanan sebesar 136 psi dan 130 psi.Hasil dari penelitian menggunakan simulator PIPESIM 2015 adalah skenario pertama; mengoptimalkan besarnya diameter choke yang digunakan pada kondisi lapangan existing, selanjutnya pada skenario kedua memanfaatkan fasilitas yang telah ada pada kondisi lapangan existing dengan menambahkan dua buah sumur baru yaitu Sumur ARN 32B dan Sumur ARN 34B yang terletak pada Cluster B Group Dua. Skenario pertama memberikan peningkatan produksi liquid sebesar 12.041 STB/D dan peningkatan laju produksi minyak sebesar 5.680 STB/D terhadap kondisi lapangan existing. Skenario kedua memberikan peningkatan laju produksi liquid sebesar 108,5 STB/D dan 98 STB/D untuk produksi minyak terhadap kondisi lapangan existing, namun pada skenario kedua ini ditemukan adanya indikasi pressure loss sepanjang aliran diproduksikansebesar 17 psi. Skenario ketiga dilakukan dengan menambahkan fasilitas yang baru dan dikhususkan untuk sumur-sumur yang baru, pada skenario ketiga tidak ditemukan adanya indikasi kehilangan tekanan sepanjang aliran diproduksikan. Skenario ketiga memberikan peningkatan laju produksi liquid sebesar 1.315 STB/D dan laju produksi minyak sebesar 1.186 STB/D terhadap kondisi lapangan existing. Selanjutnya skenario keempat dilakukan dengan menggabungkan seluruh skenario yang terdiri atas pengoptimasian ukuran choke, penambahan dua buah sumur dan pemindahan jalur flowline untuk sumur baru tersebut. Skenario empat menghasilkan peningkatan laju produksi sebesar 13.840 STB/D untuk produksi liquid dan 6.990 STB/D untuk produksi minyak.