S Sektor hulu minyak dan gas bumi indonesia saat ini banyak ditopang oleh lapangan-lapangan tua (mature field) yang mengalami penurunan tekanan reservoir secara alami seiring waktu produksi. kondisi ini menyebabkan sumur tidak lagi mampu mengalirkan fluida ke permukaan secara alami, sehingga diperlukan sistem pengangkatan buatan (artificial lift) untuk mempertahankan laju produksi. permasalahannya, sistem artificial lift yang telah terpasang tidak selalu bekerja pada titik efisiensi optimum karena adanya kesenjangan antara kapasitas desain alat dengan kondisi reservoir aktual yang terus berubah. kondisi ini teridentifikasi pada sumur nrb1, nrb2, dan nrb3 di lapangan n, yang diduga beroperasi di bawah kapasitas optimalnya.penelitian ini bertujuan mengevaluasi kemampuan produksi ketiga sumur tersebut, yang masing-masing menggunakan electric submersible pump (esp) dan hydraulic pumping unit (hpu), untuk kemudian merumuskan skenario optimasi yang tepat. evaluasi dilakukan dengan menghitung kurva inflow performance relationship (ipr) guna menentukan efisiensi reservoir, serta menghitung efisiensi pompa pada tiap sumur. kedua nilai efisiensi tersebut dipetakan pada analisis kuadran dengan titik batas 70% untuk mengklasifikasikan kondisi kinerja sumur. skenario optimasi selanjutnya disimulasikan menggunakan perangkat lunak pipesim melalui pendekatan nodal analysis, dengan mengubah frekuensi operasi pompa esp maupun parameter stroke length dan stroke per minute (spm) pada pompa hpu, hingga diperoleh laju alir yang mendekati laju optimal reservoir (qoptimal).pada kondisi eksisting, ketiga sumur belum berada pada kondisi optimal: nrb1 memiliki efisiensi reservoir 59% dan efisiensi pompa 97% (kuadran ii), sedangkan nrb2 (efisiensi reservoir 55%, efisiensi pompa 67%) dan nrb3 (efisiensi reservoir 67%, efisiensi pompa 48%) berada pada kuadran iii. setelah optimasi, nrb1 direkomendasikan beroperasi pada frekuensi 54 hz sehingga laju produksi naik dari 1.692,31 menjadi 2.629,2 stb/day (55%); nrb2 pada stroke length 120 inci dan spm 6 sehingga laju produksi naik dari 189,42 menjadi 325,98 stb/day (72%); dan nrb3 pada frekuensi 57 hz sehingga laju produksi naik dari 358,42 menjadi 522,58 stb/day (46%). ketiga sumur berhasil berpindah dari kuadran ii/iii menuju kuadran i (kondisi optimum), dengan efisiensi reservoir dan efisiensi pompa yang meningkat signifikan pada seluruh sumur.penelitian ini menyimpulkan bahwa pendekatan evaluasi berbasis efisiensi reservoir, efisiensi pompa, dan analisis kuadran mampu mengidentifikasi akar permasalahan kinerja sumur secara sistematis, sekaligus menjadi dasar yang efektif dalam menentukan rekomendasi optimasi artificial lift guna meningkatkan produksi minyak pada sumur-sumur di lapangan tua.