S umur IT-11 adalah sumur yang terletak pada lapangan lepas pantai dari sejak awal diproduksi telah menggunakan jenis artificial lift berupa gas lift. Secara umum, prinsip kerja dari gas lift adalah mengangkat fluida ke permukaan dengan menurunkan densitas dari fluida dengan melakukan injeksi gas bertekanan tinggi. Metode injeksi gas lift yang digunakan pada lapangan IT-11 ini adalah continuous gas lift yang dimana gas diinjeksikan secara terus menerus. Sumur IT-11 memiliki jenis komplesi single selective completion yang sejak awal dirancang untuk memproduksikan dua zona (commingle) dengan kedalaman sebesar 4.602 ft-md, zona atas (A) diperforasi pada interval 3.262 ft-md sampai dengan 3.272 ft-md, sedangkan zona bawah (B) diperforasi pada interval 4.112 ft-md hingga 4.160 ft-md dengan packer sebagai batas antar zonanya. Sumur IT-11 mulai produksi pada tahun 2018 melalui dua zona yaitu zona A dan zona B. Rate produksi yang sering turun secara drastis dalam jangka waktu tertentu adalah masalah dalam kegiatan pengoperasian sumur ini. Hal ini disebabkan salah satunya oleh injeksi gas lift tidak optimal untuk zona B. Sementara itu, zona B merupakan zona yang memberikan kontribusi lebih besar dalam produksi sumur IT-11. Hingga diputuskan pada akhir 2021 untuk memproduksikan sumur IT-11 hanya melalui zona B sebagai penanggulangan penurunan rate tersebut. Produksi berjalan normal, hingga pada Maret 2023 terjadi penurunan rate serupa. Dilakukan static bottom hole pressure dan diketahui bahwa adanya penurunan tekanan reservoir serta kolom fluida di bawah gas lift Point of Injection (POI), yang menyebabkan gas lift tidak dapat mengangkat fluida. Selain itu, dilakukan juga bottom hole survey dan diketahui bahwa tidak terjadi kebocoran tubing ataupun gas lift valve malfunction. Oleh karena itu dilakukan penggantian tipe komplesi serta desain ulang pada gas lift untuk memaksimalkan kembali produksi dari sumur IT-11. Diawali dengan pembuatan skema beberapa tipe komplesi yang disesuaikan dengan keadaan sumur IT-11, analisis setiap kelebihan dan kekurangan opsi komplesi tersebut, desain gas lift pada setiap opsi komplesi, perhitungan laju alir dengan bantuan perangkat lunak yang kemudian dilakukan estimasi cadangan berdasarkan laju alir setiap opsi komplesi dengan menggunakan decline curve analysis, dan yang terakhir memilih jenis komplesi yang sesuai berdasarkan analisis tersebut. Pada analisa kualitatif diketahui bahwa opsi komplesi yang paling cocok untuk kondisi sumur IT-11 saat ini adalah opsi B (recompletion dengan single string completion). Lalu, dari desain ulang gas lift diperoleh untuk opsi A, C, dan D akan dilengkapi dengan 2 unloader valve dan 1 orifice sedangkan opsi B dilengkapi dengan 3 unloader valve dan 1 orifice dengan masing-masing Ptro yang berbeda. Selain itu juga untuk opsi B, C, dan D memiliki operating pressure yang sama saat proses unloading dan injeksi yaitu berturut-turut sebesar 640 psia dan 540 psia sedangkan opsi A nilai operating pressure saat unloading dan injeksi berturut-turut sebesar 670 psia dan 570 psia. Berikutnya, dilakukan perhitungan laju alir untuk masing-masing opsi komplesi yang ditawarkan, Laju alir minyak untuk setiap opsi komplesi A, B, C, dan D adalah 394,28 bopd, 713,24 bopd, 479,15 bopd, dan 814,76 bopd. Setelahnya, dilakukan perhitungan untuk menentukan nilai kumulatif minyak pada setiap opsi komplesi dengan menggunakan metode decline curve analysis, diperoleh secara berturut-turut untuk opsi A, B, C dan D adalah sebesar 0,59 MMBO, 1,10 MMBO, 0,72 MMBO, dan 1,25 MMBO. Berdasarkan aspek cadangan diketahui bahwa opsi yang unggul adalah B dan D, tetapi opsi D dalam memiliki lebih banyak kekurangan jika dibandingkan opsi B. Maka dari itu, dengan mempertimbangkan kedua analisis diputuskan untuk memilih opsi B berupa recompletion dengan single string completion sebagai komplesi baru untuk sumur IT-11. Dengan Gas Lift Performance Curve (GLPC) diketahui juga untuk opsi komplesi terpilih (opsi B) jika meningkatkan injeksi gas lift menjadi 1,2 MMSCF/d terjadi peningkatan rate dari 713,24 bopd menjadi 826,02 bopd.