S Sumur RS-A dan RS-B adalah sumur yang tidak mampu lagi untuk memproduksikan fluidanya secara sembur alam, sehingga membutuhkan instalasi pengangkatan buatan atau artificial lift. Untuk produksi harian kedua lapangan tersebut dibantu oleh artificial lift jenis continuous gas lift. Dengan bantuan gas lift, Sumur RS-A dan RS-B dapat berproduksi selama beberapa tahun. Sumur RS-A dan RS-B telah dipasang metode pengangkatan buatan berjenis continuous gas lift dengan 3 buah gas lift valve terpasang pada Sumur RS-A dengan titik kedalaman injeksi berada pada kedalaman 2.743 ft dan 4 buah gas lift valve pada Sumur RS-B dengan titik kedalaman injeksi berada pada kedalaman 2.538 ft dan sudah disekat menggunakan packer. Namun, semakin bertambahnya tahun, produksi minyak dikedua sumur tersebut mendapati masalah yaitu berkurangnya jumlah pasokan gas sumur. Dalam studi ini, akan dilakukan analisis perbandingan hasil produksi fluida sumur-sumur tersebut, dengan mengoptimasikan penggunaan artificial lift yang sudah terpasang yaitu continuous gas lift dengan instalasi artificial lift pembanding yaitu electric submersible pump (ESP). Sumur RS-A dan RS-B memiliki watercut diatas 50%, oleh karena itu, pembuatan grafik IPR pada kedua sumur menggunakan composite IPR. Maka didapat nilai productivity index Sumur RS-A sebesar 0,62 dan Sumur RS-B sebesar 7,8. Optimasi pada sumur gas lift bisa dilakukan dengan meningkatkan laju alir gas injeksi agar dapat mengangkat fluida produksi lebih banyak. Laju injeksi gas awal pada kedua sumur ini adalah 0,002 mmscfd. Optimasi sumur gas lift pada Sumur RS-A dan RS-B ini dilakukan dengan cara menvariasikan laju alir gas yang diinjeksikan ke dalam tubing dan nantinya akan diamati jumlah laju alir fluida yang bisa didapatkan dari masing-masing laju alir gas yang divariasikan diawal. Tetapi disini terdapat batasan laju alir gas maksimum yang pernah diinjeksikan kepada Sumur RS-A dan RS-B yaitu sebesar 0,46 mmscfd. Gas lift Sumur RS-A dapat dilakukan optimasi dengan meningkatkan laju alir gas yang diinjeksikan dari 0,002 mmscfd menjadi 0,2 dan Sumur RS-B menjadi 0,46 mmscfd karena menghasilkan net income yang paling tinggi. Untuk melakukan perbandingan perlu dilakukan desain ESP terlebih dahulu. Pompa yang tepat untuk digunakan pada Sumur RS-A adalah pompa REDA D460N yang dipasang dikedalaman 2.905 ft dengan jumlah stages 65. Sedangkan Sumur RS-B menggunakan pompa REDA D5850N yang dipasang dikedalaman 2.612 ft dengan jumlah stages 127. Kedua sumur tersebut menggunakan motor 456 series. Pada Sumur RS-A, ketika dilakukan optimasi gas lift terjadi kenaikan laju alir minyak 2 kali laju alir minyak awal dan ketika di install ESP terjadi kenaikan laju alir minyak sebesar 2,1 kali laju alir minyak awal. Dilihat dari biaya, lifting cost minyak saat melakukan optimasi gas lift jauh lebih murah yaitu sebesar 0,68 USD/bbl dibandingkan dengan lifting cost minyak saat install ESP yaitu sebesar 3,54 USD/bbl. Jika melihat dari kenaikan laju alir minyak dan lifting cost minyak maka melakukan optimasi gas lift dengan menambah gas injeksi pada sumur RS-A lebih menguntungkan dibandingkan dengan melakukan pergantian menjadi ESP. Sama seperti sumur RS-A, pada sumur RS-B ketika dilakukan optimasi gas lift terjadi kenaikan laju alir minyak sebesar 3,2 kali laju alir minyak awal dan ketika di install ESP terjadi kenaikan sebesar 5,3 kali laju alir minyak awal. Jika dilihat dari segi biaya, ternyata lifting cost saat melakukan optimasi gas lift juga lebih murah yaitu sebesar 3,24 USD/bbl dibandingkan dengan lifting cost saat install ESP yaitu sebesar 14,76 USD/bbl. Hal ini mungkin disebabkan kadar water cut Sumur RS-B yang sangat tinggi. Oleh karena itu, sama seperti Sumur RS-A, melakukan optimasi gas lift pada Sumur RS-B menjadi pilihan tepat karena lebih menguntungkan dibandingkan dengan melakukan install ESP.