Metode Artificial Lift menggunakan Electric Submersible Pump (ESP) adalah salah satu teknik pengangkatan buatan dengan pompa submersible yang memberi tenaga tambahan pada fluida reservoir untuk membantu mengalirkan fluida ke permukaan melalui tubing hingga ke separator untuk jumlah yang sesuai dengan kapasitas produksi ESP. Pompa ESP dirancang berdasarkan pompa sentrifugal bertingkat banyak dimana seluruh bagian dari pompa dan motornya tenggelam di dalam kolom fluida produksi di dalam sumur. Pompa ini digerakkan dengan motor listrik melalui suatu poros motor (shaft) yang memutar pompa, dan akan memutar sudu-sudu (impeller) pompa.
Tesis ini bertujuan untuk memilih jenis ESP yang beroperasi dalam selang waktu yang relatif panjang dengan kisaran laju produksi optimum sesuai dengan kemampuan reservoir yang memenuhi persyaratan operasi ESP. Pengerjaan penelitian ini dilakukan pada lapangan terintegrasi dengan memodelkan seluruh komponen yang ada dalam sistem produksi lapangan minyak. Sistem terpadu tersebut diwakili dengan simulator PETREL (reservoir) yang dipadukan dengan Simulator Eclipse dan PIPESIM (sumur produksi dan flowline) dengan menggunakan interface FPT (Field Planning Tools). Model terpadu tersebut digunakan untuk menentukan rentang waktu operasi ESP pada laju produksi optimum. Penentuan ESP dengan rentang waktu operasi yang panjang dilakukan pada beberapa skenario, yaitu untuk casing dengan ID 6 inch.
Hasil simulasi menunjukkan bahwa secara natural flowing minyak yang berhasil diproduksikan paling besar dengan laju alir 40 % dari IPR awal yaitu sebesar 1,194,000 STB. Setelah sumur tidak mampu mengalir secara natural dilanjutkan dengan pemasangan ESP pada skenario berikutnya. Sumur ESP yang beroperasi pada laju produksi optimum dengan waktu operasi paling panjang adalah REDA D400 pada sumur 1 yang beroperasi selama 2869 hari dengan produksi sebesar 516.000 STB, REDA DN800 untuk sumur 2 dengan rentang waktu operasi selama 2534 hari dengan jumlah produksi 531.800 STB, REDA D400 untuk sumur 3 dengan dengan rentang waktu operasi selama 2869 hari dengan produksi sebesar 529.600 STB dan REDA DN800 untuk sumur 4 dengan rentang waktu operasi selama 2534 hari dengan produksi kumulatif 529.900 STB. Total produksi kumulatif untuk semua skenario produksi adalah 3.302.100 STB, dengan Recovery factor sebesar 11,53 % dari OOIP sebesar 28.648.828 STB.