Hoy en día, para determinar una tasa óptima de producción de hidrocarburos en la industria del petróleo y gas (O&G), el uso de bombas electro-sumergibles (ESP) es uno de los principales métodos de elevación artificial utilizados en la producción de petróleo. Este método, que consiste en utilizar una bomba centrífuga multietapa para alimentar crudo a las instalaciones de producción, se caracteriza por altos caudales y flexibilidad en su instalación. Sin embargo, algunas condiciones operativas son desventajosas para su aplicación. La producción de pozos con altas proporciones de gas y petróleo puede provocar la degradación del rendimiento de la bomba, provocando incluso inestabilidad operativa, interrumpiendo la producción. Por otro lado, la viscosidad del fluido es otro factor responsable de la degradación del rendimiento del ESP. Un ejemplo es su uso en campos de petróleo pesado con alta fracción de agua, donde aparecen emulsiones. Debido a la complejidad del sistema, existe la oportunidad de comprender el comportamiento de este sistema operando con mezclas bifásicas utilizando Dinámica de Fluidos Computacional (CFD) y conocimiento en fenómenos de transporte. Se utilizó el software comercial STAR-CCM + para las simulaciones CFD considerando un enfoque de volumen finito, validando el modelo con datos experimentales. Los resultados de CFD obtenidos muestran un comportamiento consistente de un ESP en condiciones monofásicas. Después, se ejecutaron simulaciones con el flujo bifásico, analizando el efecto del diámetro de la burbuja y las fuerzas de interacción entre fases para una configuración de una etapa. Los resultados mostraron que el diámetro de la burbuja es una variable crítica que afecta la resolución numérica, los perfiles de fracción de volumen de gas y la altura total. Además, se identificó el aumento de dos velocidades de rotación diferentes, así como el aumento de presión por etapa y los perfiles de fracción de gas. Finalmente, se concluye que tanto el flujo.