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Electrical Submersible Pumps (ESPs) are commonly applied to producing wells in unconventional reservoirs. Typically, the operator places the ESP in the vertical section to minimize installation risks; however, some operators have reported installing ESPs in the lateral section to improve operation and production. This paper will present a study of the interaction between reservoir inflow, wellbore geometry, and ESP operation using a commercial dynamic multiphase flow simulator (OLGA). The study will further quantify the benefits and disadvantages of deploying the ESP in the vertical and lateral sections of a horizontal well. The investigation uses operations data from a Permian basin well, with an ESP operating in the vertical section of a horizontal well. The dynamic simulation model was built and tuned to match the field data with two different production stages: early and late production. Hypothetical cases with the ESP located in the lateral section and with different well geometries (toe-up and toe-down) are also investigated. For the performance evaluation of different ESP deployment positions, the following indicators were considered: (a) production flow rate, (b) likelihood of pressure surging occurrence, and (c) flow pattern and gas volume fraction reaching the ESP system. Finally, the study provides guidelines on the ESP deployment location for improved operation and production.

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Um modelo matemático e simulações numéricas são apresentados para investigação da dinâmica do escoamento de gás, óleo e água em sistemas pipeline-riser. O pipeline é modelado como um sistema de parâmetros concentrados e considera dois estados comutáveis: um em que o gás é capaz de penetrar no riser e outro no qual há uma frente de acúmulo de líquido, prevenindo a penetração do gás. O modelo do riser considera um sistema de parâmetros distribuídos, no qual nós móveis são usados para avaliar as condições locais ao longo do subsistema. Efeitos de transferência de massa são modelados utilizando a aproximação de black-oil. O modelo prediz a localização da frente de acúmulo de líquido no pipeline e do nível de líquido no riser, de maneira que é possível determinar qual tipo de intermitência severa ocorre no sistema. O método das características é usado para simplificar a diferenciação no sistema de equações mistas hiperbólicas-parabólicas resultante. As equações são discretizadas e integradas usando um método implícito com um esquema preditor-corretor para o tratamento das não-linearidades. Simulações correspondentes às condições de intermitência severa são apresentadas e comparadas aos resultados obtidos com o código computacional OLGA, resultando em uma boa concordância. Apresenta-se uma descrição dos tipos de intermitência severa para o escoamento trifásico de gás, óleo e água em um sistema pipeline-riser com efeitos de transferência de massa, assim como um estudo da influência de parâmetros geométricos e de caracterização dos fluidos sobre os mapas de estabilidade.