RESUMEN La inyeccion de vapor en pozos horizontales tiene gran aplicabilidad en yacimientos de crudo pesado. Sin embargo,uno de los retos de esta tecnologia es la prediccion de los perfiles de presion, temperatura y calidad del vapor alo largo del pozo. Por mas de 30 anos, se han utilizado correlaciones empiricas para determinar estos perfiles,las cuales presentan errores cercanos al ± 30%. En los ultimos anos se ha dado mayor enfasis a los modelosmecanisticos, ya que permiten obtener perfiles hidraulicos mas ajustados a la realidad y adicionalmente predicenlos patrones de flujo que se presentan en las tuberias.En este trabajo se evalua el desempeno de tres modelos mecanisticos y cinco correlaciones utilizadas comunmentepara predecir el gradiente de presion en flujo bifasico (vapor humedo), con aplicacion a pozos horizontales,compuestos por una seccion de tuberia vertical y otra horizontal. El gradiente de presion calculado con cadamodelo es comparado con el gradiente de presion experimental tomado de dos casos reportados en la literatura.Se presentan estimaciones del error del gradiente de presion medido versus el calculado por cada modelo. En laevaluacion, dos modelos mecanisticos estudiados arrojan errores absolutos promedio menores del 10%. Palabras claves: Flujo multifasico, modelos mecanisticos, patrones de flujo, correlaciones, holdup. ABSTRACTThe steam injection in horizontal wells has great applicability to heavy oil reservoirs. However, one of thechallenges of this technology is the prediction of the profiles of pressure, temperature and vapor quality along thewell. For over 30 years, empirical correlations were used to determine these profiles, which have errors close to ±30%. In recent years there has been greater emphasis on mechanistic models, allowing hydraulic profiles get moreadjusted to reality and further predict the flow patterns that occur in the pipes.This paper evaluates the performance of three mechanistic models and five correlations commonly used to predictthe pressure gradient in two-phase flow (wet steam), with application to horizontal wells, consisting of a verticalpipe section and other horizontal pipe section. The pressure gradient calculated with each model is compared withthe experimental pressure gradient taken from two cases reported in the literature. We present error estimates of thepressure gradient measured versus calculated for each model. In the evaluation, two studied mechanistic modelsobtained lower mean absolute error of 10%. Keywords: mechanistic models, steam injection, horizontal wells, flow patterns