RESUMEN El flujo de tres fases ocurre en los yacimientos de petr oleo cuando la saturacion de agua es mas alta que la irreducible, y adicionalmente estan presentes el aceite y gas como fases moviles. Predicciones detalladas del comportamiento de los yacimientos de petroleo bajo procesos de recobro como inyeccion de dioxido de carbono, combustion in-situ, inyeccion de vapor, inyeccion de fluidos miscelares e inyeccion de nitrogeno requieren de los datos de permeabilidad relativa tres fases. En d ecadas pasadas el uso de datos de permeabilidad relativa tres fases para calculos de ingenieria de yacimientos convencionales no ha sido requerido frecuentemente. En consecuencia hay menos conocimiento acerca de las caracteristicas de permeabilidad relativa de la roca de tres fases que de dos fases. La permeabilidad relativa de tres fases es util para el calculo del comportamiento del yacimiento, para campos que producen por empujes simultaneos de agua y gas, y para analizar yacimientos que producen por empuje de gas en solucion los cuales estan parcialmente depletados y son producidos por empuje de agua. Para que los datos de permeabilidad relativa conduzcan a predicciones correctas, la direcci on del cambio de saturacion en el yacimiento debe corresponder a la direccion del cambio de saturacion para el cual los datos fueron derivados. En la industria petrolera se usan modelos matem aticos (analiticos y numericos), para estimar permeabilidades relativas de tres fases a partir de datos de permeabilidades relativas de dos fases. Algunos de los modelos mas utilizados son Stone I, Stone II, Azis- Settari, Fayers & Mathews, Corey, Naar & Wygal, Land, Parker. Los principales modelos probabilisticos utilizados en los simuladores son Stone I, 1970; Stone II, 1973; en estos modelos se hace uso de aproximaciones estadisticas y emplean conjuntos de curvas de permeabilidades relativas de dos fases agua- petroleo y petroleo-gas, y partiendo de estos, se estima la permeabilidad relativa al petroleo para un sistema de tres fases. Los anteriores modelos estiman la permeabilidad relativa a la fase petroleo en un sistema trifasico a partir de datos de flujo de dos fases, basandose en la suposicion de que cada fluido establece su propio camino tortuoso, el cual forma canales de flujo muy estables. La comparaci on entre las permeabilidades tres fases obtenidas experimentalmente y las obtenidas a traves de modelos analiticos y numericos no siempre muestra buena concordancia. En la mayoria de los casos la interpolacion lineal o por pesos entre las permeabilidades relativas de dos fases (agua- aceite y gas-aceite) para construir permeabilidades relativas tres fases, suministran una pobre aproximacion al flujo de tres fases que ocurre en el medio poroso. Consecuentemente podemos afirmar, que la determinacion de las permeabilidades relativas de tres fases se ha llevado a cabo principalmente utilizando modelos predictivos que generalmente no se ajustan a las pruebas experimentales reales. En este trabajo se muestra una comparaci on de los diferentes modelos analiticos y tecnicas de laboratorio, usados a nivel mundial para evaluar permeabilidades relativas tres fases. Adicionalmente se propone un equipo de desplazamiento para evaluar experimentalmente tanto en estado estable como en estado no estable permeabilidades relativas tres fases, a partir de los equipos que tiene el laboratorio de analisis petrofisicos del Instituto Colombiano del Petroleo de Ecopetrol. Palabras claves: Permeabilidad relativa, flujo en tres fases en medios porosos, inyecci on en corazones. ABSTRACT An improved experimental apparatus for measurement of three phases relative permeability, using three phase acoustic separator was made in the ICP's special core laboratory. The improvement was aimed at two objectives: to modify the equipment in order to obtain more reliable experimental data and to interpret them appropriately. Special emphasis was laid upon pressure drop oscillations and uncertainties in oil, gas and water saturation. This paper also presents a critical review of experimental and theoretical developments in the area of three phase relative permeability. Keywords: Relative permeability, three-phase flow in porous media, core-f looding