Este documento considera el problema de estimar los parámetros cuantitativos de un flujo de fluido de dos fases en un pozo basado en el modelo físico de flujo dinámico. Este es un problema desafiante en la industria del petróleo y gas, donde el conocimiento de las tasas de producción multifásica juega un papel importante durante la caracterización del reservorio, la optimización de la producción y la gestión del reservorio. Dado que la medición directa de estas tasas no está fácilmente disponible, se pueden inferir a partir de sensores convencionales (por ejemplo, manómetros) en combinación con un modelo de flujo multifásico dinámico. La metodología propuesta en este trabajo utiliza conceptos de modelado inverso para estimar las tasas de flujo que no se miden directamente. La discrepancia entre los datos disponibles y la predicción del modelo se minimiza numéricamente, lo que lleva al conjunto óptimo de variables de flujo dinámico que caracterizan el flujo. Se consideran dos escenarios diferentes: primero, cuando el pozo tiene solo un medidor de flujo ubicado en la cabeza del pozo (mínima cantidad de información disponible), y cuando el pozo tiene sensores de presión distribuidos además del medidor de flujo en la parte superior (máxima cantidad de información). La viabilidad del concepto propuesto se evalúa a través de varios estudios de caso basados en simulaciones.