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En este trabajo se mostrarán los resultados de las mediciones realizadas con un sensor acústico-vibracional distribuido de fibra óptica en un pozo productor de tight gas y en pozos inyectores de fluido durante la etapa de recuperación secundaria de hidrocarburos. El diseño del equipo, primero realizado en el laboratorio y luego desarrollado como equipo de campo, estuvo enfocado en la posibilidad de detección de patrones acústicos generados dentro de los tubos de producción, en vistas de poder medir su velocidad y con ello los caudales de producción e inyección, dependiendo del tipo de pozo en que se realice la medición. La medición del pozo de tight gas se realizó en el yacimiento de EFO (Pcia. de Rio Negro) cuyos pozos presentan cantidades no despreciables de producción de líquido (agua y petróleo). Los pozos de este yacimiento, si bien son considerados como pozos productores de condensado de gas, presentan un régimen de flujo particular compatible con una producción de tipo flujo tapón (o slug) en donde bolsones de gas ascienden por el caño de producción separados por capas de líquido que funcionan como tapones. Las mediciones con el sensor distribuido no solo permitieron detectar estas columnas de líquido, las cuales no son posibles de observar con los sensores convencionales, sino también medir la velocidad de las mismas. Esto permitió, además, estimar los valores de caudal en el caño de producción, obteniendo una buena correlación con los resultados obtenidos por el separador en superficie. Haciendo uso de estos resultados, se propuso el mismo método de medición de velocidad en la zona de punzados, es decir la zona de orificios por donde ingresa el fluido en el pozo desde la formación. Con este procedimiento fue posible distinguir no solo las etapas de punzados que mayor contribuyen a la producción de líquido, sino también estimar la contribución de cada etapa a la producción total. La medición en los pozos inyectores se realizó en el yacimiento de Grimbeek (Pcia. De Chubut) en el marco del piloto de prueba propuesto por YPF durante el cambio del fluido de inyección de agua a agua con polímero, y viceversa. En este caso no solo fue posible observar con los sensores distribuidos (acústico y temperatura) la interfaz entre ambos fluidos, también fue posible trazar su trayectoria en el tiempo y obtener el caudal de inyección en el tubo de inyección y también en la zona de punzados (perfil de admisión). Gracias a las mediciones de los equipos de fibra fue posible observar que los únicos punzados que admitían fluido eran aquellos pertenecientes a las etapas superiores. Este es un resultado de mucha importancia, pues otorga a la empresa operadora una herramienta de diagnóstico a partir de la cual se puede decidir la intervención del pozo para estimular las etapas que no admiten fluido. In this work we present the measurements performed with a fiber-optic distributed acoustic-vibrational sensor in a producer well of tight gas and in injectors wells during the phase of enhanced oil recovery. The design and construction of the sensor, first performed in the laboratory and then optimized for the use in the field, was focused on the possibility of detecting acoustic patterns generated inside the production tubes. Given the capability of determining its trajectories in time, we propose a method to estimate production and injection flow rates, depending on the type of well in which the measurement is made. The measurement in the production well of tight gas was carried out in the EFO deposit (Province of Rio Negro), whose wells present not insignificant quantities of liquid production (water and oil). Therefore, although the wells are considered as gas condensate producers, they have a particular flow regime compatible with a slug flow type where gas pockets ascend through the production pipe separated by layers of liquid that function as plugs. The measurements with the vibrational distributed sensor not only allowed to detect these liquid columns, which are not possible to observe with the conventional sensors, but also to measure the speed of them. Using this principle, we were able to estimate the flow rate in the production pipe and we obtained a good correlation with the results registered by a surface separator. Once the method was validated, the same speed measurement method was proposed in the production zone, thanks to which it was possible to distinguish not only the stages that contribute most to the production of liquid, but also to estimate the contribution of each one of these to the total production of fluids. The measurement in the injector wells was made in the Grimbeek deposit (Province of Chubut) during the test pilot proposed by YPF in witch was performed the change of the water injection fluid to water with polymer, and vice versa. Using both the distributed sensors (acoustic and temperature), it was possible to detect the interface between both fluids and we were able to trace its trajectory in time, obtaining the flow rate in the injection tube and also in the admission zone. Thanks to the measurements performed with the distributed sensors, it was possible to observe that the only stages that admitted fluid were those located in the upper zone. This is a very important result, because it gives the operating company a diagnostic tool from which the well intervention can be decided to stimulate the stages that are not admitting fluid. Fil: Petriella, Marco. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales; Argentina.