El software permite modelar, interpretar, simular y predecir el comportamiento de un pozo o reservorio, ya sea de petróleo o gas, rápida y eficientemente.

UniTest® PTA agiliza y facilita el análisis de transientes de presión, ya que el software permite armar modelos PVT del fluido o fluidos en estudio, modelo del yacimiento y tubería en uso. En base a estos modelos, se pueden generar varias combinaciones para comparar variaciones por ejemplo de: OD de tuberías, presión inicial, daño, etc. Es muy amplia la gama de comparación entre parámetros que proporciona UniTest® PTA.

UniTest® RDA permite simular producción real particionada por capas, a partir del historial de producción del pozo. Emplea el análisis de curvas declinatorias (Curvas Tipo de Fetkovich) para resolver sistemas determinados e indeterminados (falta de datos de producción por capa) aplicando ciertas restricciones.

Para la interpretación de los diferentes modelos UniTest® RDA proporciona distintos tipos de gráficos: cartesiano, log-log, partición, adimensional y hasta el mapa completo del yacimiento. Mediante un ajuste manual o automático (mediante un optimizador propio del software) es posible realizar el matching de las curvas con mayor celeridad, disminuyendo el tiempo de análisis.

Permite la creación de modelos de capa y subdivisión en períodos temporales, para adaptar lo mejor posible el modelo a la realidad.

En UniTest® PLT se agrupan una serie de funciones específicas para trabajar de forma integral en la interpretación de un registro de producción. Entre estas funciones se encuentran todas las necesarias para no tener que acudir a ninguna otra aplicación particular.

Una vez cargados los datos obtenidos de un pozo, con las funciones de UniTest® PLT se puede, por un lado, editar y graficar todas las curvas características del pozo, así como generar el registro listo para ser impreso; y por el otro, realizar la interpretación basándose en los parámetros del modelo, las velocidades calculadas del fluido y  las curvas promedio del registro, de manera tal de indicar los aportes de caudal estimados de cada capa en cuanto a petróleo, gas y/o agua.