Wenn wir die Öl- und Gasindustrie beobachten, wird ersichtlich, dass nahezu 90 %, wenn nicht sogar mehr, der weltweiten Bohrungen derzeit „Artificial-Lift“ Systeme verwenden, und der Rest wird den künstlichen Auftrieb an einem bestimmten Punkt seines Lebens nutzen, wenn er nicht aus wirtschaftlichen Gründen aufgegeben wird. Die Auswahl des wirtschaftlichsten Systems ist notwendig, damit die Betreiber das maximale Produktionspotential ihrer Ölfelder erreichen können, was auch Herausforderungen mit sich bringt, die mit „Artificial-Lift“ Vorgängen einhergehen. Eine der größten Herausforderungen ist das Workover. Die Nichtverfügbarkeit von „Workover-Anlagen“ und die Zeitintervalle zwischen den Ausfällen haben zur Verringerung der Rentabilität der Bohrungen beigetragen. Durch diesen Umstand sahen sich die Ingenieure gezwungen, eine Alternative diesbezüglich zu finden. Als „Backup“ für die bereits verwendete „Electrical-Submersible-Pump“ wurde eine „Jet-Pump“ implementiert, da das bestehende System die resultierende Produktionsverzögerung bis zum Beginn des „Workover“ nicht reduzieren konnte. Innerhalb kürzester Zeit sind jedoch mehrere Fehler aufgetreten und die Auswahl der optimalen Pumpe gestaltete sich äußerst schwierig. Diese Masterarbeit entstand in Zusammenarbeit mit der OMV, um die tatsächliche Leistung dieser „Jet-Pump“ zu untersuchen. Dabei wurde eine hochmoderne Software zur Anlagenmodellierung verwendet, um alle Fehleranalysen zu überprüfen und Optimierungsmöglichkeiten zu empfehlen. Schlussendlich wurde ein eigenes „Jet-pump design tool“ erstellt, mit welchem es möglich ist, die optimale „Nozzle-throat-size“ auszuwählen und die notwendige Einspritzrate zu bestimmen, um das höchste Produktionspotential, unter Berücksichtigung des Kavitationsproblems, zu erreichen.