O sistema de medição de quase{0}}bits em registro de petróleo-durante-as ferramentas de perfuração consiste em dois componentes: o subde medição de quase-bits e o subde recepção de quase-bits, que se comunicam por meio de um sistema de transmissão sem fio. Os principais métodos de transmissão incluem transmissão de pulso de lama, transmissão de ondas eletromagnéticas e transmissão de ondas acústicas.
O sub-de medição da broca próxima está conectado à broca e compreende principalmente sensores, uma antena de transmissão, um circuito de controle e uma bateria. O circuito de controle adquire dados de fundo de poço, tais como parâmetros geológicos e de engenharia, processa os dados e envia sinais para a antena transmissora, que emite os sinais na forma de ondas eletromagnéticas para a antena receptora.
Localizado acima da broca de parafuso, o sub-de recepção de quase bits consiste principalmente em uma antena receptora, um circuito de controle, um circuito de fonte de alimentação e um módulo de memória. É responsável por receber os sinais transmitidos pela antena transmissora, processando e armazenando os sinais. No sistema de geodirecionamento de quase{3} bits, o submarino de recepção também pode se comunicar com o sistema MWD (Measurement While Drilling) para transmitir dados de volta à superfície por meio do MWD.
A tecnologia de transmissão de pulso de lama é um método de transmissão de dados amplamente utilizado na perfilagem durante a perfuração atualmente, com uma taxa de transmissão máxima de apenas 4–10 bits/s. Até certo ponto, ele atende à demanda por transmissão de dados{3}}em tempo real.
A transmissão eletromagnética sem fio não requer fluido de perfuração como portador de sinal e tem melhor adaptabilidade à perfuração desequilibrada. Porém, devido à absorção do sinal pelos meios de formação, sua profundidade de aplicação na perfuração de petróleo é bastante limitada, geralmente não ultrapassando 3.000 metros.
Seja usando transmissão de pulso de lama, transmissão acústica ou transmissão eletromagnética, a taxa de dados de telemetria excessivamente baixa sempre foi um problema difícil, o que reduz seriamente o progresso da perfuração e aumenta os custos operacionais. Portanto, melhorias nesta área são necessárias.
As informações acústicas que exigem processamento em tempo-real são telemedidas para a superfície por meio de pulsos de lama, enquanto um grande número de resultados de processamento e dados brutos de formas de onda são armazenados temporariamente em memória de alta-eficiência. Isso reduz a carga de transmissão e retém ao máximo todos os dados brutos durante a perfuração.
Outra abordagem é adotar um método de armazenamento no fundo do poço: informações acústicas para processamento em{0}}tempo real são telemetradas para a superfície por meio de pulsos de lama, enquanto resultados processados massivos e dados brutos de formas de onda são armazenados temporariamente em memória de alta-temperatura, e os dados são recuperados após o disparo. Isto reduz o volume de transmissão de dados e maximiza a preservação de todos os dados originais durante a perfuração.
As vantagens são o baixo custo e o armazenamento confiável de dados. A desvantagem é que os dados-em tempo real não podem ser obtidos na superfície para orientar a perfuração.
Para registrar-durante-aplicações de perfuração com grandes volumes de dados, como registro-durante-perfuração de imagens, geralmente é adotada uma combinação de transmissão-em tempo real e armazenamento de fundo de poço: transmissão-em tempo real para intervalos críticos e armazenamento de fundo de poço para outros intervalos.
Essas memórias para registro-durante-perfuração devem ter forte resistência a altas-temperaturas. Eles devem permitir a gravação de dados em altas temperaturas de 175 graus ou mesmo acima de 200 graus e manter a integridade dos dados por longos períodos em ambientes-de alta temperatura.