Das Near{0}}Bit-Messsystem bei der Erdölgewinnung-während-Bohrgeräten besteht aus zwei Komponenten: dem Near-Bit-Messgerät und dem Near{4}}Bit-Empfangsgerät, die über ein drahtloses Übertragungssystem kommunizieren. Zu den primären Übertragungsmethoden gehören die Schlammimpulsübertragung, die Übertragung elektromagnetischer Wellen und die Übertragung akustischer Wellen.
Das Near{0}}Bit-Messgerät ist mit dem Bohrmeißel verbunden und besteht hauptsächlich aus Sensoren, einer Sendeantenne, einem Steuerschaltkreis und einem Akku. Die Steuerschaltung erfasst Bohrlochdaten wie geologische und technische Parameter, verarbeitet die Daten und sendet Signale an die Sendeantenne, die die Signale in Form elektromagnetischer Wellen an die Empfangsantenne sendet.
Der über dem Bohrschrauber angebrachte Near-Bit-Empfangsteil besteht hauptsächlich aus einer Empfangsantenne, einem Steuerkreis, einem Stromversorgungskreis und einem Speichermodul. Es ist für den Empfang der von der Sendeantenne gesendeten Signale sowie für die anschließende Verarbeitung und Speicherung der Signale verantwortlich. Im Near{3}}Bit-Geolenkungssystem kann das Empfangsteil auch mit dem MWD-System (Measurement While Drilling) kommunizieren, um Daten über das MWD an die Oberfläche zurückzusenden.
Die Schlammimpulsübertragungstechnologie ist derzeit eine weit verbreitete Datenübertragungsmethode bei der Protokollierung während des Bohrens, mit einer maximalen Übertragungsrate von nur 4–10 Bit/s. Es erfüllt bis zu einem gewissen Grad den Bedarf an Echtzeit-Datenübertragung.
Die elektromagnetische Funkübertragung erfordert keine Bohrflüssigkeit als Signalträger und lässt sich besser an unausgeglichene Bohrungen anpassen. Aufgrund der Signalabsorption durch Formationsmedien ist die Einsatztiefe bei Erdölbohrungen jedoch stark begrenzt und beträgt im Allgemeinen nicht mehr als 3000 Meter.
Ob Schlammimpulsübertragung, akustische Übertragung oder elektromagnetische Übertragung: Die zu niedrige Telemetriedatenrate war schon immer ein schwieriges Problem, das den Bohrfortschritt erheblich verringert und die Betriebskosten erhöht. Daher sind Verbesserungen in diesem Bereich notwendig.
Akustische Informationen, die eine Echtzeitverarbeitung erfordern, werden über Schlammimpulse telemetrisch an die Oberfläche übertragen, während eine große Anzahl von Verarbeitungsergebnissen und Rohwellenformdaten vorübergehend in einem hocheffizienten Speicher gespeichert werden. Dies reduziert die Übertragungslast und alle Rohdaten bleiben während des Bohrens weitestgehend erhalten.
Ein anderer Ansatz besteht in der Anwendung einer Speichermethode im Bohrloch: Akustische Informationen zur Echtzeitverarbeitung werden über Schlammimpulse telemetrisch an die Oberfläche übertragen, während umfangreiche verarbeitete Ergebnisse und rohe Wellenformdaten vorübergehend im Hochtemperaturspeicher gespeichert werden und die Daten nach der Auslösung abgerufen werden. Dies reduziert das Datenübertragungsvolumen und maximiert die Erhaltung aller Originaldaten während des Bohrens.
Die Vorteile liegen in den geringen Kosten und der zuverlässigen Datenspeicherung. Der Nachteil besteht darin, dass an der Oberfläche keine Echtzeitdaten zur Steuerung des Bohrens abgerufen werden können.
Für Anwendungen zur Protokollierung-während-des Bohrens mit großen Datenmengen, wie z. B. die Protokollierung-während-Bildgebung, wird normalerweise eine Kombination aus Echtzeitübertragung und Speicherung im Bohrloch eingesetzt: Echtzeitübertragung für kritische Intervalle und Speicherung im Bohrloch für andere Intervalle.
Diese Speicher zum Holzeinschlag-während-des Bohrens müssen eine hohe-Temperaturbeständigkeit aufweisen. Sie müssen das Schreiben von Daten bei hohen Temperaturen von 175 Grad oder sogar über 200 Grad ermöglichen und die Datenintegrität über lange Zeiträume in Umgebungen mit hohen Temperaturen aufrechterhalten.