Диаметры промежуточных обсадных колонн, а также кондуктора и направления выбирают в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для бурения последующего интервала.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну рассчитывают по формуле:

D _д   =   D _ок   +  2 Δ₁     (5.4)

где  D_д - диаметр долота, м; D _ок - наружный диаметр обсадной колонны, м; Δ₁ - рекомендуемое значение радиального зазора, м (табл. 5.5). 

Диаметр (внутренний) предыдущей обсадной колонны dок определяют из условия беспрепятственного пропуска долота:

d_ok = D_д + Δ₂    (5.5)

где Δ₂-рекомендуемое значение приращения диаметров, м; Δ₂ ≈ (4-5) ∙10-3 м.

Таблица 5.5 Рекомендуемые значения радиального зазора между скважиной и обсадной колонной

Условный внешний диаметр обсадных труб Doк	114; 127	140;146	168; 178; 194	219; 245	273; 299	325; 340; 351	377; 406; 426; 473; 508
Радиальный зазор Δ1, мм	10-15	15-20	20-25	25-30	30-35	35-45	45-50

Указанные величины зазоров на конкретных месторождениях уточняются в зависимости от длины интервала выхода из-под башмака предыдущей колонны, степени искривления ствола скважины, степени совершенства технологии, обученности бригад и других факторов.

Конечный диаметр бурения выбирается в соответствии с диаметром эксплуатационной колонны, который принимается в соответствии с возможным суммарным дебитом продуктивного пласта (табл. 5.6).

Таблица 5.6 Соответствие рекомендуемого условного внешнего диаметра эксплуатационной колонны и суммарного дебита продуктивного пласта

Нефтяные скважины		Газовые скважины
Суммарный дебит, м3 /сут	Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм	Суммарный дебит, тыс.м3/ сут.	Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм
< 40	114	< 75	114
40-100	127-140	75 - 250	114-146
100-150	140-146	250 - 500	146 - 168
150-300	168-178	500 - 1000	168-219
>300	178-194	1000 - 5000	219-273