CN117684941A - 带压组合管柱水平井双封重复改造装置及改造方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油气田开发技术领域，是一种带压组合管柱水平井双封重复改造装置及改造方法，前者包括井下组件和用于悬挂井下组件的井上组件，井下组件包括从上至下依次连接在一起的油管串、第一封隔器、第一扶正器、脉冲发生器、水力喷射器、第二扶正器、第二封隔器、第三扶正器、定位器和引鞋。本发明结构合理而紧凑，第一封隔器和第二封隔器共同作用，可以封隔目的段环空，向油管串内注入压裂液，压裂液进入排液槽内对中心阀杆作用，中心阀杆向右移动后使得排液孔和对应的射孔连通，可以对目的段进行射孔和压裂改造，射孔和压裂改造施工结束后，停止注入压裂液，排液孔和射孔相互错位后被关闭，这样可以有效隔断已压裂的压裂段。

Description

带压组合管柱水平井双封重复改造装置及改造方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，是一种带压组合管柱水平井双封重复改造装置及改造方法。

背景技术

随着非常规油气资源基础理论水平的不断提高和配套技术的不断创新，非常规油气资源在全球能源体系当中占的比重越来越大，非常规油气开发在现有经济技术条件下存在巨大的潜力。水平井体积压裂是目前非常规油气开发的主要技术手段，采用桥塞联作射孔大段多簇水平井体积压裂工艺，在大段、段内多簇压裂改造过程中，由于储层的非均质性，段内一些簇得不到有效改造，甚至一些簇未得到改造，导致水平井大量剩余油未能有效动用，目前暂堵转向工艺、衬管二次固井重复改造工艺以及多级投球压裂工艺等国内外常用水平井储层改造技术工艺，均存在一定缺陷，无法有效解决这一难题。

发明内容

本发明提供了一种带压组合管柱水平井双封重复改造装置及改造方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有常用水平井储层改造技术存在水平井大量剩余油未能有效动用的问题。

本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种带压组合管柱水平井双封重复改造装置，包括井下组件和用于悬挂井下组件的井上组件，井下组件包括从上至下依次连接在一起的油管串、第一封隔器、第一扶正器、脉冲发生器、水力喷射器、第二扶正器、第二封隔器、第三扶正器、定位器和引鞋，油管串上端与井上组件下端连接，水力喷射器包括上接头、喷嘴、弹性复位件、中心阀杆和下接头，上接头左端与脉冲发生器右端固定安装在一起，下接头右端和第二扶正器左端固定安装在一起，上接头右端外侧和下接头左端内侧固定安装在一起，上接头中部外侧沿圆周间隔均布有若干个射孔，上接头内侧沿轴向滑动安装有中心阀杆，中心阀杆左端中央设有开口向左的排液槽，对应每个射孔位置的中心阀杆左部外侧均设有与排液槽连通的排液孔，对应排液孔和射孔之间位置的中心阀杆外侧和上接头内侧之间左右间隔设有至少一个第一密封件，中心阀杆右部外侧与下接头左部内侧之间设有弹性复位件，对应弹性复位件左方和射孔之间位置的中心阀杆外侧和上接头内侧之间左右间隔设有至少一个第二密封件。

下面是对上述发明技术方案之一的进一步优化或/和改进：

上述上接头右部内侧可设有花键槽，中心阀杆中部外侧固定有与花键槽相匹配的花键，下接头内侧固定有套装于中心阀杆右部外侧的导向环台，对应中心阀杆右方位置的下接头内侧设有左大右小的限位锥面，弹性复位件安装于花键右端和导向环台左端之间。

上述排液槽左部内侧可呈左大右小的锥形，对应下接头左端位置的上接头外侧套装有固定套，对应每个射孔位置的固定套外侧均设有喷孔，每个喷孔内均安装有内端固定安装于对应位置的射孔内的喷嘴。

上述井上组件可包括从下至上依次连接在一起的采油树、第一防喷器和第二防喷器，采油树下端与油管串上端连接在一起。

上述第一防喷器可为三闸板防喷器，第二防喷器为环形防喷器。

上述油管串可包括连续油管、转换接头、无接箍油管和第四扶正器，连续油管上端与采油树下端固定安装在一起，连续油管下端与转换接头上端固定安装在一起，转换接头下端与无接箍油管上端固定安装在一起，无接箍油管右端与第四扶正器左端固定安装在一起，第四扶正器右端与第一封隔器左端固定安装在一起。

上述第一封隔器和第二封隔器均可为水力扩张式封隔器。

本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种改造方法，包括步骤如下：

S1，组装井上组件并测试；

S2，组装井下组件，通过井上组件将井下组件下入井内，水力喷射器的射孔下入到最深处的第一簇改造段位置时，坐封井口；

S3，坐封第一封隔器和第二封隔器；

S4，向油管串注入压裂液，使得中心阀杆向右移动，排液孔和对应位置的射孔连通，压裂液经排液孔从射孔喷出后对第一簇改造段进行储层改造，所述压裂液包括射孔液、前置液、携砂液和顶替液，向油管串注入压裂液按照以下步骤进行：

S41，向油管串注入射孔液对第一簇改造段进行喷砂射孔，所述射孔液包括原液和磨料，所述磨料包括20至40目的天然石英砂或陶粒，所述磨料的体积浓度为6%至8%，喷砂射孔时间为15至20min，喷砂射孔结束后进入步骤S42；

S42，前置液包括高黏前置液和低黏前置液，注入前置液按照以下步骤进行：

S421，向油管串注入高黏前置液，所述高黏前置液表观黏度大于50mPa·s，所述高黏前置液的液量占前置液总量的58%至62%；

S422，然后向油管串注入低黏前置液，所述低黏前置液表观黏度为10至20mPa·s，所述低黏前置液的液量占前置液总量的38%至42%；

S423，高黏前置液和低黏前置液注入完成后进入步骤S43；

S43，携砂液包括低黏携砂液和高黏携砂液，携砂液液量占携砂液和前置液总量的60%至70%，注入携砂液按照以下步骤进行：

S431，向油管串注入低黏携砂液，所述低黏携砂液的表观黏度为10至20mPa·s，所述低黏携砂液中的砂子为40至70目天然石英砂，所述低黏携砂液的砂比按照5%的梯度从10%提升至20%；

S432，向油管串注入高黏携砂液，所述高黏携砂液的表观黏度大于50mPa·s，所述高黏携砂液中的砂子为40至70目天然石英砂，所述高黏携砂液的砂比按照5%的梯度从20%提升至40%；

S433，低黏携砂液和高黏携砂液注入完成后进入步骤S44；

S44，向油管串注入顶替液，所述顶替液的表观黏度大于50mPa·s，所述顶替液的液量是当前改造管柱容积的1.2至1.4倍；

S5，解封第一封隔器和第二封隔器；

S6，上提井下组件使得射孔位于下一簇改造段位置；

S7，重复步骤S3至S6,直至完成所有改造段的储层改造；

S8，提出井下组件，焖井，安装采油树，完井。

下面是对上述发明技术方案之二的进一步优化或/和改进：

上述步骤S1包括：

S11,自下而上依次安装采油树和第一防喷器，对第一防喷器进行试验；

若第一防喷器试验合格，则进入步骤S12；

若第一防喷器试验不合格，则对第一防喷器进行检查和维护，直至第一防喷器试验合格，然后进入步骤S12；

S12，在第一防喷器上安装第二防喷器，按照额定工作压力，对第一防喷器和第二防喷器进行试压；

若第一防喷器和第二防喷器试验合格，则进入步骤S13；

若第一防喷器和第二防喷器试验不合格，则对第二防喷器、第二防喷器和第一防喷器的连接处进行检查和维护，直至第一防喷器和第二防喷器试验合格，则进入步骤S13；

S13，组装地面管线，按照额定工作压力，对第二防喷器和地面管线进行试压；

若第二防喷器和地面管线试验合格，则进入步骤S2；

若第二防喷器和地面管线试验不合格，则对地面管线、地面管线和第二防喷器的连接处进行检查和维护，直至第二防喷器和地面管线试验合格，则进入步骤S2。

上述步骤S11中，第一防喷器按照1.4至2.1Mpa稳压10至15min，若第一防喷器无渗漏，则第一防喷器试验合格，否则，第一防喷器试验不合格；

步骤S12中，第一防喷器和第二防喷器按照最小额定工作压力稳压10至15min，若第一防喷器和第二防喷器的压降不超过0.7Mpa，则第一防喷器和第二防喷器试验合格，否则，第一防喷器和第二防喷器试验不合格；

步骤S13中，第二防喷器和地面管线按照最小额定工作压力稳压10至15min，若第二防喷器和地面管线的压降不超过0.7Mpa，则第二防喷器和地面管线试验合格，否则，第二防喷器和地面管线试验不合格。

上述步骤S3包括：

S31，坐封第一封隔器和第二封隔器；

S32，对第一封隔器和第二封隔器验封；

若第一封隔器和第二封隔器验封均未失效，则进行步骤S4；

若第一封隔器和/或第二封隔器验封失效，则起出井下组件更换第一封隔器和/或第二封隔器。

本发明结构合理而紧凑，第一封隔器和第二封隔器共同作用，可以封隔目的段环空，实现井下组件的可带压拖动，对目的段进行射孔和压裂改造时，向油管串内注入压裂液，压裂液进入排液槽内对中心阀杆作用，使得中心阀杆向右移动，中心阀杆向右移动后使得排液孔和对应的射孔连通，可以对目的段进行射孔和压裂改造，射孔和压裂改造施工结束后，停止注入压裂液，中心阀杆在弹性复位件的作用下复位，排液孔和射孔相互错位后被关闭，这样可以有效隔断已压裂的压裂段。

附图说明

附图1为实施例一至实施例十一的主视结构示意图。

附图2为附图1中水力喷射器的主视剖视结构示意图。

附图中的编码分别为：1为第一封隔器，2为第一扶正器，3为脉冲发生器，4为第二扶正器，5为第二封隔器，6为第三扶正器，7为定位器，8为引鞋，9为上接头，10为喷嘴，11为弹性复位件，12为中心阀杆，13为下接头，14为排液槽，15为排液孔，16为第一密封件，17为第二密封件，18为花键槽，19为导向环台，20为限位锥面，21为固定套，22为采油树，23为第一防喷器，24为第二防喷器，25为连续油管，26为转换接头，27为无接箍油管，28为第四扶正器。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。

在本发明中，为了便于描述，各部件的相对位置关系的描述均是根据说明书附图1的布图方式来进行描述的，如：前、后、上、下、左、右等的位置关系是依据说明书附图的布图方向来确定的。

下面结合实施例及附图对本发明作进一步描述：

实施例一：如附图1、2所示，该带压组合管柱水平井双封重复改造装置包括井下组件和用于悬挂井下组件的井上组件，井下组件包括从上至下依次连接在一起的油管串、第一封隔器1、第一扶正器2、脉冲发生器3、水力喷射器、第二扶正器4、第二封隔器5、第三扶正器6、定位器7和引鞋8，油管串上端与井上组件下端连接，水力喷射器包括上接头9、喷嘴10、弹性复位件11、中心阀杆12和下接头13，上接头9左端与脉冲发生器3右端固定安装在一起，下接头13右端和第二扶正器4左端固定安装在一起，上接头9右端外侧和下接头13左端内侧固定安装在一起，上接头9中部外侧沿圆周间隔均布有若干个射孔，上接头9内侧沿轴向滑动安装有中心阀杆12，中心阀杆12左端中央设有开口向左的排液槽14，对应每个射孔位置的中心阀杆12左部外侧均设有与排液槽14连通的排液孔15，对应排液孔15和射孔之间位置的中心阀杆12外侧和上接头9内侧之间左右间隔设有至少一个第一密封件16，中心阀杆12右部外侧与下接头13左部内侧之间设有弹性复位件11，对应弹性复位件11左方和射孔之间位置的中心阀杆12外侧和上接头9内侧之间左右间隔设有至少一个第二密封件17。

根据需求，定位器7为现有公知技术，如接箍定位器，第一密封件16和第二密封件17均为现有公知技术，如O形密封圈，脉冲发生器3为现有公知技术。在使用过程中，通过设置引鞋8，能够降低井下组件的下入难度，还能够对井下组件右端起到封闭作用，提升井下组件的密封性能，通过设置定位器7，能够获得井下组件下入深度，便于对井下的井下组件进行定位，第一封隔器1和第二封隔器5共同作用，可以封隔目的段环空，实现井下组件的可带压拖动，通过设置第一扶正器2、第二扶正器4和第三扶正器6，能够扶正井下组件，避免在压裂过程中井下组件不能够对水平段下部的射孔进行压裂，油管串的设置，便于向目的段内注入压裂液，对目的段进行射孔和压裂改造时，向油管串内注入压裂液，压裂液进入排液槽14内对中心阀杆12作用，使得中心阀杆12向右移动，中心阀杆12向右移动后使得排液孔15和对应的射孔连通，可以对目的段进行射孔和压裂改造，射孔和压裂改造施工结束后，停止注入压裂液，中心阀杆12在弹性复位件11的作用下复位，排液孔15和射孔相互错位后被关闭，这样可以有效隔断已压裂的压裂段，解封第一封隔器1和第二封隔器5后可以最大限度保障单级改造的有效性。

可根据实际需要，对上述带压组合管柱水平井双封重复改造装置作进一步优化或/和改进：

实施例二：作为上述实施例的优化，如附图2所示，上接头9右部内侧设有花键槽18，中心阀杆12中部外侧固定有与花键槽18相匹配的花键，下接头13内侧固定有套装于中心阀杆12右部外侧的导向环台19，对应中心阀杆12右方位置的下接头13内侧设有左大右小的限位锥面20，弹性复位件11安装于花键右端和导向环台19左端之间。

根据需求，弹性复位件11为现有公知技术，如压缩弹簧。在使用过程中，通过设置花键和花键槽18，能够避免中心阀杆12和上接头9相对旋转导致射孔和排液孔15相互错位影响排液，通过设置导向环台19，能够对中心阀杆12起到导向作用，降低花键槽18和花键之间的相互作用力，从而降低故障率，通过设置限位锥面20，射孔和排液孔15对应连通后，中心阀杆12右端与限位锥面20相互接触，这样既能够保证射孔和排液孔15在压裂时连通，保证压裂液注入正常，同时还能够避免中心阀杆12移动距离过大后使得弹性复位件11失效。

实施例三：作为上述实施例的优化，如附图2所示，排液槽14左部内侧呈左大右小的锥形，对应下接头13左端位置的上接头9外侧套装有固定套21，对应每个射孔位置的固定套21外侧均设有喷孔，每个喷孔内均安装有内端固定安装于对应位置的射孔内的喷嘴10。在使用过程中，通过这样的设置，能够将喷嘴10固定牢固，同时还能够降低射孔的磨损量，降低后续的维护费用。

实施例四：作为上述实施例的优化，如附图1、2所示，井上组件包括从下至上依次连接在一起的采油树22、第一防喷器23和第二防喷器24，采油树22下端与油管串上端连接在一起。在使用过程中，通过设置采油树22，能够连接套管，还可以悬挂井下组件和下井工具，最终密封各层套管环空，便于后续的压裂改造作业。

实施例五：作为上述实施例的优化，如附图1所示，第一防喷器23为三闸板防喷器，第二防喷器24为环形防喷器。在使用过程中，通过设置第一防喷器23，能够与油管串的规格匹配，可以对井下组件快速实现密封，通过设置第二防喷器24，在起下作业时，可以利用胶芯的变形来预防紧急情况时的井喷，控制环空内压力。

实施例六：作为上述实施例的优化，如附图1所示，油管串包括连续油管25、转换接头26、无接箍油管27和第四扶正器28，连续油管25上端与采油树22下端固定安装在一起，连续油管25下端与转换接头26上端固定安装在一起，转换接头26下端与无接箍油管27上端固定安装在一起，无接箍油管27右端与第四扶正器28左端固定安装在一起，第四扶正器28右端与第一封隔器1左端固定安装在一起。

在使用过程中，通过设置连续油管25，能够在直井段内与采油树22连接，通过设置转换接头26，能够将直径小于连续油管25的无接箍油管27连接在一起，便于无接箍油管27从直井段进入水平段，通过设置第四扶正器28，能够对无接箍油管27起到扶正和支撑作用，大直径的连续油管25可以提供更高排量及更高的抗拉强度，直径较小的无接箍油管27可以防止挂卡，同时提高井下组件的通过性，延长井下组件的有效下入深度。

实施例七：作为上述实施例的优化，如附图1所示，第一封隔器1和第二封隔器5均为水力扩张式封隔器。在使用过程中，通过这样的设置，可以对前期未得到有效改造的储层进行有效隔离，向油管串注液时，第一封隔器1和第二封隔器5封隔油套环空，与其它改造层段实现有效隔离，实现单级精细化重复改造，防止压裂串层的现象发生。

实施例八：如附图1、2所示，该改造方法包括步骤如下：

S1，组装井上组件并测试；

S2，组装井下组件，通过井上组件将井下组件下入井内，水力喷射器的射孔下入到最深处的第一簇改造段位置时，坐封井口；

S3，坐封第一封隔器1和第二封隔器5；

S4，向油管串注入压裂液，使得中心阀杆12向右移动，排液孔15和对应位置的射孔连通，压裂液经排液孔15从射孔喷出后对第一簇改造段进行储层改造，所述压裂液包括射孔液、前置液、携砂液和顶替液，向油管串注入压裂液按照以下步骤进行：

S41，向油管串注入射孔液对第一簇改造段进行喷砂射孔，所述射孔液包括原液和磨料，所述磨料包括20至40目的天然石英砂或陶粒，所述磨料的体积浓度为6%至8%，喷砂射孔时间为15至20min，喷砂射孔结束后进入步骤S42；

S42，前置液包括高黏前置液和低黏前置液，注入前置液按照以下步骤进行：

S421，向油管串注入高黏前置液，所述高黏前置液表观黏度大于50mPa·s，所述高黏前置液的液量占前置液总量的58%至62%；

S422，然后向油管串注入低黏前置液，所述低黏前置液表观黏度为10至20mPa·s，所述低黏前置液的液量占前置液总量的38%至42%；

S423，高黏前置液和低黏前置液注入完成后进入步骤S43；

S43，携砂液包括低黏携砂液和高黏携砂液，携砂液液量占携砂液和前置液总量的60%至70%，注入携砂液按照以下步骤进行：

S431，向油管串注入低黏携砂液，所述低黏携砂液的表观黏度为10至20mPa·s，所述低黏携砂液中的砂子为40至70目天然石英砂，所述低黏携砂液的砂比按照5%的梯度从10%提升至20%；

S432，向油管串注入高黏携砂液，所述高黏携砂液的表观黏度大于50mPa·s，所述高黏携砂液中的砂子为40至70目天然石英砂，所述高黏携砂液的砂比按照5%的梯度从20%提升至40%；

S433，低黏携砂液和高黏携砂液注入完成后进入步骤S44；

S44，向油管串注入顶替液，所述顶替液的表观黏度大于50mPa·s，所述顶替液的液量是当前改造管柱容积的1.2至1.4倍；

S5，解封第一封隔器1和第二封隔器5；

S6，上提井下组件使得射孔位于下一簇改造段位置；

S7，重复步骤S3至S6,直至完成所有改造段的储层改造；

S8，提出井下组件，焖井，安装采油树22，完井。

在带压组合管柱水平井双封重复改造装置有效封隔环空压力的情况下，带压拖动带压组合管柱水平井双封重复改造装置；通过第一封隔器1和第二封隔器5,对前期未得到有效改造的储层实现有效隔离；在油管进液时，第一封隔器1和第二封隔器5封隔油套环空，与其他改造层段实现有效隔离，实现单级精细化重复改造，防止压裂串层的发生；通过水力喷射器，带压开关喷嘴10，压裂施工结束后，有效隔断套管压力，解封第一封隔器1和第二封隔器5，最大限度保障单级改造的有效性。

可根据实际需要，对上述改造方法作进一步优化或/和改进：

实施例九：作为上述实施例的优化，如附图1所示，步骤S1包括：

S11,自下而上依次安装采油树22和第一防喷器23，对第一防喷器23进行试验；

若第一防喷器23试验合格，则进入步骤S12；

若第一防喷器23试验不合格，则对第一防喷器23进行检查和维护，直至第一防喷器23试验合格，然后进入步骤S12；

S12，在第一防喷器23上安装第二防喷器24，按照额定工作压力，对第一防喷器23和第二防喷器24进行试压；

若第一防喷器23和第二防喷器24试验合格，则进入步骤S13；

若第一防喷器23和第二防喷器24试验不合格，则对第二防喷器24、第二防喷器24和第一防喷器23的连接处进行检查和维护，直至第一防喷器23和第二防喷器24试验合格，则进入步骤S13；

S13，组装地面管线，按照额定工作压力，对第二防喷器24和地面管线进行试压；

若第二防喷器24和地面管线试验合格，则进入步骤S2；

若第二防喷器24和地面管线试验不合格，则对地面管线、地面管线和第二防喷器24的连接处进行检查和维护，直至第二防喷器24和地面管线试验合格，则进入步骤S2。

实施例十：作为上述实施例的优化，如附图1所示，步骤S11中,第一防喷器23按照1.4至2.1Mpa稳压10至15min，若第一防喷器23无渗漏，则第一防喷器23试验合格，否则，第一防喷器23试验不合格；

步骤S12中，第一防喷器23和第二防喷器24按照第一防喷器23的额定工作压力和第二防喷器24的额定工作压力的最小值稳压10至15min，若第一防喷器23和第二防喷器24的压降不超过0.7Mpa，则第一防喷器23和第二防喷器24试验合格，否则，第一防喷器23和第二防喷器24试验不合格；

步骤S13中，第二防喷器24和地面管线按照第二防喷器24的额定工作压力和地面管线的额定工作压力的最小值稳压10至15min，若第二防喷器24和地面管线的压降不超过0.7Mpa，则第二防喷器24和地面管线试验合格，否则，第二防喷器24和地面管线试验不合格。

实施例十一：作为上述实施例的优化，如附图1所示，步骤S3包括：

S31，坐封第一封隔器1和第二封隔器5；

S32，对第一封隔器1和第二封隔器5验封；

若第一封隔器1和第二封隔器5验封均未失效，则进行步骤S4；

若第一封隔器1和/或第二封隔器5验封失效，则起出井下组件更换第一封隔器1和/或第二封隔器5。

通过这样的设置，实现了带压拖动带压组合管柱水平井双封重复改造装置单级精细化重复改造的目的，解决了已投产水平井后期大量剩余油无法动用，产能出现下降的问题，使得水平井重复改造收益最大化，最大程度提高剩余储量的开采。

以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (10)

1.一种带压组合管柱水平井双封重复改造装置，其特征在于包括井下组件和用于悬挂井下组件的井上组件，井下组件包括从上至下依次连接在一起的油管串、第一封隔器、第一扶正器、脉冲发生器、水力喷射器、第二扶正器、第二封隔器、第三扶正器、定位器和引鞋，油管串上端与井上组件下端连接，水力喷射器包括上接头、喷嘴、弹性复位件、中心阀杆和下接头，上接头左端与脉冲发生器右端固定安装在一起，下接头右端和第二扶正器左端固定安装在一起，上接头右端外侧和下接头左端内侧固定安装在一起，上接头中部外侧沿圆周间隔均布有若干个射孔，上接头内侧沿轴向滑动安装有中心阀杆，中心阀杆左端中央设有开口向左的排液槽，对应每个射孔位置的中心阀杆左部外侧均设有与排液槽连通的排液孔，对应排液孔和射孔之间位置的中心阀杆外侧和上接头内侧之间左右间隔设有至少一个第一密封件，中心阀杆右部外侧与下接头左部内侧之间设有弹性复位件，对应弹性复位件左方和射孔之间位置的中心阀杆外侧和上接头内侧之间左右间隔设有至少一个第二密封件。

2.根据权利要求1所述的带压组合管柱水平井双封重复改造装置，其特征在于上接头右部内侧设有花键槽，中心阀杆中部外侧固定有与花键槽相匹配的花键，下接头内侧固定有套装于中心阀杆右部外侧的导向环台，对应中心阀杆右方位置的下接头内侧设有左大右小的限位锥面，弹性复位件安装于花键右端和导向环台左端之间。

3.根据权利要求2所述的带压组合管柱水平井双封重复改造装置，其特征在于排液槽左部内侧呈左大右小的锥形，对应下接头左端位置的上接头外侧套装有固定套，对应每个射孔位置的固定套外侧均设有喷孔，每个喷孔内均安装有内端固定安装于对应位置的射孔内的喷嘴。

4.根据权利要求1或2或3所述的带压组合管柱水平井双封重复改造装置，其特征在于井上组件包括从下至上依次连接在一起的采油树、第一防喷器和第二防喷器，采油树下端与油管串上端连接在一起。

5.根据权利要求4所述的带压组合管柱水平井双封重复改造装置，其特征在于第一防喷器为三闸板防喷器，第二防喷器为环形防喷器。

6.根据权利要求1或2或3或5所述的带压组合管柱水平井双封重复改造装置，其特征在于油管串包括连续油管、转换接头、无接箍油管和第四扶正器，连续油管上端与采油树下端固定安装在一起，连续油管下端与转换接头上端固定安装在一起，转换接头下端与无接箍油管上端固定安装在一起，无接箍油管右端与第四扶正器左端固定安装在一起，第四扶正器右端与第一封隔器左端固定安装在一起；或/和，第一封隔器和第二封隔器均为水力扩张式封隔器。

7.一种使用如权利要求1至6中任意一项所述的带压组合管柱水平井双封重复改造装置的改造方法，其特征在于包括步骤如下：

S1，组装井上组件并测试；

S2，组装井下组件，通过井上组件将井下组件下入井内，水力喷射器的射孔下入到最深处的第一簇改造段位置时，坐封井口；

S3，坐封第一封隔器和第二封隔器；

S4，向油管串注入压裂液，使得中心阀杆向右移动，排液孔和对应位置的射孔连通，压裂液经排液孔从射孔喷出后对第一簇改造段进行储层改造，所述压裂液包括射孔液、前置液、携砂液和顶替液，向油管串注入压裂液按照以下步骤进行：

S41，向油管串注入射孔液对第一簇改造段进行喷砂射孔，所述射孔液包括原液和磨料，所述磨料包括20至40目的天然石英砂或陶粒，所述磨料的体积浓度为6%至8%，喷砂射孔时间为15至20min，喷砂射孔结束后进入步骤S42；

S42，前置液包括高黏前置液和低黏前置液，注入前置液按照以下步骤进行：

S421，向油管串注入高黏前置液，所述高黏前置液表观黏度大于50mPa·s，所述高黏前置液的液量占前置液总量的58%至62%；

S422，然后向油管串注入低黏前置液，所述低黏前置液表观黏度为10至20mPa·s，所述低黏前置液的液量占前置液总量的38%至42%；

S423，高黏前置液和低黏前置液注入完成后进入步骤S43；

S43，携砂液包括低黏携砂液和高黏携砂液，携砂液液量占携砂液和前置液总量的60%至70%，注入携砂液按照以下步骤进行：

S431，向油管串注入低黏携砂液，所述低黏携砂液的表观黏度为10至20mPa·s，所述低黏携砂液中的砂子为40至70目天然石英砂，所述低黏携砂液的砂比按照5%的梯度从10%提升至20%；

S432，向油管串注入高黏携砂液，所述高黏携砂液的表观黏度大于50mPa·s，所述高黏携砂液中的砂子为40至70目天然石英砂，所述高黏携砂液的砂比按照5%的梯度从20%提升至40%；

S433，低黏携砂液和高黏携砂液注入完成后进入步骤S44；

S44，向油管串注入顶替液，所述顶替液的表观黏度大于50mPa·s，所述顶替液的液量是当前改造管柱容积的1.2至1.4倍；

S5，解封第一封隔器和第二封隔器；

S6，上提井下组件使得射孔位于下一簇改造段位置；

S7，重复步骤S3至S6,直至完成所有改造段的储层改造；

S8，提出井下组件，焖井，安装采油树，完井。

8.根据权利要求7所述的改造方法，其特征在于步骤S1包括：

S11,自下而上依次安装采油树和第一防喷器，对第一防喷器进行试验；

若第一防喷器试验合格，则进入步骤S12；

若第一防喷器试验不合格，则对第一防喷器进行检查和维护，直至第一防喷器试验合格，然后进入步骤S12；

S12，在第一防喷器上安装第二防喷器，按照额定工作压力，对第一防喷器和第二防喷器进行试压；

若第一防喷器和第二防喷器试验合格，则进入步骤S13；

若第一防喷器和第二防喷器试验不合格，则对第二防喷器、第二防喷器和第一防喷器的连接处进行检查和维护，直至第一防喷器和第二防喷器试验合格，则进入步骤S13；

S13，组装地面管线，按照额定工作压力，对第二防喷器和地面管线进行试压；

若第二防喷器和地面管线试验合格，则进入步骤S2；

若第二防喷器和地面管线试验不合格，则对地面管线、地面管线和第二防喷器的连接处进行检查和维护，直至第二防喷器和地面管线试验合格，则进入步骤S2。

9.根据权利要求8所述的改造方法，其特征在于，

步骤S11中,第一防喷器按照1.4至2.1Mpa稳压10至15min，若第一防喷器无渗漏，则第一防喷器试验合格，否则，第一防喷器试验不合格；

步骤S12中，第一防喷器和第二防喷器按照最小额定工作压力稳压10至15min，若第一防喷器和第二防喷器的压降不超过0.7Mpa，则第一防喷器和第二防喷器试验合格，否则，第一防喷器和第二防喷器试验不合格；

步骤S13中，第二防喷器和地面管线按照最小额定工作压力稳压10至15min，若第二防喷器和地面管线的压降不超过0.7Mpa，则第二防喷器和地面管线试验合格，否则，第二防喷器和地面管线试验不合格。

10.根据权利要求7或8或9所述的改造方法，其特征在于步骤S3包括：

S31,坐封第一封隔器和第二封隔器；

S32,对第一封隔器和第二封隔器验封；

若第一封隔器和第二封隔器验封均未失效，则进行步骤S4；

若第一封隔器和/或第二封隔器验封失效，则起出井下组件更换第一封隔器和/或第二封隔器。