B CễNG THNG
CễNG TY CP KHOAN V DCH V K THUT KHAI THC M BO CO TNG KT
TI NGHIấN CU KHOA HC B CễNG THNG
Nghiên cứu sản xuất hoá phẩm bôi trơn
chống mài mòn và chống rung cột cần
trong khoan thăm dò khoáng sản

Ch nhim ti: V c Th

2

B CễNG THNG
CễNG TY CP KHOAN V DCH V K THUT KHAI THC M BO CO TNG KT

TI NGHIấN CU KHOA HC B CễNG THNG
Nghiên cứu sản xuất hoá phẩm bôi trơn
chống mài mòn và chống rung cột cần
trong khoan thăm dò khoáng sản
M S: R&RD.
Ngy thỏng nm Ngy thỏng nm
CH BIấN C QUAN CH TRè
H NI 12-2009

3
CC THNH VIấN THAM GIA TI

Nghiên cứu sản xuất hoá phẩm bôi trơn chống mài mòn và
chống rung cột cần trong khoan thăm dò khoáng sảnCH BIấN:
- KS. Vũ Đức Thụ
Chc v: chuyờn viờn, Cụng ty c phn khoan v & Dch v k thut khai thỏc
m
Địa chỉ: Số 6 Ngõ Chùa Nền-Láng Thợng -Đống Đa- Hà Nội C VN KHOA HC:
1- CNG TC VIấN KHOA HC
1- Tạ Quang Minh Công ty DMC

MỤC LỤC

Trang
MỞ ĐẦU
6
PHẦN 1: LÝ THUYẾT
7
CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHOAN VÀ CHỨC NĂNG DUNG
DỊCH KHOAN TRONG KHOAN THĂM DÒ KHOÁNG SẢN
7
1
ĐẶC ĐIỂM CÔNG NGHỆ KHOAN LUỒN TRONG THĂM
DÒ KHOÁNG SẢN
7
1.1.
Đặc điểm và tính chất ưu việt của công nghệ khoan ống mẫu luồn

7

NHỮNG KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ DUNG DỊCH KHOAN
9
1.2
CHỨC NĂNG DUNG DỊCH KHOAN
9
1.2.1
Các chức năng chính của dung dịch khoan
10
1.2.2
Các tính chất của dung dịch khoan

Giới thiệu về dầu thực vật Việt Nam và phương pháp biến tính
dầu để sản xuất chất bôi trơn cho dung dịch khoan
26

PHẦN 2: THỰC NGHIỆM
CHƯƠNG 4
DỤNG CỤ THÍ NGHIỆM, NGUYÊN LIỆU, HÓA CHẤT, VÀ PHƯƠNG
PHÁP XÁC ĐỊNH CÁC TÍNH CHẤT CỦA NGUYÊN LIỆU VÀ SẢN PHẨM
4.1
Dụng cụ thí nghiệm
28
4.2
Nguyên liệu, hóa chất
28
4.3
Các phương pháp xác định tính chất của nguyên liệu và sản phẩm
29
CHƯƠNG 5
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU
31
5.1
Xác định tính chất của nguyên liệu
31
5.2
Biến tính dầu cao su và hỗn hợp axit béo bằng các phương pháp khác nhau
32
5.3
Biến tính dầu cao su bằng metanol
38
5.4

6
M U

Cụng ngh thm dũ a cht thng c chia thnh tng giai on ph
thuc vo mc ớch, nhim v v mc ỏnh giỏ cp tr lng ca tng loi
m. Cụng tỏc thm dũ a cht Vit Nam trc nhng nm 1960 u ỏp dng
cụng ngh khai o v khoan nụng thm dũ tỡm kim b mt hoc phc v
cho cụng vic ỏnh giỏ li tr
lng khoỏng sn cỏc m c. Cỏc cụng trỡnh thm
dũ ch yu l ho, lũ ging hoc a vt lý kt hp vi khoan nụng. Vic lp
phng ỏn thm dũ, phng ỏn thi cụng vựng m v iu khin cỏc phng tin
thit b thm dũ u do cỏc chuyờn gia Trung Quc, Liờn Xụ (c) ch o v
thc hin trc tip. T nm 1961 n u nhng nm 1980 cụng ngh thm dũ
u do cỏn b trong ngnh
m nhn t khõu lp phng ỏn, ch o k thut
n iu hnh trc tip, cũn cỏc chuyờn gia nc ngoi (ch yu l Liờn Xụ) ch
gi vai trũ c vn. ng thi trong giai on ny, do yờu cu phỏt trin cụng
nghip ngnh a cht ó ỏp dng cụng ngh thm dũ tiờn tin nhm y nhanh
tin thm dũ khoỏng sn. Cụng ngh thm dũ bng khai o c thay th
dn bng cụng ngh
khoan mỏy sõu n 650m v 1200m.
Cùng với sự phát triển và đổi mới công nghệ trong công tác khoan thăm
dò và với yêu cầu phát triển mạng lới thăm dò khoáng sản, trong gần 10 năm
trở lại đây công tác khoan thăm dò than đang phát triển và mở rộng diện tích
cũng nh chiều sâu thăm dò. Quá trình khoan thăm dò khoáng sàn ở độ sâu lớn
trên công nghệ khoan ống mẫu luồn thờng gặp các sự cố phức tạp. Thực tế cho
thấy trong quá trình khoan các lỗ khoan sâu tới 1200m thờng xảy ra các sự cố
phức tạp nh sập lở thành lỗ khoan, kẹt bộ dụng cụ khoan làm giảm năng
suất, hiệu quả khoan, chất lợng công trình, ngoài ra do chiều sâu khoan lớn làm
mô men xoắn tăng cao và khả năng tiếp xúc cần khoan với đất đá thành giếng

So với phơng pháp khoan kim cơng và các phơng pháp khoan truyền
thống khác, công nghệ khoan ống mẫu luồn có những đặc điểm sau:
1. Nhờ kéo bộ ống trong chứa mẫu bằng cáp, cho nên có thể khoan liên
tục cho đến khi mòn hỏng mũi khoan mới kéo toàn bộ cột cần khoan lên mặt đất
để thay mũi khoan. đây là đặc điểm cơ bản khác các phơng pháp khoan khác.
Vấn đề đặt ra là lựa chọn chế độ công nghệ, chất lợng dung dịch đảm bảo cho
mũi khoan làm việc đạt hiệu quả cao và không bị mòn, h hỏng do các tác động
của môi trờng làm việc ở đáy lỗ khoan.
2. Năng suất cao nhờ tăng thời gian khoan thuần tuý giảm thời gian thời
gian phụ trợ nh kéo thả cột cần, thao tác tháo lắp cần khoan, thay mũi khoan vì
chiều dài hiệp khoan đợc tính bằng tuổi thọ mũi khoan, vv
3. Bộ ống mẫu luồn có cấu trúc dạng bộ ống mẫu nòng đôi, vì vậy cho
phép tăng chất lợng và tỷ lệ mẫu khoan.

8
4. Chế độ công nghệ khoan với áp lực lớn,tốc độ vòng quay lớn; do đó
tăng tốc độ cơ học khoan.
5. Khe hở không gian vành xuyến giữa thành lỗ khoan và cần khoan nhỏ
cho phép giảm cờng độ cong lỗ khoan, nhng đồng thời cũng tăng tổn thất áp
lực thủy lực trong hệ tuần hoàn lỗ khoan.
6. Không phù hợp khi sử dụng dung dịch khoan có độ nhớt và hàm lợng
pha rắn cao
9
1.2. NHỮNG KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ DUNG DỊCH KHOAN

Trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí, kỹ thuật khoan quay (khoan
roto) thường hay được áp dụng. Trên hình 4 trình bày nguyên tắc làm việc của
1
6
5
2
3
4 Hình 4: Sơ đồ nguyên lý giàn khoan


- Tạo lớp vỏ bùn mỏng lên thành giếng, bảo vệ thành giếng khỏi sụp đổ và ngăn
chặ
n dung dịch khoan thấm chảy ra vỉa.
- Bôi trơn và làm mát choòng khoan
Trong quá trình khoan, đặc biệt đối với các giếng có độ sâu và góc nghiêng
lớn lực ma sát giữa cần khoan và mặt trong của ống chống rất lớn. Lực ma sát
làm tăng mômen xoắn và ứng suất trên cần khoan, có thể gây ra kẹt mút hoặc
làm gãy cần khoan.
Ngoài ra khi choòng khoan làm việc (cắt phá các vỉa đất đá) một lượng nhiệt
lớn phát sinh. Vì vậy tính bôi trơn và làm mát đối với dung dịch được đặ
t ra.
- Làm giảm tải trọng cần khoan và ống chống
Sự có mặt của dung dịch khoan ở trong ống chống cũng như trong không gian
vành xuyến có tác dụng đỡ và làm giảm tải trọng tác dụng lên các thiết bị đặt
trên giàn. Dung dịch có tỷ trọng càng cao thì khả năng làm nổi (giảm tải trọng)
hệ thống cần khoan ống chống càng nhiều.
- Bảo vệ hệ thống choòng khoan, cần khoan, ống chống kh
ỏi bị ăn mòn.
Đặc biệt trong trường hợp khoan qua vùng địa tầng có khí H
2
S và CO
2
, dung
dịch khoan được bổ sung thêm các phụ gia chống ăn mòn.

11
1.2.2. CÁC TÍNH CHẤT CỦA DUNG DỊCH KHOAN

ngăn chặn hay hạn chế sự thấm nước từ dung dịch khoan vào và có tác dụng bảo
vệ thành giếng khoan có liên kết đất đá yếu. Dung dịch có độ thải nước thấp, có
khả năng tạo lớp vỏ bùn vững chắc trên thành giếng làm cho thành giếng bền
vững và ổn định lâu dài.

1.2.3. CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN

1.2.3.1 Phân loại
Dung dịch khoan được phân thành 3 loại. Tùy thuộc vào môi trường phân tán
dung dịch khoan có các tên gọi sau:
- Dung dịch khoan gốc nước: Môi trường phân tán là nước hoặc nước biển.
Dung dịch khoan gốc nước còn được gọi là dung dịch khoan nhũ tương thuận.
- Dung dịch khoan gốc dầu: Môi trường phân tán là dầu (dầu thô, dầu diesel
hoặc dầu parafin). Dung dịch khoan gốc dầu còn được gọi là dung dịch khoan
nhũ tương ngịch. Dung dịch khoan gố
c dầu được sử dụng khi khoan những
giếng có nhiệt độ cao (>150
0
C) và có khí H
2
S và CO
2
xuất hiện.

12
- Dung dịch khoan nền khí còn gọi là dung dịch bọt, trong đó khí là môi trường
phân tán.
1.2.3.2 Thành phần dung dịch khoan

1.2.3.2.1. Thành phần dung dịch khoan gốc nước :

Dung dịch hàm lượng pha rắn thấp 0,42
Dung dịch pha rắn thấp, xử lý với chất bôi trơn đặc biệt 0,06
Dung dịch tỉ trọng trung bình (d = 1.2) 0,24
Dung dịch tỉ trọng cao (d = 1.6) 0,22
Dung dịch gốc dầu tỉ trọng thấp 0,09
Dung dịch gốc dầu tỉ trọng cao (d = 1.6) 0,08

Từ các số liệu trong bảng 2 ta nhận thấy dung dịch gốc dầu có hệ số ma
sát thấp nhất (0,08 - 0,09). Ngoài ra khi thêm một lượng nhỏ chất bôi trơn, hệ số
ma sát của dung dịch giảm đi đáng kể (0,42 xuống 0,06).

13

2. TNH CP THIT CA HO PHM BễI TRN CHO CễNG TC KHOAN

Hng nm trờn c nc ch riờng trong cụng tỏc khoan thm dũ khoỏng
sn cú khong 400.000 một, trong ú Tp on cụng nghip Than-Khoỏng sn
Vit nam chim khong 250.000 một. thc hin khi lng khoan ny hng
nm tiờu tn khong 80.000 một cn khoan cỏc loi tng ng 80 t ng.
Cng vn vi khi lng khoan ny, thng xuyờn trờn c nc cú trờn
300 mỏy khoan hot ng v s c phc tp do kt mỳt chim khong 30%, nht
l vi vựng Than Qung Ninh t l ny cũn ln hn nhiu.
gim thiu chi phớ v cn ng khoan v s c do kt mỳt, cỏc n v
hin nay ó v ang nhp s lng ln hoỏ phm bụi trn chng mi mũn v
chng rung cho ct cn khoan t nc ngoi nh :
Torque Drill của úc: thành phần chủ yếu là dầu thực vật biến tính và các
phụ gia chức năng.
FinaGreen EBL: Thành phần chính là các este của axit béo tự nhiên.
FinaGreen SL: Thành phần chính là hỗn hợp các axit béo no và không no
(C12-C18) đợc biến tính với Diethanolamin

nhiều chất bôi trơn đã được sản xuất ở qui mô công nghiệp.
Vai trò của axit béo trong chất bôi trơn đã được Hardry, Well, Langmuir
nghiên cứu [4]. Họ cho rằng phần tử axit béo bị hấp phụ hóa học lên bề mặt kim
loại (nhóm cacboxyl COOH tương tác với bề mặt kim loại) tạo thành màng
mỏng bền vững có kích thước phân tử không bị nước hoặc dầu làm trôi. Trong
khi đó d
ầu khoáng chỉ bị hấp phụ vật lý lên bề mặt kim loại tạo màng không bền
vững, dễ bị dầu và nước cuốn trôi.
Tiếp theo các dẫn xuất như clomethyl este của axit béo, và các sulfonic
axit được nghiên cứu làm phụ gia bôi trơn.
Trong khoảng hơn mười năm gần đây nhiều tác giả [5 - 11] đã chọn dầu
thực vật (dầu đỗ tương, dầu hạt bông, dầu hướng dương, dầu gai, d
ầu thầu dầu,
dầu Tallow, ), hỗn hợp các axit béo (C12-C18) và phế liệu của các nhà máy sản
xuất dầu ăn làm nguyên liệu để sản xuất dầu bôi trơn cho dung dịch khoan.
Nhóm nguyên liệu này có các ưu điểm : khả năng phản ứng hóa học cao, phổ
biến, dễ tìm, dễ phân hủy ngoài môi trường. Các phương pháp được các tác giả
dùng để biến tính dầu gồm:
• Este hóa hỗn hợp các axit béo bằng các rượu đ
a chức như etylenglycol
(CH
2
OH-CH
2
OH), glyxerin (CH
2
OH-CHOH-CH
2
OH), …
• Ancol phân dầu thực vật (dầu béo) bằng các rượu đa chức.

-O}
n
-CH
3
” vào dầu thực vật để
làm tăng tính phân tán và bôi trơn của dầu thực vật.
Hiện nay nước ta đang sử dụng một số loại chất bôi trơn nhập từ nước
ngoài, có nguồn gốc dầu thực vật như: FINA GREEN EBL có thành phần chính
là các este của axit béo tự nhiên; FINA GREEN SL, thành phần chính là hỗn
hợp các axit béo no và không no (C12-C18) được biến tính với diethanolamin;
OMC 111, là hỗn hợp các dầu béo biến tính và TORQUE DRILL nhập từ
Australia có nguồn gốc d
ầu thực vật dễ phân tán trong dung dịch nước và phân
hủy sinh học được sử dụng cho khoan thăm dò than của Tập đoàn Than và
khoáng sản.

2.2. PHÂN LOẠI CHẤT BÔI TRƠN VÀ CƠ CHẾ BÔI TRƠN
Trong quá trình hoạt động khoan, lực ma sát xuất hiện khi cần khoan tiếp
xúc với ống chống. Lực ma sát gây ra momen xoắn (Torque) và ứng suất trượt
tác động lên cần khoan. Trường hợp khoan những giếng sâu hoặc giếng có góc
nghiêng lớn, mô men xoắn và ứng suất trượt rất lớn thường dẫn đến các hiện
tượng vặn xoắn cần khoan gây kẹt mút hoặc cao hơn nữa có thể làm cần khoan
bị gẫy. Vì vậy
để giảm thiểu những hiện tượng trên người ta thường thêm một số
chất bôi trơn vào dung dịch khoan nhằm tăng cường tính chất bôi trơn.
Theo cơ chế bôi trơn [2], chất bôi trơn được phân thành ba nhóm sau:
2.2.1. Chất bôi trơn tạo màng:
Các chất lỏng bôi trơn thuộc nhóm này là những chất phân cực. Chúng có
khả năng phân tán tốt trong dung dịch khoan và tạo một lớp màng mỏng bám
chặt lên bề mặt kim loại [4] và được mô ph

ố

c

k

ỵ

n



ớ

c
G

ố

c



a

3
.

2.2.3. Cht bụi trn rn dng hỡnh cu :
Cht bụi trn thuc nhúm ny l cỏc viờn bi cú kớch thc t 10-500 àm,
ch to t thy tinh hoc nha. Khi cú mt trong dung dch cỏc viờn bi hot
ng nh cỏc bc n siờu nh (micro ball bearing) gia cn khoan v ng
chng. Tỏc dng bụi trn ca cỏc viờn bi c nhn bit rt rừ khi kộo cn thay
ng chng trong cỏc ging khoan nghiờng. Lng bi cho vo dung dch: 15-30
Kg/m
3
.

*Trong cỏc loi cht bụi trn nờu trờn thỡ cht bụi trn thuc nhúm to mng
mng c s dng ph bin nhiu hn. Nhúm tỏc gi ó la chn nghiờn cu
sn xut cht bụi trn theo hng ny.

2.3. CC YấU CU CA CHT BễI TRN DUNG DCH KHOAN GC NC
Cỏc cht bụi trn dung dch khoan phi tha món mt s yờu cu sau :
Phõn tỏn (nh húa) tt v ớt to bt trong dung dch khoan;
Cú kh nng lm gim h s ma sỏt ca dung dch (ớt nht 50%);
t nh hng n cỏc tớnh cht lu bin ca dung dch: PV ( nht do),
YP (ng sut trt ng), v thi nc;

17
• Chất bôi trơn không gây ô nhiễm, thân thiện với môi trường có khả năng
phân hủy sinh học.
• Không làm trương nở các chi tiết cao su.
Độ bôi trơn hay còn gọi là hệ số bôi trơn (lubricity coefficient) của dung
dịch khoan được xác định trên thiết bị chuyên dụng (cụ thể trên máy Electronic

12 Hỗn hợp của triglyxerit biến tính, rượu
và axit béo
2 0,08 0,08

Dung dịch khoan A : Dung dịch nước bentonit (15g bentonit/360ml nước)
Dung dịch khoan B : 15 g bentonit + 60 g khoáng sét + 3 g Crom lignosulfonat
+ 0,5 g Na
2
CO
3
), tất cả phân tán trong 360 ml nước
Từ các số liệu trong bảng 3 nhận thấy các chất bôi trơn trên cơ sở hỗn hợp
các axit béo và dầu thực vật biến tính có khả năng làm giảm hệ số ma sát của
dung dịch khoan A và B cao nhất; trong khi đó dầu diesel và dầu thô sulfo hóa
làm giảm hệ số ma sát không đáng kể. Trên cơ sở phân tích các tài liệu trong
nước cũng như các phát minh sáng chế nước ngoài, chúng tôi định hướng
nguyên liệu sản xuất dầu bôi trơn dung dị
ch khoan là dầu thực vật có sẵn
trong nước. Loại dầu này phải thỏa mãn các yêu cầu: Có hàm lượng axit béo tự
do không no lớn hơn 10%, các axit béo trong triglyxerit là axit không no với số
nguyên tử C ≥ 18, và giá thành hợp lý.

18
CHƯƠNG 3: DẦU THỰC VẬT VÀ ỨNG DỤNG TRONG SẢN XUẤT
CHẤT BÔI TRƠN

3.1. THÀNH PHẦN VÀ TÍNH CHẤT DẦU THỰC VẬT[ 21 - 19]

3.1.1. Thành phần
Dầu thực vật hay còn gọi là dầu béo có thành phần chính là triglyxerit

chặt chẽ với tính chất hóa học của axit béo.
CH
2
OOCR
CHOH
CH
2
OHCH
2
OOCR
CHOOCR
CH
2
OH Monoglyxerit Diglyxerit Mono và Diglyxerit hầu như không tồn tại trong tự nhiên. Hỗn hợp mono
và diglyxerit được sản xuất bằng cách este hóa axit béo hoặc rượu phân dầu thực
vật với rượu bậc cao. Chúng được sử dụng trong nhiều lĩnh vực : Chất tẩy rửa,
chất thấm ướt, chất bôi trơn. Monoglyxerit có thể tách khỏi hỗn hợp bằng chưng
cất, theo đó thu được sản phẩm có hàm lượng monoglyxerit khoảng 90%. Bảng

12:0
44 200
Tetradecanoic Miristic 14 C
14:0
54.4 228
Hexadecanoic Panmitic 16 C
16:0
63 256
Octadecanoic Stearic 18 C
18:0
69.6 284
Cicosanoic Arachidic 20 C
20:0
75.4 312
Axit không no có 1 nối đôi
9-dexenoic Caproleic 10 C
10:1
170
9-tetradexenoic Miristoleic 14 C
14:1
226
9-hexadexenoic Panmitoleic 16 C
16:1
-0.5-0.5 254
9-octadexenoic Oleic 18 C
18:1
16.3 282
Eicosenoic Gadoleic 20 C
20:1
310


• Chỉ số xà phòng hóa : Là số mg KOH cần thiết để trung hòa axit béo tự do
và xà phòng hóa các este của axit hữu cơ trong 1 g dầu béo.
• Chỉ số este : Xác định hàm lượng este có trong dầu béo, được thể hiện
bằng hiệu số giữa chỉ số xà phòng hóa và chỉ số axit.
• Chỉ số Iot : Là số g iot kết hợp với 100 g dầu. Chỉ số iot thể hiện mức độ
không bão hòa của dây hydrocacbon của axit béo. Chỉ số iot càng cao thì
dây hydrocacbon của axit chứa càng nhiều nối đôi.
• Chỉ số hydroxyl : Chỉ số hydroxyl được tính bằng số nhóm OH có trong 1
phân tử gam dầu hoặc bằng số mg OH có trong 1 g dầu.
• Chỉ số khúc xạ, n
25

• Độ nhớt: Độ nhớt có thể được xác định thông qua độ nhớt động học
(40
o
C, cSt) hoặc chỉ số độ nhớt.
• Hàm lượng nước: Là lượng nước tự do (%) có trong dầu.
• Điểm chớp cháy: Là nhiệt độ (
o
C) tại đó dầu có thể tự bốc cháy khi đưa
ngọn lửa từ ngoài vào.
• Điểm đông đặc: Là nhiệt độ (
o
C) tại đó dầu bắt đầu kết tinh và đông đặc.

3.2. KHẢ NĂNG PHẢN ỨNG HÓA HỌC CỦA DẦU THỰC VẬT
Dầu thực vật có thể tham gia các phản ứng hóa học đặc trưng sau :

3.2.1. Phản ứng thủy phân

3
H
5
(OOCR)
3
+ 3NaOH = C
3
H
5
(OH)
3
+ 3NaOOCR

Xà phòng cũng được tạo thành từ phản ứng giữa axit béo tự do với kiềm.
RCOOH + NaOH ' RCOONa + HOH 21

3.2.3. Phản ứng chuyển đổi este (Transesterification - Phản ứng ancol phân este)
3.2.3.1. Phản ứng với rượu bậc thấp (metanol, etanol)
Phản ứng này có thể thực hiện trong sự có mặt xúc tác axit hoặc xúc tác
kiềm. Haller đã tìm thấy axit chlohidric và phenolsulfonic axit là xúc tác có hiệu
quả cho phản ứng ancol phân dầu dừa, dầu gai, dầu thầu dầu với metanol. Với
lượng xúc tác axit từ 1-2% (theo trọng lượng dầu) và lượng metanol 1,5-6 lần so
với lý thuyết; 95-96% dầu sẽ chuyển thành metyleste trong khoảng 1h.
C
3
H
5

trong công nghiệp để sản xuất các chất nhũ hóa và thấm ướt. Trong hóa học
phản ứng này được gọi là phản ứng glyxerin phân. Mono và diglyxerit được tạo
thành theo các phương trình sau :

+
+
CH
2
OH
CHOH
CH
2
OO CR
CH
2
OOCR
CHOH
CH
2
OOCR
CH
2
OH
CHOH
CH
2
OH
CH
2
OOCR

CHOOCR
CH
2
OOCR CH
2
OH
CHOH
CH
2
OH
+
CH
2
OOCR
CHOH
CH
2
OOCR
2 3

22

Theo các phương trình phản ứng trên ít nhất một mol triglyxerit có thể
phản ứng với 0,5; 1 hoặc 2 mol glyxerin để tạo thành tương ứng 1,5 mol
diglyxerit, 1 mol di và 1 mol mono-glyxerit hoặc 3 mol monoglyxerit. Điều đó
có nghĩa tùy thuộc vào lượng glyxerin tham gia phản ứng mà tỷ lệ mono và
diglyxerit thu được khác nhau. Tuy nhiên sản phẩm thu được từ phản ứng


3.2.4. Phản ứng sulfat hóa
Phản ứng sulfat hóa xảy ra do tác dụng của axit sunfuric đậm đặc hoặc
axit closulfonic (HSO
3
Cl) lên nối đôi của axit béo không no (axit oleic) hoặc lên
nhóm OH của axit rixinoleic ở nhiệt độ thấp (30-35
0
C). Phản ứng này cũng xảy
ra trên mạch hydrocacbon của axit béo trong glyxerit. Phản ứng sulfat hóa axit
oleic xảy ra theo phương trình sau : CH
3
(CH
2
)
7
CH=CH(CH
2
)
7
COOH + H
2
SO
4
→
CH
3

→
CH
3
(CH2)
7
CH(O-SO
3
H)CH
2
CH=CH(CH)
7
COOH + H
2
O 23
Bên cạnh phản ứng sulfat hóa còn xảy ra phản ứng thủy phân một phần
triglyxerit, thủy phân một phần axit béo vừa bị sulfat hóa để tạo thành hydroxy-
axit CH
3
(CH
2
)
7
CHOHCH(SO
3
H)(CH
2
)

CH
2
OOCR
CHOOCR
CH
2
OOCR
CH
2
OOCR
CHOH
CH
2
OOCR
CH
2
OH
CHOOCR
CH
2
OOCR
CH
2
OH
CHOOCR
CH
2
OH
CH
2

O 24
Bảng 5 : Hoạt tính của một số xúc tác đối với phản ứng este hóa axit oleic với glyxerin

Xúc tác Lượng axit béo còn
lại sau phản ứng, %
Xúc tác Lượng axit béo còn
lại sau phản ứng, %
AlCl
3
.6H
2
O 17,1 NaOH 13,8
Al
2
O
3
15,4 ZnO 11,8
FeCl
2
.6H
2
O 11,4 ZnCl
2
3,5
MnO
2
10,8 SnCl

oleic trong môi trường
phenol, với xúc tác naphthalene-
β
- sulfonic axit đã nhận thấy rằng mức độ este
hóa phụ thuộc vào tỷ lệ glyxerin/axit béo, lượng xúc tác, nhiệt độ và thời gian
phản ứng. Tỷ lệ glyxerin/axit béo càng lớn thì hiệu suất tạo thành monoglyxerit
càng cao. Cùng với việc tăng lượng xúc tác, tăng nhiệt độ cũng như tăng thời
gian phản ứng thì hỗn hợp sản phẩm các glyxerit tăng lên, nhưng lượng
monoglyxerit giảm đi. Biều đồ hình 5 nghiên cứu cứ
u ảnh hưởng của thời gian,
nhiệt độ vào phản ứng tạo mono glixerit.
Sản phẩm phản ứng este hóa axit béo với rượu bậc cao được ứng dụng
nhiều trong công nghiệp làm chất nhũ hóa, chất bôi trơn, chất hóa dẻo.

Hình 6 : Sự phụ thuộc của thời gian alcol phân ( đường 1) và
hàm lượng α- monogli xerit( đường 2) vào nhiệt độ.

25
3.2.6. Phản ứng tạo thành alkylolamid của axit béo
Các axit béo tác dụng với các alkylolamin (mono, di, tri-ethanolamin) tạo
thành alkyloamid ở nhiệt độ 150-170
0
C. Axit oleic phản ứng với mono,
diethanolamin theo phương trình sau:

C
17
H
33
COOH + NH

CON(C
2
H
4
OH)
2
+ H
2
O

Điều kiện tối ưu của phản ứng: Tỷ lệ trọng lượng axit béo/diethanolamin
vào khoảng 3/2, nhiệt độ 160-175
0
C, thời gian 3-4h. Alkyloamid của axit béo no
(palmetic, stearic) tồn tại ở dạng bột nhão, còn của axit béo không no ở trạng
thái lỏng. Hỗn hợp các amid, amin và axit béo tan lẫn vào nhau ở pH = 9.
Muối diethanolamin của các axit béo không no phân tán tốt trong nước,
được sử dụng làm tác nhân nhũ hóa, tác nhân làm sạch và chất sinh bọt. Hỗn
hợp các axit béo và các amid có tính bôi trơn trong dung dịch khoan pH cao (pH
> 10). Riêng muối của triethanolamin với axit béo được sử dụng làm chất nhũ
hóa tăng cường sự phân tán dầu trong nước.

3.2.7. Phản ứng oxy hóa
Các axit béo không no và este của chúng rất dễ dàng bị oxy hóa bởi các
tác nhân hóa học như axit nitric, axit cromic, ozon, thuốc tím, peraxit formic,
peraxit acetic, Dưới tác dụng của những tác nhân oxy hóa nhẹ thì nhóm epoxy
được tạo thành tại vị trí liên kết đôi, ví dụ với peaxit axetic :

CH
3

Hợp chất epoxy có thể tiếp tục bị mở vòng tạo thành dihydroxy-axit

CH
3
(CH
2
)
7
CHOH-CHOH-(CH
2
)
7
COOH
Hỗn hợp sản phẩm thu được sau khi oxy hóa nhẹ axit béo không no được
sử dụng làm chất hóa dẻo cho sản xuất nhựa.
Với những chất oxy hóa mạnh như axit cromic, ozon hoặc thuốc tím thì
axit béo có thể bị phân chia thành những axit có mạch ngắn hơn
CH
3
(CH
2
)
7
CH=CH(CH
2
)
7
COOH → CH
3
(CH