Rohölsorte

Geht man von einem organischen Ursprung von Erdöl aus, sind viele Komponenten enthalten, die typisch für organisches Material sind (Plankton und Algen).^[2] Eine Umwandlung dieser Materialien erzeugt Verbindungen, die das Erdöl bilden und als Kohlenwasserstoffe (KW) (englisch hydrocarbons (HC)) bezeichnet werden; sie sind hauptsächlich Flüssigkeiten und Gase, wobei einige Feststoffe in Dispersion oder Lösung vorliegen. Die Kohlenwasserstoffe lassen sich drei strukturellen Hauptgruppen zuordnen: Alkane (Paraffine) – C_nH_2n+2, Cycloalkane (Naphthene) – C_nH_2n und Aromaten – C_nH_2n-x, wobei x sowohl von der Struktur als auch vom Molekulargewicht abhängt.

Das sehr breite Spektrum der Mengenanteile und die Häufigkeit bestimmter Kohlenwasserstoffreihen legen fest, welche physikalischen Trennverfahren – etwa Destillation – zur Abtrennung der Komponenten geeignet sind. Das Vorkommen und der Anteil anderer Begleitstoffe, wie Schwefel oder Sauerstoff, bestimmen hingegen die erforderlichen chemischen Behandlungsschritte, etwa katalytische Umwandlungen oder Wasserstoffbehandlungen.

Kohlenwasserstoffe machen 96 bis 99 Gewichtsprozent des Rohöls aus, während der restliche Anteil 1 bis 4 Gew.-% beträgt.^[3][4] Nach Angaben des Bundesverbandes Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG) ist Rohöl eine Mischung mit über 17.000 Bestandteilen.^[5] Während Erdöl mehr Kohlenstoffatome als Erdgas enthält, weisen einige Gase im Verhältnis mehr Wasserstoffatome auf. Der wesentliche Unterschied zwischen Erdöl und Erdgas liegt in der Größe ihrer jeweiligen Kohlenwasserstoffmoleküle.

Im Rohöl sind jedoch auch geringe Anteile Schwefel (S), sowie noch geringere Mengen Stickstoff (N) und Sauerstoff (O) enthalten.^[6] Der Schwefel verleiht dem Öl seinen leicht dumpfen Geruch, der durch leichtflüchtige Schwefelverbindungen verursacht wird, wie z. B. Mercaptane, aliphatische und aromatische Sulfide sowie Thiophen- und Thiophan-Derivate.^[7] Die „Säure“ eines Rohöls oder Erdgases („Sauergas“) bezieht sich auf dessen Geruch und Korrosivität, die auf Schwefelverbindungen zurückzuführen sind. Schwefel ist jedoch neben den Kohlenwasserstoffen ein wertvoller Rohstoff. Er fällt im Claus-Prozess bei der Raffination an und wird z. B. als Dünger weiterverwendet.

Der Wasseranteil kann lokal sehr unterschiedlich sein. Typische Werte liegen um 10 %^[5], in emulgierter Form bis zu 30 % möglich. Das Wasser liegt im Allgemeinen in Form gesättigter Lösungen von Calcium- und Magnesiumsulfaten sowie Natrium- und Magnesiumchloriden vor.^[8] Erdöl ist spezifisch leichter als Wasser mit einer Dichte von rund 0,8 bis 0,9 g/cm³ oder g/ml. Für große Mengen des fossilen Rohstoffs findet sich, dass 7 Barrel (je nach Dichte) etwa einer metrischen Tonne entsprechen. Es gilt 1 Barrel = 42 Gallonen = c. 159 l.

Kohlenwasserstoffe bestehen aus Kohlenstoff (C) und Wasserstoff (H) und sind die Hauptbestandteile im Rohöl, welches sich im Allgemeinen zwischen 2.000 und 5.500 m bildet.^[9] Diese Tiefe wird auch als „Ölfenster“ bezeichnet. Je nach Temperatur- und Druckbedingungen benötigt die Bildung von konventionellem Öl mehrere Millionen Jahre. Muttergestein, das über einen langen Zeitraum nicht tief genug versenkt wurde, kann kein Öl bilden. Ein Beispiel dafür ist Ölschiefer, es enthält Kerogen aber kein flüssiges Rohöl. Die wissenschaftliche Untersuchung dieser und verwandter Themengebiete findet in den Geowissenschaften statt.^[2][10][11]

Rohöl ist nicht radioaktiv. Es gibt jedoch bestimmte Gesteinsarten, die in und um Öl- und Gasvorkommen vorkommen und natürlich radioaktiv sind. Das Durchbohren dieser Gesteine oder deren Förderung an die Oberfläche kann Abfallmaterialien erzeugen, die radioaktive Stoffe enthalten.^[12] Es handelt sich dabei um natürlich vorkommendes radioaktives Material (NORM-Rückstände).

Erdgas, die gasförmige Fraktion des Rohöls, tritt auch unabhängig von Ölvorkommen in eigenen Bohrungen auf und hat sich dort durch natürliche unterirdische Prozesse von der flüssigen Phase abgespalten.^[8] Es besteht hauptsächlich aus leichten Paraffinen (Methan, Ethan, Propan, Butan); außerdem kommen höher siedende Paraffine, Stickstoff, Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff vor. Wurde das Rohöl von den leichten Gasen befreit, spricht man auch vom stabilisierten Rohöl.

Die globalen Öl- und Gasressourcen umfassen sowohl konventionelle als auch unkonventionelle Öl- und Gasvorkommen.^[13] Erdöl ist auf der Erde ungleich verteilt. Im Nahen Osten befinden sich rund 48 % der globalen Reserven. Die größten Vorkommen befinden sich in den Ländern (Top 3): Venezuela (304 Mrd. Barrel), Saudi-Arabien (267 Mrd. Barrel) und Iran (209 Mrd. Barrel).^[14] Die weltweiten Reserven schätz man auf 1.773 Milliarden Barrel.^[14] Die globale Produktion der fossilen Energieträger erreichte im Jahr 2024 rund 45,1 × 10⁸ Tonnen Rohöl und 4,39 × 10¹² m³ Erdgas.^[15] Die konventionellen Öl- und Gasressourcen können mittels vier Parameter bewertet werden, (1) kumulative Förderung, (2) verbleibenden förderbaren Reserven, (3) Reservenzuwachs aus entdeckten Öl- und Gasfeldern und (4) unentdeckten förderbaren Ressourcen.^[13]

Eine typische Zerlegung in chemische Bausteine kann beispielsweise wie folgt aussehen:^[18]

Die chemische Zusammensetzung wird durch vier Kohlenwasserstoffmoleküle oder Kohlenwasserstoffreihen bestimmt:

• die Alkane oder Paraffine;
• die Cycloalkane oder Naphthene (mitunter auch als Cycloparaffine bezeichnet);
• die Aromaten oder Benzole;
• die Asphaltene.

Eine weitere Aufteilung wäre in die:^[19]

• Gesättigte Kohlenwasserstoffe (= Alkane oder Paraffine; Cycloalkane oder Naphthene; Wachse)
• Aromaten (= Benzole, Toluol, Xylene, polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe, Naphthenoaromaten)
• Harze (z. B. Carbazol)
• Asphaltene

Auf Englisch wird diese Serie auch als Saturates, Aromatics, Resins, and Asphaltenes (SARA) bezeichnet.

Asphaltene sind schwere Moleküle mit Kettenlängen mit 40 bis über 60 Kohlenstoffatomen mit nichteindeutiger Struktur.^[19] Die Einteilung der Rohöle in die Kohlenwasserstoffgruppen Paraffine, Naphthene und Aromaten ist jedoch unbefriedigend, da sie je nach betrachteten Siedebereich variiert. Nach einem Verfahren des U.S. Bureau of Mines unterscheidet man zwischen paraffinbasisch- (P), gemischt- (G) und naphthenbasischen (N) Rohölen:^[20] Durch die Destillation von zwei Schlüsselfraktionen in zwei Temperaturspannen und die Bestimmung der Dichten erfolgt die Grundeinteilung:

Es finden sich dann insgesamt neun Rohölklassen und Mischklassen wie paraffin-naphthenbasisch. Das U.S. Bureau of Mines spezifizierte eine Untersuchung wie folgt:^[8]

• Atmosphärische Destillation: 10 Destillatfraktionen, abgetrennt in Intervallen von 25 °C zwischen 50 und 275 °C; Volumen, Dichte, Brechungsindex – für jede Fraktion bestimmt
• Destillation bei einem Druck von 40 mm Hg: 5 Destillatfraktionen, gewonnen aus dem Rückstand der atmosphärischen Destillation, abgetrennt in Intervallen von 25 °C zwischen 200 und 300 °C Volumen, Dichte, Brechungsindex, Viskosität, Trübungspunkt – für jede Fraktion bestimmt

Siehe auch der Abschnitt Ausbeute weiter unten. Der API-Grad wird unter Qualität beschrieben.

K-Faktor

Ein gängiger Charakterisierungsfaktor in diesem Zusammenhang ist der Watson-Faktor ${\displaystyle K_{w}}$:^{[21][22][23][24][3][25]}

${\displaystyle K_{w}={\frac {T_{b}^{1/3}}{\gamma _{0}}}}$

mit ${\displaystyle T_{b}}$ der mittleren Siedepunkttemperatur in Rankine °R geteilt durch das spezifische Gewicht ${\displaystyle \gamma _{0}}$. Ist ${\displaystyle K_{w}>12,5}$, liegen Kohlenwasserstoffverbindungen vor, die überwiegend paraffinisch sind. Man klassifiziert daher:^[3]

• K < 11,5: Naphthenbasisch
• K < 12,1: Gemischt
• K > 12,1: Paraffinbasisch

Niedrigere Werte dieses Faktors deuten auf Kohlenwasserstoffe mit einem höheren Anteil an naphthenischen oder aromatischen Komponenten hin. Der Watson-Faktor kann weiter approximiert werden zu^[21]

${\displaystyle K_{w}=4,5579\times M_{0}^{0,15178}\times \gamma _{0}^{-0,84573}}$

Dabei kommt der Zusammenhang zwischen Molekulargewicht ${\displaystyle M_{0}}$ und spezifischem Gewicht ${\displaystyle \gamma _{0}}$ zum Ausdruck.

Typische Werte sind:

Weitere Informationen , ...

Tabelle 3: Weltweiter Rohölproben (Auswahl)^[21]

Reservoir	Gebiet	Land	${\displaystyle \gamma _{\mathrm {_{API}} }}$	${\displaystyle K_{w}}$
Boscan	Zulia	Venezuela	9,5	11,65
Miranda	Texas	USA	22,5	11,13
Redwater	Alberta	Kanada	34,3	11,83
Quatif	Zone D	Saudi-Arabien	38,6	12,00
Turner Valley	Alberta	Kanada	41,7	11,82
Grass Creek	Wyoming	USA	45,8	11,81

Schließen

Es gibt eine große Anzahl verschiedener Rohöle. Im Folgenden werden einige bekannte Beispiele aus verschiedenen Regionen mit unterschiedlichen Eigenschaften besprochen. Die Öle weisen abweichende Siedebereiche auf und liefern unterschiedliche Ausbeuten an Produkten. Die Bestimmung der tabellierten Kenngrößen sowie vieler weiterer Parameter wird durch Verfahren und Tests, die von der ASTM spezifiziert werden, durchgeführt.

Weitere Informationen , Brent ...

Tabelle 6: Assay verschiedener Rohöltypen mit entsprechenden Grundprodukten^{[34][35][36][37]}

Rohöl	Nordafrika	Nordsee	Naher Osten(2.1)	Nordamerika(2.1)	Südamerika(2.1)
Dichte nach Typ	Niedrig		Mittel		Hoch
Dichte bei 15 °C kg/l(4)	0,801	0,842	0,869	0,890	1,000
API(6)	${\displaystyle \approx }$ 45	Brent ${\displaystyle \approx }$ 38[37]	${\displaystyle \approx }$ 31	WTI ${\displaystyle \approx }$ 40[37]	${\displaystyle \approx }$ 10(2)
Schwefel (Gew.-%)	0,1 (= „süß“)	0,3	2,5	1,0	5,5 (= „sauer“)
Säuregehalt(3) (mg KOH/g)		0,05	< 0,5	< 0,5
Viskosität bei 38 °C (cSt)(5)	1,4	4,5	9,6	13,4	19.400
Stockpunkt °C	−51	0	−24	0	15
Wachs (Gew.-%)	3	9	6	7	2
Grundprodukte
Leichtbenzin (0–70 °C TBP(1))	8,8	5,8	4,7	2,4	0,1
Schwerbenzin (70–140 °C TBP)	16,0	11,0	7,9	6,5	1,1
Naphtha (140–250 °C TBP)	26,3	18,6	16,4	15,6	4,4
Gasöl (250–350 °C TBP)	18,2	19,1	15,3	19,6	9,6
Rückstands- oder Schweröl (über 350 °C TBP)	27,5	43,5	54,4	55,5	84,8
Metalle (g/t)	V < 2 Ni < 2	8 4	50 13	25 13	1,4 177
(1) True Boiling Point (Wahre Siedekurven): Eine Destillationskurve, bei der die kumulierte Ausbeute gegen den Siedepunkt aufgetragen ist; ermittelt auf der Basis von atmosphärischer Destillation und Vakuumdestillation, wobei die Siedepunkte der Vakuumdestillation in atmosphärische Äquivalentsiedepunkte (AEBP) umgerechnet wurden. Siehe dazu auch der Abschnitt Ausbeute. Man spricht auch von den atmosphärischen Schnitten und den Vakuumschnitten. (2) Die spezifische Dichte von Wasser ist 1,0 und sein API-Grad wäre 10°. Wasser hat jedoch eine viel niedrigere Viskosität als schweres oder extraschweres Öl und fließt daher viel besser. (2.1) Die Öle aus Venezuela sind im Allgemeinen die schwersten (API < 20) und sauersten (Schwefel > 2 %) Öle der Welt.[37] Öle aus Saudi-Arabien haben APIs 50 und 28. Keine Region kann daher nach diesem Parameter eingeteilt werden. Man findet jedoch für die USA die Durchschnittswerte von rund 31 API und 1,4 % Schwefel.[37] (3) Total Acid Number (TAN)[37] (4) Dichte typischerweise in kg/l oder kg/m3 (5) Kinematische Viskosität: 1 m2/s = 104 St ; = 1 mm2/s = 1 cSt (centistokes) ; Dynamische Viskosität: 1 Pa * s = 10 P = 103 cP (centipoise) (6) Angabe für den Initial Boiling Point (IBP) bis zum FBP (Final Boiling Point)

Schließen

In Tabelle 6 sind keine Angaben zum Wassergehalt oder Salzgehalt im Öl enthalten. Diese Information ist jedoch bei der Produktion (Förderung) und Raffination für die Abläufe und Prozesse von Bedeutung.^[38] Im Sinne von Industrie 4.0 versucht man, die gesamte operative Technologie der Anlagen von deterministischen Mess- und Kontrollsystemen zu kontinuierlichen, datengetriebenen und optimierten Infrastrukturen auszubauen.^[39]

• 
  API-Grad vs. Schwefelgehalt^[42]
• 
  Verschiedene Preisstufen für Rohöle. Die Punkte müssen nicht die Produktionsorte sein.^[42]
• 
  Geschätzter Produktertrag nach Rohölsorte und geschätzter Schwefelgehalt von Naphtha für Rohöle aus den USA und Mexiko.

Die Qualität von Rohöl im Hinblick auf seine Verwendung lässt sich anhand zweier Parameter qualitativ beschreiben:^[43]

• Dichte in API-Grad und

• Schwefelgehalt in %

Die Dichte von Rohöl ist sein spezifisches Gewicht bei 60 °F (c. 15,6 °C) oder das Verhältnis seiner Dichte zur Dichte von Wasser bei 60 °F. Der API-Grad wird mit einem Hydrometer gemessen und wurde willkürlich so festgelegt, dass die meisten Werte auf der Gradskala zwischen 10° und 70° API liegen. Die Skala befindet sich auf dem Spindelschaft und eine lineare Skala ermöglicht die einfachste Herstellung und Handhabung eines Hydrometer. Der API-Grad ist eine geringe Modifikation der Baumé-Skala, welche eine lineare Einteilung auf dem Spindelschaft bietet.

Die API-Dichte gibt üblicherweise, aber nicht immer, eine Auskunft über den Benzin- und Kerosinanteil des Rohöls an, siehe auch Tabelle 6, dort der Anteile, der unter etwa 205 °C siedet. Bei einem API-Wert unter 15° wird der Benzinanteil einstellig und der Asphaltanteil steigt auf über 30 %. Im Grenzfall liegen keine Benzinanteile mehr vor, sondern nur noch Asphalt.

Rohöl mit hohem spezifischem Gewicht (niedriger API-Grad) ist schwer, dicht und hochviskos; es enthält verhältnismäßig wenige flüchtige, leichte Fraktionen. Rohöl mit geringem spezifischem Gewicht (hoher API-Grad) ist leicht, weniger dicht und niederviskos; es ist reich an leichten, flüchtigen Kohlenwasserstoffen.

Der API-Grad ${\displaystyle \gamma _{\mathrm {_{API}} }}$bestimmt sich nach der Formel:^[44]

${\displaystyle \gamma _{\mathrm {_{API}} }={\frac {141,5}{\gamma _{0}}}-131,5}$

mit ${\displaystyle \gamma _{0}}$ dem spezifischen Gewicht des Öls bei 60 °F (15,6 °C). Es handelt sich um eine willkürliche Skala, die das spezifische Gewicht oder die Dichte flüssiger Erdölprodukte ausdrückt. Die Messskala ist in „Grad API“ kalibriert. Beispielsweise findet man für Rohöl aus Nordafrika (vgl. Tab. 6) mit einer Dichte von 0,801 kg/l:

${\displaystyle \gamma _{\mathrm {_{API}} }={\frac {141,5}{0,801}}-131,5\approx 45{\text{°API}}}$.

Die API-Dichte eines Gemisches ${\displaystyle a,b,\ldots }$ ergibt sich dann aus der Summe der Gewichtsanteile seiner einzelnen Komponenten, multipliziert mit deren jeweiligen API-Dichten:^[45]

${\displaystyle \left(\gamma _{\mathrm {_{API}} }\right)_{\operatorname {mix} }=\left({}^{\circ }\mathrm {API} \right)_{\operatorname {mix} }=\left({\frac {141,5}{S_{a}}}-131,5\right)\left(w_{a}\right)+\left({\frac {141,5}{S_{b}}}-131,5\right)\left(w_{b}\right)+\cdots }$

${\displaystyle =\left(\gamma _{\mathrm {_{API}} }\right)_{a}w_{a}+\left(\gamma _{\mathrm {_{API}} }\right)_{b}w_{b}+\left(\gamma _{\mathrm {_{API}} }\right)_{c}w_{c}+\cdots }$

mit den Gewichtsanteilen ${\displaystyle w_{n}=W_{n}/W}$ und der spezifischen Dichte der Komponenten ${\displaystyle S_{n}=W_{n}/V_{n}}$.

Es existieren verschiedene Referenzöle, die als „Marker“ für die Preisbildung zahlreicher anderer Rohölsorten dienen. Zu den bekanntesten zählen heute:

• Brent: Eine Rohölmischung aus dem Nordseeraum, siehe auch das (stillgelegte) Brent Ölfeld
• Western Texas Intermediate (WTI)^[49]: Ein in Texas und im südlichen Oklahoma geförderter Rohölstrom, deren US-Spot- und Futures-Referenz über die Lager- und Umschlagsstelle in Cushing, Oklahoma, gehandelt bzw. geliefert wird.^[50] (Anm.: Bis Ende 2015 bestand ein Exportverbot für US-Rohöl.^[51][52])
• Weitere Referenzöle existieren, wie z. B. Dubai oder Urals.

Die Öle sind die folgenden Märkten zugeordnet:

Es handelt sich bei diesen Benchmarks um Blends oder Mischungen, die als Maßstab für die globalen Ölpreise dienen. Die globale Integration der Rohölmärkte bzw. des Rohölexports hat außerdem einen Effekt auf die Preisbildung. Tendenziell entwickeln sich die Preise der weltweit geförderten Rohölsorten parallel zueinander. Die unterschiedlichen qualitativen Charakteristika (schwer, sauer oder leicht, süß) führen jedoch auch zu Preisdifferenzen.^[55] Ölpreise reagieren auf geopolitische Ereignisse, und der Preis für Kraftstoffe hängt vom Preis für Rohöl ab. Die Kraftstoffpreise selbst setzten sich zusammen aus 1) Steuern, Abgaben und Regulierungskosten; 2) Einkaufs- und Produktpreis und 3) Logistik und Vertrieb.^[56] Spricht man von einem „Korb“, meint man den einfachen Durchschnittspreis der Rohölsorten, z. B. für den Nordseekorb die Sorten Brent, Forties, Oseberg und Ekofisk.

Brent dient als Preisgrundlage für etwa zwei Drittel des weltweit gehandelten Öls (Stand: 2017). Der Benchmark gerät jedoch unter Druck, da die Fördermengen in der Nordsee zurückgehen, was zu Preisschwankungen führen könnte.^[57] Bei der Preisfindung für Rohöl spielen Dienstleister wie S&P Global Commodity Insights (ehemals Platts^[58]) eine wichtige Rolle.^[59] Der Handel mit Rohöl (und anderen Energieträgern) ist Teil der Rohstoff- bzw. Mineralölwirtschaft.

Die Art des Rohöls ist eine notwendige, aber nicht hinreichende Bedingung für die Gewinnung der gewünschten Produkte. Dafür muss die Raffinerie sowohl für das Rohöl als auch für die Produkte entsprechend ausgelegt sein und betrieben werden. Nach Entsalzung wird das verwendete Rohöl durch fraktionierte Destillation unter atmosphärischem Druck aufgrund seines Siedeverhaltens in seine Zwischenprodukte zerlegt. In einer Hauptdestillationskolonne einer Raffinerie werden alle Teile, die bis 150 °C siedend sind, über dem Kopf abgezogen, während die Seitenströme darunter fallen.^[62] Zu diesen zählen Naphtha, Petroleum, Leicht- und Schwergasöl. In einem Stabilisator, einer Folgekolonne, wird das Rohbenzin von den leicht siedenden Flüssiggasen befreit. Anschließend wird der Boden des Stabilizers in Leichtbenzin (Siedebereich 28–100 °C) und Schwerbenzin (Siedebereich 100–150 °C) zerlegt. Um die Fraktionierung zu optimieren und eine geringe Überschneidung zwischen dem Siedebeginn der niedrigeren und dem Siedeende der nächsthöheren Fraktion zu erreichen, bedient man sich des Strippens. Die leichtesten Anteile der Fraktionen werden „abgestreift“ und die Siedelage verbessert sich. Dies erfolgt durch Behandlung mit Heißdampf oder durch nochmaliges Aufheizen in einer Nebenkolonne (Stripper).^[63] Die Destillation oder Trennung der Rohöl-Fraktionen wird durch katalytisches Cracken ergänzt, welches schwere Moleküle in leichtere Paraffine und Naphthene spaltet. Danach findet katalytisches Reforming statt, welches durch Umlagerung der Molekülstrukturen der leichten Fraktionen zu aromatischen bzw. cyclischen Verbindungen umgebaut werden, wodurch hochoktaniges Benzin entsteht.

Zusammengefasst gilt für die Produktion der zwei Kraftstoffe mit den höchsten Energiedichten, Diesel- und Benzin:^[64][65][66]

• Für die Produktion von schwefelarmen Diesel (C₈-C₂₅) wird i. Allg. der LGO-Anteil (vgl. Tab. 7) maximiert.
• Für die Produktion von Benzin (C₄-C₁₂) kommen Kohlenstoffketten C₅-C₁₂ in Frage, also die straight-run Naphta-Schnitte. Jedoch sind weitere Prozesse notwendig, um hochoktaniges Benzin herzustellen: Reformierung und Isomerisierung; Alkylierung und Polymerisation für die Kombination von C₃- C₅-Molekülen; oder das Kracken und Verkokung zur Verkleinerung von C₁₂₊-Molekülen.

Im Gegensatz zu Benzin und Diesel mögen alternative Kraftstoffe zwar mehr Energie pro Gewichtseinheit bieten, doch keiner davon übertrifft die Energie pro Volumeneinheit.

• Siehe die Einzelnachweise und
• A. E. Dunstan, A. W. Nash, B. T. Books, Tizard H. (Hrsg.): The Science of Petroleum (= The Science of Petroleum. 2 v. 4). Oxford University Press, Oxford 1938 (englisch, archive.org).
• Norbert Berkowitz: Fossil Hydrocarbons. Chemistry and Technology. Academic Press, San Diego 1997, ISBN 978-0-12-091090-8 (englisch, archive.org).
• Chang Samuel Hsu, Paul R. Robinson (Hrsg.): Springer Handbook of Petroleum Technology (= Springer Handbooks). Springer International Publishing, Cham 2017, ISBN 978-3-319-49345-9, doi:10.1007/978-3-319-49347-3 (englisch).
• James G. Speight: Refinery Feedstocks. CRC Press, Boca Raton, FL 2020, ISBN 978-0-429-39828-5, doi:10.1201/9780429398285 (englisch).
• Mervin F. Fingas (Hrsg.): The Chemistry of Oil and Petroleum Products (= De Gruyter STEM). De Gruyter, Berlin ; Boston 2022, ISBN 978-3-11-069436-9 (englisch, degruyterbrill.com).
• Hua Liu, Youlu Jiang: Petroleum Geology. Springer Nature Singapore, Singapore 2025, ISBN 978-981-9670-85-7, doi:10.1007/978-981-96-7086-4 (englisch).
• SPE Staff: Crude oil characterization. In: Society of Petroleum Engineers. 27. Januar 2025, abgerufen am 15. Mai 2026 (englisch).