Około 67% udokumentowanych zasobów bilansowych ropy naftowej zlokalizowane jest na Niżu Polskim, a około 27% w wyłącznej strefie ekonomicznej RP, a więc na szelfie Bałtyku. Pozostałe zasoby (6%) znajdują się na Przedgórzu Karpat i w Karpatach. Jako Niż Polski - podobnie jak w przypadku gazu ziemnego - należy rozumieć  region przedsudecki i wielkopolski oraz Pomorze Zachodnie wraz z częścią województwa lubuskiego. 

Na koniec 2022 roku w kraju udokumentowanych było 88 złóż ropy naftowej o łacznych zasobach bilansowych 21,0 mln ton. W 52 złożach zagospodarowanych, których eksploatacja jest prowadzona,​ zasoby przemysłowe wynoszą 9,8 mln ton. Więcej szczegółowych informacji o zasobach można znaleźć w Bilansie zasobów złóż kopalin w Polsce wg stanu na 31 XII 2022 r. wydanym przez Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy. 

Ropa naftowa eksploatowana jest metodą otworową. Podczas wiercenia świder musi dostać się do tzw. pułapki węglowodorowej, czyli formy zbudowanej ze skał zbiornikowych o wysokiej porowatości, a w górnej części ze skał uszczelniających, uniemożliwiających migrację węglowodorów. To właśnie z niej, w kontrolowanych warunkach, wyprowadza się ropę na powierzchnię. Wszystkie procesy związane z eksploatacją ropy naftowej są sterowane techniką komputerową poprzez nowoczesne technologicznie urządzenia.

W Polsce wydobyciem ropy naftowej zajmują się firmy należące do Grupy Kapitałowej Orlen SA. Są to:

• Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Oddział w Sanoku - jest kontynuatorem przeszło stuletniej tradycji wydobycia ropy naftowej w Karpatach i na Przedgórzu Karpat. Aktualnie eksploatacja ropy naftowej prowadzona jest na terenie trzech województw południowo-wschodniej Polski: małopolskiego, podkarpackiego i lubelskiego;
• Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Oddział w Zielonej Górze - zajmuje się zagospodarowaniem i eksploatacją złóż ropy naftowej na terenie czterech województw północnej i zachodniej Polski: pomorskiego, zachodniopomorskiego, lubuskiego i wielkopolskiego, a więc na tzw. Niżu Polskim;
• LOTOS Petrobaltic S.A. i jego spółka zależna - wydobycie na Bałtyku. 

W 2022 roku z 52 eksploatowanych złóż ropy naftowej w Polsce tylko trzy mogły poszczycić się wydobyciem przekraczającym 100 tys. t/r. Wydobyto z nich łącznie 593 tys. ton surowca, co stanowiło ponad 72% krajowej podaży. Najbardziej zasobnym, a równocześnie najbardziej wydajnym złożem ropy naftowej było złoże BMB (Barnówko-Mostno-Buszewo) na Niżu Polskim, z którego w 2022 roku pochodziło ponad 32% krajowego wydobycia tego surowca. Na Niżu Polskim znajduje się również drugie pod względem zasobów i wielkości wydobycia złoże  Lubiatów, a trzecim w rankingu jest złoże B8 na szelfie Bałtyku.

Więcej szczegółowych informacji o wydobyciu ropy naftowej w Polsce można znaleźć w Bilansie zasobów złóż kopalin w Polsce wg stanu na 31.12.2022 r. wydawanym przez Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy.

Więcej szczegółowych informacji na temat wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego przez Grupę Orlen można znaleźć w Raporcie zintegrowanym Grupy Orlen za rok 2022.

Polska odegrała niezwykłą rolę w rozwoju górnictwa ropy naftowej na świecie. Pionierami przemysłu naftowego byli założyciele kopalni w Bóbrce: Ignacy Łukasiewicz, Tytus Trzecieski oraz Karol Klobassa-Zrencki. Dzięki ich zgodnej współpracy i zaangażowaniu oraz dużej operatywności powstało pierwsze na świecie wielowymiarowe przedsiębiorstwo naftowe. Aktualnie w Bóbrce działa unikatowe na skalę światową muzeum przemysłu naftowego.

Ropa naftowa z uwagi na swój bogaty skład poddawana jest skomplikowanym procesom rafinacji, w wyniku których powstaje wiele produktów o szerokim zastosowaniu lub półproduktów poddawanych dalszej przeróbce chemicznej. Pierwszy etap przeróbki surowej ropy naftowej to destylacja frakcyjna, która jest prowadzona przez przemysł rafineryjny. Polega ona na ogrzewaniu ropy naftowej do temperatury powyżej 350°C i wprowadzaniu jej do kolumny, w której para wznosi się i jest schładzana. Różne węglowodory skraplają się na różnych poziomach w zależności od ich temperatury wrzenia i można je pozyskać oddzielnie. W zależności od zakresu temperatury wrzenia danej grupy węglowodorów otrzymuje się różne frakcje, z których powstają docelowe produkty o rożnych zastosowaniach. Mazut, będący pozostałością po destylacji frakcyjnej, jest wykorzystywany w swojej pierwotnej formie lub też otrzymuje się z niego frakcje, z których wytwarza się oleje smarowe zaś pozostałość (gudron) wykorzystywana jest do produkcji asfaltu.

Przerobem ropy naftowej w Polsce zajmuje się Grupa ORLEN, której łączne moce przerobowe w krajowych rafineriach wynoszą około 23,7 mln ton rocznie, a jej główne rafinerie to:

• Rafineria ORLEN w Płocku - stanowi jeden z najnowocześniejszych, zintegrowanych zakładów produkcyjnych w Europie Środkowo-Wschodniej, o mocach przerobowych na poziomie 16,3 mln ton/rok. W jej obrębie odbywa się destylacja ropy naftowej oraz dalsze procesy petrochemiczne;
   
• Rafineria ORLEN w Gdańsku, która po połączeniu z Grupą LOTOS stała się własnością ORLEN i Saudi Aramco. Łączne moce przerobowe rafinerii wynoszą około 10,5 mln ton/rok i są rozdzielone pomiędzy obu właścicieli zgodnie z udziałem procentowym w strukturze właścicielskiej (70% należy do Polski). Rafineria w Gdańsku specjalizuje się głównie w produkcji paliw i asfaltów;
   
• pozostałe polskie rafinerie ORLEN Południe zlokalizowane w Trzebini i Jedliczu specjalizują się w produkcji biopaliw, biokomponentów, baz olejowych, olejów opałowych, parafin hydrorafinowanych oraz prowadzą regenerację olejów przepracowanych.

W wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są również takie produkty jak: siarka i mieszanina propan-butan - dokładnie ta, która jest wykorzystywana do napełniania butli gazowych (turystycznych i domowych). 

Transport ropy naftowej do Polski i w jej granicach odbywa się w następujący sposób:

• rurociągiem surowcowym Przyjaźń z krajów Europy wschodniej, w tym z Rosji - jest to najtańszy sposób transportu surowca,
• tankowcami z takich krajów, jak Arabia Saudyjska, Nigeria, Norwegia - z wykorzystaniem Naftoportu w Gdańsku,
• rurociągami produktowymi (na terenie Polski) należącymi do rupy ORLEN oraz Przedsiębiorstwa Eksploatacji Rurociągów Naftowych PERN,
• lokalnie również pociągami towarowymi i cysternami samochodowymi. 

Polska ma dość rozbudowaną sieć rurociągów przesyłowych ropy oraz gotowych produktów o łącznej długości blisko 2,5 tys. km. Rurociąg Przyjaźń to jeden z największych systemów przesyłowych ropy naftowej w Europie i na świecie - łączy on Syberię z Europą Środkową, a jego łączna długość to 5 327 km. Wybudowany został w latach 60. i 70., a jego nitka północna (która ma początek na Białorusi), biegnie przez Białoruś, Polskę i Niemcy. W Polsce posiada 3 odcinki: 

• wschodni - od Bazy Zbiornikowej w Adamowie (na granicy z Białorusią) do Bazy Surowcowej w Miszewku Strzałkowskim koło Płocka,
• pomorski - łączy Naftoport w Gdańsku z Bazą Surowcową w Miszewku Strzałkowskim koło Płocka,
• zachodni - łączy Bazę Surowcową w Miszewku Strzałkowskim koło Płocka ze zbiornikami Schwedt po stronie niemieckiej; jest to kluczowy odcinek rurociągu dla transportu ropy naftowej do Europy Zachodniej, w tym do Niemiec. 

W minionych latach była to główna droga transportu ropy naftowej z Rosji do Polski. Obecnie - na skutek wojny na Ukrainie i nałożonych sankcji - ilość surowca transportowanego z kierunku rosyjskiego znacznie spadła. Szacuje się, że w 2022 roku połowa ropy naftowej zaimportowanej do Polski trafiła do nas drogą morską. 

Ropa naftowa jest magazynowana poprzez gromadzenie surowca w zbiornikach i magazynach naziemnych lub podziemnych. Podobnie jak gaz ziemny jest magazynowana również w kawernach solnych.

Szeroka gama produktów, jakie powstają w wyniku skomplikowanych procesów technologicznych realizowanych w krajowych rafineriach (w Płocku, Gdańsku, Trzebini i Jedliczu) powoduje, że trudno sobie wyobrazić krajową gospodarkę bez ropy naftowej. Głównymi użytkownikami produktów z ropy naftowej są: szeroko rozumiany transport (samochodowy, kolejowy, lotniczy, morski), przemysł (w tym petrochemiczny), rolnictwo oraz gospodarstwa domowe (głównie olej opałowy i gaz w butlach).

W Polsce cała ropa przetwarzana jest na następujące grupy produktów:

1. energetyczne: benzyny silnikowe, paliwa odrzutowe JET, oleje napędowe i opałowe, gaz ciekły - będące podstawą współczesnego transportu samochodowego i lotniczego,
    
2. nieenergetyczne: asfalty, oleje silnikowe, oleje smarowe, smary, parafiny, nafty i rozpuszczalniki.

Dalsze procesy przeróbcze produktów uzyskanych podczas destylacji, realizowane są już w ramach przemysłu petrochemicznego.  W tym sektorze organiczne substancje chemiczne produkowane w Polsce w największych ilościach (w Rafinerii Orelen w Płocku) to aromaty, olefiny, poliolefiny, tworzywa sztuczne, glikole i nawozy. 

Budowa i działanie kopalni ropy naftowej może spowodować wystąpienie zagrożeń dla środowiska naturalnego w postaci:

• zanieczyszczeń gazowych i pyłowych do atmosfery,
• wytwarzania odpadów stałych i płynnych,
• zanieczyszczeń gruntu, wód powierzchniowych i podziemnych,
• wytwarzania ścieków technologicznych,
• hałasu oraz innych aspektów mających wpływ na środowisko (np. odory). 

Eksploatacja ropy naftowej w sposób najbardziej istotny może wpływać na powietrze atmosferycznne, a źródła emitowanych gazów i pyłów mogą mieć różne pochodzenie. W wyniku działalności kopalni mogą być emitowane składniki gazowe płynów złożowych (głównie metan i inne węglowodory oraz lotne składniki ropy naftowej) lub gazy spalinowe i pyły (tlenek i dwutlenek węgla, tlenki azotu i siarki oraz węglowodory alifatyczne). Najgroźniejszy spośród gazów emitowanych podczas eksploatacji ropy naftowej jest siarkowodór. Jest to jedno z zagrożeń naturalnych występujących w górnictwie otworowym. 

Dla środowiska wodno-gruntowego największe zagrożenie stanowią wody złożowe, których ilość zwiększa się wraz z czasem trwania eksploatacji danego złoża. Wody złożowe są solankami o wysokiej mineralizacji (zawierają jony Na, Cl, Ca oraz kationy metali, w tym ciężkich), zawierające dodatkowo substancje ropopochodne, związki organiczne i związki chemiczne stosowane podczas wykonywania odwiertu (tzw. płuczka wiertnicza). Wody te - ze względu na koszty uzdatniania - są ponownie zatłaczane do złoża. Zagrożenie stanowią jednak tylko wtedy, gdy nie są właściwie rozpoznane lokalne warunki hydrogeologiczne. Zagrożeniem dla środowiska wodno-gruntowego są również wycieki substancji ropopochodnych. Skażenie tego rodzaju występuje w pobliżu odwiertów eksploatacyjnych oraz miejsc przepompowywania ropy. Zazwyczaj są one bardzo niewielkie, punktowe. 

Każdorazowo podejmowane są działania mające na celu minimalizację potencjalnego negatywnego wpływu na otoczenie, w tym środowisko naturalne, zwłaszcza ukierunkowane na redukcję emisji gazów z pochodni i rurociągów. Dla ochrony powietrza atmosferycznego stosuje się również systemy detekcji gazów palnych (metan, propan) oraz gazów toksycznych (np. siarkowodór). Również w zakresie ochrony wód i gruntów powszechnie stosuje się wiele rozwiązań mających na celu ograniczenie niekontrolowanych wycieków. 

Zgodnie z krajowym i unijnym prawem uwzględnienie uwarunkowań środowiskowych przy opracowaniu planu zagospodarowania złoża węglodorów jest koniecznością. W planie zagospodarowania złoża należy scharakteryzować potencjalne zagrożenia dla środowiska naturalnego, zidentyfikować wszystkie możliwe źródła zanieczyszczeń, określić ich ilość i plan monitoringu. Plan powienien zawierać również przewidywane działania naprawcze w przypadku wystąpienia zanieczyszczenia środowiska. 

Przedsiębiorca górniczy eksploatujący ropę naftową musi zatem działać wg ściśle określonych w Polsce przepisów prawa. Te nakładają również na niego obowiązek rekultywacji. Pojęcie rekultywacji zdefiniowane zostało w Ustawie z dnia 3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych. Zgodnie z ustawą jest to nadanie lub przywrócenie gruntom zdegradowanym lub zdewastowanym wartości użytkowych lub przyrodniczych przez właściwe ukształtowanie rzeźby terenu, poprawienie właściwości fizycznych i chemicznych, uregulowanie stosunków wodnych, odtworzenie gleb, umocnienie skarp oraz odbudowanie lub zbudowanie niezbędnych dróg. Zabiegom rekultywacyjnym podlegają wszystkie grunty przekształcone przez kopalnię; działania te stanowią najważniejszą działalność przedsiębiorcy górniczego po zakończeniu eksploatacji kopaliny.

W przypadku wydobycia ropy naftowej procesy rekultywacyjne polegąją głównie na likwidacji odwiertów eksploataycyjnych. Wówczas każdorazowo dokonuje się rekultywacji gruntów, które następnie są przekazywane właścicielom nieruchomości gruntowych. Elementy likwidowanej infrastruktury, które mogą być powtórnie wykorzystywane, są przekazywane do dalszego wykorzystania.

1. Galos K. (red.), 2021 - Surowce mineralne Polski. Ropa naftowa i gaz ziemny. Wyd. IGSMiE PAN, Kraków
2. Galos K., Lewicka E. (red.), 2023 - Gospodarka surowcami mineralnymi w Polsce w latach 2013-2022. Wyd. IGSMiE PAN, Kraków
3. Szuflicki M., Malon A., Tymiński M. (red.), 2023 - Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce wg stanu na 31 XII 2022 r. Wyd. PIG-PIB, Warszawa
4. Strona korporacyjna https://pgnig.pl/
5. Muzeum Przemysłu Naftowego i Gazowniczego im. I. Łukasiewicza w Bóbrce https://bobrka.pl/