5 - Türkiye Petrolleri AO

Transkript

Doğal kaynaklar, uygarlığın gelişimi için sosyo-ekonomik
açıdan büyük önem taşır ve sürdürülebilir kalkınma, ancak
çevre değerleriyle birlikte gerçekleşebilir. Bu değerlerin
faaliyetlerimiz nedeniyle bozulmasının önüne geçmek,
Türkiye Petrolleri olarak önceliğimizdir. Kaynaklarımızı
verimli kullanarak ekonomik denge sağlayacağımızın
bilinciyle, petrol arama ve üretim faaliyetlerimiz sırasında
ve devamında her türlü çevre koruma koşulunu yerine
getirmeyi şirket politikamız olarak benimsiyoruz. Böylece
çevreye, kendimize ve geleceğe karşı sorumluluğumuzu
yerine getiriyoruz.
2
3
...bu ulusa ve ülkeye hizmet görevi bitmeyecektir.
Mustafa Kemal Atatürk
içindekiler
4
5
6
8
10
12
14
16
20
26
32
36
38
40
42
44
50
öne çıkanlar
hakkımızda
organizasyon
yönetim kurulu başkanı ve genel müdürün notu
yönetim kurulumuz
yöneticilerimiz
2011’in göstergeleri
yurtiçi arama ve üretim faaliyetleri
yurtdışı arama ve üretim faaliyetleri
teknoloji ve servis hizmetleri
araştırma merkezi
çevre koruma ve iş güvenliği
insan kaynakları
bölge müdürlükleri
bağlı kuruluşlarımız ve iştirakimiz
finans
öne çıkanlar
50 milyon dolar
olan yurtiçi yatırımlarımız 2011 yılında yaklaşık
600 milyon dolara ulaştı.
2000’li yılların başında
2011 yılında 7 petrol, 6 doğal gaz sahası
keşfi gerçekleştirdik.
2012 yılında sismik gemi alıyoruz.
Akdeniz deniz alanlarında ve Güneydoğu Anadolu Bölgesi’nde
Shell
ortak işletme anlaşmaları imzaladık.
Türkiye Petrolleri olarak
Irak’ta 4 önemli projede yer
alıyoruz.
KKTC ile 7 deniz, 1 kara olmak
sahası
üzere toplam 8 ruhsatta petrol
hizmetleri ve üretim
paylaşımı anlaşması imzaladık.
Trans Anatolia
Doğal Gaz Boru Hattı Projesi’nde
Türkiye Petrolleri olarak,
yer alıyoruz.
ile
5
hakkımızda
6
biz
kimiz?
Ekonominin önemli
oyuncularından biri
olan Türkiye Petrolleri,
1954 yılında kamu adına hidrokarbon arama,
sondaj, üretim, rafineri
ve pazarlama faaliyetlerinde
bulunmak
üzere kurulmuştur. 58
yıllık geçmişinde petrol
sektörünün pek çok ilklerini gerçekleştirmiştir.
PETKİM, TÜPRAŞ,
PETROL OFİSİ gibi 17
büyük kuruluşu ülkemize kazandırmış olan
Türkiye Petrolleri, bugün yurtiçinde ve yurtdışında birçok büyük
proje ve konsorsiyumlarda yer alarak faaliyetlerini sürdürmektedir.
ne
yaparız?
• Arama, Sondaj, Üretim,
• Doğal Gaz Depolama,
• Boru Hattı Projeleri,
• Petrol Ürünleri Ticareti ve Petrol Dağıtımı.
nerelerde
faaliyet
gösteririz?
Türkiye Petrolleri, 5.000’e yakın çalışanı ile
Ankara’da bulunan Genel Müdürlüğün yanı
sıra yurtiçinde petrol ve doğal gaz arama ve
üretim faaliyetlerinin yoğun olduğu Batman,
Trakya ve Adıyaman’da Bölge Müdürlükleri
şeklinde teşkilatlanmıştır. Ülkemizin enerji arz
güvenliğinin temini için yatırım ve faaliyetlerimizi yurtdışında da, özellikle Hazar Bölgesi,
Kuzey Afrika ile Ortadoğu’da sürdürmekteyiz.
Bu kapsamda aktif olarak Azerbaycan, Kazakistan, Libya, Irak, Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti (KKTC) ve Kolombiya’da (TPIC) aramaüretim faaliyetlerimizi sürdürmekteyiz. Bunun
yanı sıra zengin hidrokarbon rezervlerine sahip Rusya Federasyonu, Güney Amerika ve
Ortadoğu’da da yoğun iş geliştirme faaliyetlerinde bulunmaktayız.
değerlerimiz ve stratejilerimiz
Türkiye Petrolleri olarak, yetişmiş insan gücümüz, köklü şirket kültürümüz,
kendimize olan güvenimiz ile enerji bağımsızlığımızı geliştirerek gelecek kuşaklara çok daha iyi bir Türkiye bırakmak arzusundayız.
Değerlerimizin Yapı Taşları
Stratejilerimiz
Liyakat
Emeğe saygı ilkemiz,
Büyümek
• Uluslararası portföyünü geliştirmek ve
Avrasya’da lider bir oyuncu konumuna
gelmek,
• Ülkemizin hidrokarbon potansiyelini keşfetmek,
• Karadeniz’den sonra Ege ve Akdeniz faaliyetleri ile denizlerdeki gücünü artırmak,
• Büyük petrol şirketleri ile konsorsiyumlar
kurarak riski paylaşmak,
Etkinlik ve Verimlilik
Doğru işe doğru zamanda yatırım temel
amacımız, ekonomik üretim ve çalışan başına yüksek üretim katkısı başarı kriterimiz,
Değişime Açıklık ve Yenilikçilik
Dünden ders alarak yarını inşa etmek için
gelişen teknolojinin uygulayıcısı olmak,
yeni üretim tekniklerini etkin bir biçimde
kullanmak ve vizyonumuzu değişen dünya
dengelerine göre oluşturmak yolumuz,
Çevreye Duyarlılık
Doğayla dost, geleceğimize temiz bir çevre
bırakmak arzumuz,
Sorumluluk, Bilgi, Tecrübe ve Yetki
Paylaşımı
Bilginin deneyimle anlam kazandığı, paylaştıkça çoğaldığı kurum kültürümüz,
Güvenilirlik ve Dürüstlük
Çalışanlarımız arasındaki güven duygusunu kurumumuz dışına taşıyarak, yerli-yabancı ortaklarımızla işbirliğini geliştirmek
felsefemizdir.
Verimlilik
• Operasyonel verimliliğimizi izlemek ve
geliştirmek,
• Konsorsiyumlarla sağlanan teknolojik yenilikleri uygulamak,
Entegrasyon
• Geleneksel olmayan yöntemlerle petrol
aramacılığına yönelmek,
• Doğal Gaz Depolama ve Boru Hattı projelerinde etkin rol almak,
Çalışan Gelişimi
• Artan rekabete, gelişen teknolojiye ayak
uydurmak ve verimliliğimizi artırmak için
en değerli sermayemiz olan insan gücümüzü yüksek performanslı bireyler haline
getirmektir.
7
organizasyon
8
Yönetim Kurulu Başkanı ve Genel Müdür
Mehmet UYSAL
Yönetim Kurulu Büro Müdürlüğü
Özel Kalem Müdürlüğü
Genel Müdür Danışmanlığı
Yönetim Kurulu Üyesi
İsmet SALİHOĞLU
Yusuf YAZAR
Arama Daire Başkanlığı
Ömer ŞAHİNTÜRK
Teftiş Kurulu Başkanlığı
Ahmet ASLAN
Genel Müdür Yardımcısı
Murat ALTIPARMAK
Besim ŞİŞMAN
Batman Bölge Müdürlüğü
Gökhan AKIN
Trakya Bölge Müdürlüğü
Murat HACIHALİLOĞLU
Sondaj Daire Başkanlığı
Hüseyin ÇİLOĞLU
Yurtdışı Projeler Daire Başkanlığı
Tayfun Yener UMUCU
Ofisler
Hukuk Müşavirliği
Davut İYRAS
Strateji Daire Başkanlığı
Memet Ali KAYA
Bilgi Teknolojileri Daire Başkanlığı
Levent ÖZKABAN
Kuyu Tamamlama Hizmetleri
Daire Başkanlığı
Serdal AZARSIZ
9
Cumali KINACI
Murat ALTIPARMAK
Besim ŞİŞMAN
Ahmet ADANIR
Yurdal ÖZTAŞ
Mehmet Sait KİRAZOĞLU
Üretim Daire Başkanlığı
Ali TİREK
Adıyaman Bölge Müdürlüğü
Halil Murat DEMİR
Planlama ve Koordinasyon
Erdal COŞKUN
Makine İkmal ve İnşaat
Recai GÜNGÖR
Araştırma Merkezi
Süleyman ÇALIK
İş Güvenliği ve Çevre Koruma
İrfan MEMİŞOĞLU
İN-GE Kurulu Başkanlığı
Mali İşler Daire Başkanlığı
Fikri NAYIR
İnsan Kaynakları
Yahya PEKTAŞ
yönetim kurulu başkanı
ve genel müdürün notu
Denizlerimizdeki sondajlardan
elde edilecek başarılı sonuçların; hem Türkiye Petrollerini hem de Türkiye’yi, 2023 yılı
hedeflerine taşıyacak önemde
olduğunun bilinci ve heyecanı
içerisindeyiz.
10
yatırımlarımıza büyük bir ivme kazandırdık ve
yurtiçi faaliyetlerimizi özellikle deniz alanlarımıza yönlendirdik.
Ülkemizin petrol potansiyelini belirleme ve ihtiyaç duyduğu petrolü üretme göreviyle 1954
yılında yola çıkan şirketimiz, bu amaca yönelik çalışmalarını geçmiş yıllarda olduğu gibi
2011 yılında da büyük bir gayretle sürdürmüştür. Kuruluş amacımız doğrultusunda
sürdürülen bu özverili çalışmalardan elde
edilecek olumlu sonuçların, gelecek 10 yılda ülkemizi dünya sıralamasında çok daha
yukarılara taşıyacak olan unsurların en başında yer alacağına inanıyoruz.
Ülkemizin önümüzdeki 10 yıl içerisinde petrol
ve doğal gaz ithalatı için yaklaşık 450 milyar
dolar gibi yüksek bir bedel ödeyecek olması,
Ortaklığımızın yurtiçinde ve yurtdışında, arama/üretim çalışmalarını aksatmadan ve artırarak sürdürmesinin önemini açıkça ortaya
koymaktadır. Ortaklığımız, uluslararası arenanın yoğun rekabet ortamında yarışabileceği bir yapıya kavuşturulduğu takdirde
bu çalışmalarında başarıya ulaşabilecektir.
Son 10 yılda uygulamaya koyduğumuz arama stratejilerimiz doğrultusunda yurtiçi/yurtdışı
Batı Karadeniz’de 2004 yılında gerçekleştirdiğimiz ilk ekonomik gaz keşfi, bu bölgeyi ilgi
odağı haline getirmiş ve arama çalışmaları
Akdeniz’i de kapsayacak şekilde yıldan yıla
giderek artmıştır. Denizlerimizdeki sondajlardan elde edilecek başarılı sonuçların;
hem Türkiye Petrollerini hem de Türkiye’yi,
2023 yılı hedeflerine taşıyacak önemde olduğunun bilinci ve heyecanı içerisindeyiz.
Denizlerimizdeki faaliyetler kapsamında, çalışmalarımızın hedeflerinden biri de Doğu
Akdeniz Bölgesinde etkin olmaktır. Bu hedef
için attığımız ilk adım, KKTC ile imzalanan 7
deniz ve 1 kara sahasını içeren Petrol Sahası
Hizmetleri ve Üretim Paylaşımı Anlaşmasıdır.
İkinci adımımız ise ülkemizin acil ihtiyacı olan
ve deniz aramacılığında dışarıya olan bağımlılığımızı ortadan kaldıracak, günümüz teknolojilerine sahip bir sismik araştırma gemisi
almak için başlatılan çalışmalardır.
Ülkemizin hampetrol ve doğal gaz arzına katkıda bulunmak amacıyla yurtdışında Azerbaycan, Irak, Libya, Kazakistan, Kuzey Kıbrıs
Türk Cumhuriyeti (KKTC) ve Kolombiya’da
aktif olarak faaliyetlerimizi sürdürmekteyiz.
Irak’taki zor şartlara rağmen içinde yer aldığımız 4 proje ile en fazla projeye sahip
şirket olarak etkin varlığımızı sürdürüyor,
ilave yeni projelerde yer almak için çalışıyoruz.
2011 yılının başlarında Libya’da başlayan siyasi karışıklık nedeniyle, diğer bütün petrol
şirketleri gibi Türkiye Petrolleri de faaliyetlerini geçici olarak durdurmak zorunda kalmıştı.
Libya’nın içinden geçtiği zor dönemde askıya
alınan bu faaliyetlerimizin 2011 yılı Ekim ayı
sonunda yeniden başlamış olmasını önemsiyoruz.
üretiminde ülkemizin de ciddi bir potansiyele
sahip olduğu bilinmektedir.
Ülkemizde kaya gazı üretim yönteminin
başarılı olması halinde enerji bağımlılığı azaltılarak, hem arz güvenliğimiz için
önemli bir adım atılacak hem de ekonomimiz üzerinde büyük bir yük olan enerji
faturası önemli oranda azalacaktır. Bu kapsamda, kaya gazı yöntemi ile deneme üretimi
çalışmaları yapmak üzere 2010 yılında Transatlantic ile 2011 yılında ise Shell ile arama ve
üretim anlaşmaları imzalanmıştır.
Coğrafi konumumuzun sunduğu fırsatları en
iyi şekilde değerlendirme amacına destek veren Ortaklığımız, bu kapsamda Azerbaycan
doğal gazının, Türkiye üzerinden Avrupa’ya
taşınmasını sağlayacak Trans Anadolu Boru
Hattı Projesine (TANAP) dahil olmuştur. Her
zaman vurguladığımız gibi, zengin rezervlere
sahip bölge ülkeleri ile tüketimin fazla olduğu
Avrupa ülkeleri arasındaki köprü olma görevimize bir yenisini daha eklemiş bulunmaktayız.
Türkiye’de birçok ilke imza atan Türkiye Petrolleri, ülkemizde ilk olan Kuzey Marmara ve
Değirmenköy Doğal gaz Depolama Tesislerinin kapasitesini kademeli olarak artırarak depolanan gaz miktarını yaklaşık 3 milyar m³’e
ve günlük geri üretim miktarını 50 milyon m³’e
çıkartmak için çalışmaktadır. Depolama kapasitesini ve günlük geri üretim miktarını
artırma çalışmalarımız her yerde ve her
zaman vurgulanan enerji arz güvenliğimiz
açısından büyük önem taşımaktadır.
Sektörümüzde teknoloji baş döndüren bir
hızla değişmektedir. Enerji sektöründeki gelişmeleri yakından takip eden Ortaklığımız,
ülkemizi daha da ileri seviyelere taşıyacak
olan adımları vakit kaybetmeden atmaktadır.
Dünya şirketleriyle yarışan bir şirket olabilmemiz için Ortaklığımızın kendini sürekli olarak
yenilemek mecburiyeti vardır.
Sürdürülebilir gelişmenin ancak çevre duyarlılığı ve sosyal sorumluluk anlayışı ile mümkün olabileceğine inanıyoruz ve bu konudaki
sorumluluklarımızın bilincindeyiz. Hem yasal
zorunluluklarımız hem de çalışanlarımıza kazandırmış olduğumuz bilinç ile faaliyetlerimizi
çevre dostu politikalar çerçevesinde gerçekleştirmeye devam edeceğiz.
Çağımızda “Bilgi” ve “İletişim” her şirketin
olduğu gibi petrol şirketlerinin de en önemli
sermayesi konumuna yükselmiştir. Ortaklığımızda tüm bilgi işlemlerini modern bir binada
toplayarak hem bilgi güvenliğimizi artıracak
hem de ihtiyacı olan kişilerin bu bilgilere en
kolay ve çabuk yoldan ulaşımını sağlayacak
sistem kurulmaktadır.
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı kurulduğu 1954 yılından bu yana her yıl kar
eden bir kuruluştur. Ortaklığımızın hem
önceki çalışanlarının hem de günümüz çalışanlarının TPAO’nun amacına ulaşmasına verdikleri önem ve TPAO ailesine bağlılığı böylesine büyük bir başarıyı oluşturan
önemli unsurlardır. Bu başarının önümüzdeki yıllarda da sürdürüleceğine inancım
tamdır.
Kaya gazı (shale gas) üretim yöntemi ile
ABD’de çok miktarda gaz üretimi mümkün olmuş ve bu ülkede gaz fiyatları rekabet nedeni
ile aşırı bir biçimde düşmüştür. Oyun değiştirici nitelikli bu yöntemle, uzun vadede dünya
gaz piyasalarında ciddi fiyat değişimlerinin
sahne alacağı öngörülmektedir. Kaya gazı
Mehmet UYSAL
Yönetim Kurulu Başkanı
ve Genel Müdür
11
yönetim kurulumuz
5
4
1
2
3
6
1 Mehmet UYSAL
Yönetim Kurulu Başkanı ve Genel Müdür
İstanbul Teknik
Üniversitesi Jeoloji
Mühendisliği
Bölümü’nden mezun
oldu. Saint Louis
Üniversitesi’nde Jeofizik
Mühendisliği dalında
yüksek lisans yaptı.
2007 yılından itibaren
TPAO Genel Müdürü
ve Yönetim Kurulu
Başkanı olarak görevini
yürütmektedir.
4 İsmet SALİHOĞLU
Ankara Üniversitesi
Siyasal Bilgiler
Fakültesi’nden mezun
oldu. Gazi Üniversitesi
Sosyal Bilimler
Enstitüsü’nde İktisat
dalında yüksek lisans
yaptı.
Hazine Temsilcisi
olarak TPAO Yönetim
Kurulu Üyeliği
görevinde bulunan
İsmet SALİHOĞLU,
aynı zamanda Ekonomi
Bakanlığı Teşvik
Uygulama ve Yabancı
Sermaye Genel Müdür
Yardımcısı olarak görev
yapmaktadır.
2 Cumali KINACI
İstanbul Teknik
Üniversitesi İnşaat
Mühendisliği
oldu. İTÜ Fen
Bilimleri Enstitüsü
Çevre Mühendisliği
Bölümü’nde yüksek
lisans ve doktora
programlarını
tamamladı.
TPAO Yönetim Kurulu
Üyeliği görevinde
bulunan, Prof. Dr.
Cumali KINACI aynı
zamanda Orman ve
Su İşleri Bakanlığı
Su Yönetimi Genel
Müdürü olarak görev
yapmaktadır.
5 Murat ALTIPARMAK
Yönetim Kurulu Üyesi ve Genel Müdür Yrd.
3 Yusuf YAZAR
İDMMA Harita ve
Kadastro Mühendisliği
oldu. Boğaziçi
Üniversitesi Kandilli
Rasathanesi ve Deprem
Araştırma Enstitüsü
Jeodezi Anabilim
Dalı’nda yüksek lisans
yaptı.
ETKB temsilcisi olarak
üyeliği görevinde
bulunan Yusuf
YAZAR, aynı zamanda
Yenilenebilir Enerji
Genel Müdürü olarak
görev yapmaktadır.
6 Besim ŞİŞMAN
Yönetim Kurulu Üyesi ve Genel Müdür Yrd.
İstanbul Teknik
Üniversitesi Petrol
Mühendisliği
oldu.
İstanbul Teknik
Mühendisliği
oldu.
TPAO Genel Müdür
Yardımcılığı, 2010
yılından bu yana ise
Yönetim Kurulu Üyeliği
görevini yürütmektedir.
Üyesi ve Genel Müdür
Yardımcısı olarak
13
yöneticilerimiz
14
Mehmet UYSAL
Yönetim Kurulu Başkanı
ve Genel Müdür
İstanbul Teknik
Üniversitesi Jeoloji
Mühendisliği
oldu. Saint Louis
Üniversitesi’nde Jeofizik
Mühendisliği dalında
TPAO Genel Müdürü
ve Yönetim Kurulu
Başkanı olarak görevini
yürütmektedir.
Besim ŞİŞMAN
Murat ALTIPARMAK
ve Genel Müdür Yrd.
İstanbul Teknik
Mühendisliği
oldu.
TPAO Genel Müdür
Yardımcılığı, 2010
yılından bu yana ise
ve Genel Müdür Yrd.
İstanbul Teknik
Mühendisliği
oldu.
Üyesi ve Genel Müdür
Yardımcısı olarak
15
Yurdal ÖZTAŞ
Ahmet ADANIR
Genel Müdür Yrd.
İstanbul Teknik
Üniversitesi Maden
oldu.
TPAO Genel Müdür
Yardımcılığı görevini
yürütmektedir.
Genel Müdür Yrd.
Ege Üniversitesi
Jeoloji Mühendisliği
Bölümü’nden
mezun oldu. Ankara
Üniversitesi Fen
Bilimleri Enstitüsü Petrol
Jeolojisi dalında yüksek
lisans yaptı.
2007-2010 tarihleri
arasında TPAO
görevinde bulunmuş
olup, 2007 yılından
itibaren TPAO Genel
Müdür Yardımcılığı
Mehmet Sait
KİRAZOĞLU
Genel Müdür Yrd.
Ankara Üniversitesi
Siyasal Bilgiler
oldu. ABD’de Syracuse
Üniversitesinde
(Maxwell School)
Kamu Yönetimi dalında
TPAO Genel Müdür
Yardımcılığı görevini
yürütmektedir.
2011’in göstergeleri
2011
2010
3.295
Satış Gelirleri (milyon dolar)
2.851
1.435
Net Kar (milyon dolar)
1.353
2.740
Dönen Varlıklar (milyon dolar)
2.793
4.488
Duran Varlıklar (milyon dolar)
4.214
5.750
Özkaynaklar (milyon dolar)
5.341
717
Kısa Vadeli Yabancı Kaynaklar (milyon dolar)
1.015
762
Uzun Vadeli Yabancı Kaynaklar (milyon dolar)
652
7,34
Cari Oran (%)
2,75
3,91
Nakit Oranı (%)
1,97
0,12
Finansal Kaldıraç Oranı (%)
0,24
11
2 0 10
2 0 09
2 0 08
20
1.7
1.4
35
11
20 0
1
20 9
200 8
0
20
1.353
38 9
6
3
3
8
31
3 89
579
01
16
Yurtiçi Yatırım
Net Kar
milyon dolar
2011
Jeoloji Faaliyetleri
2010
(km2)
9.514
5.566
Kara (km)
663
936
Deniz (km)
12.300
-
Kara (km2)
1.064
1.315
Deniz (km2)
1.691
562
2B
Sismik Faaliyetler
3B
Sondaj Faaliyetleri
Kara (bin m)186
167
Deniz (bin m) 13
14
Üretim Faaliyetleri
14,0
14,2
Yurtiçi (milyon varil pe)
10,3
Yurtdışı (milyon varil pe)
11,1
2B
25.000 km
deniz
sismikleri
3B
20.000 km
7.000 km2
6.000 km2
5.000 km2
15.000 km
4.000 km2
3.000 km2
10.000 km
2.000 km2
5.000 km
1.000 km2
0 km
2007
2008
2009
2010
0 km2
2011
Son yıllarda geliştirdiğimiz yeni arama stratejisi ile faaliyetlerimizi özellikle deniz alanlarımıza
yönelttik. Bu kapsamda, Doğu Akdeniz’deki ruhsatlarımızda gerek öz sermayemiz ile gerekse
yabancı şirketler ile ortaklığa giderek sondaj faaliyetlerini başlatmayı hedefledik. Antalya
Körfezinde ise Shell ile 3 ruhsat alanını içeren bir Ortak İşletme Anlaşması imzaladık.
Yakın gelecekteki hedefimiz, Karadeniz ve Akdeniz’deki arama faaliyetlerimiz neticesinde
denizlerimizin hidrokarbon potansiyelini ortaya çıkarmak ve ekonomimize kazandırmaktır.
17
18
Dünya nüfusu mal ve hizmet almak için, son 10 yılda yüzde
28 daha fazla para harcadı. Bu tüketim çılgınlığı, ham
madde ve enerji tüketimini körükledi. Tüketimdeki bu artış
aynı hızla devam ederse 2050 yılında canlı yaşamının
sürdürülebilmesi için dünyamız gibi 2 gezegene daha
ihtiyaç duyulacaktır.
19
yurtiçi arama ve
üretim faaliyetleri
20
denizde
sismik
Türkiye Petrolleri olarak, amaç ve hedeflerimiz doğrultusunda arama, sondaj, üretim faaliyetlerimizi sürdürürken olumsuz çevresel
etkilerin önlenmesi ve/veya en aza indirilmesi, insan ve çevre sağlığı ile doğal dengenin
korunması için yenilikçi, işlevsel ve bilimsel
bir tutumla çevreye saygılı bir ekip çalışması
yürütüyoruz.
Hedefimiz, insan yaşamına temel teşkil eden
ekosistem dengelerini koruyarak, ekonomik
çaba ve yatırımlarımızı anlamlandırmaktır.
Her geçen gün artan petrol ve doğal gaz ihtiyacımızı yurtiçi ve yurtdışı kaynaklardan
karşılama yönündeki vizyon ve misyonumuz
doğrultusunda, faaliyetlerimizi ülkemizin yeterince aranmamış basenlerine ve özellikle
Karadeniz ve Akdeniz deniz alanlarına yönlendirerek, yatırımlarımıza son yıllarda büyük
bir ivme kazandırdık.
2000’li yılların başında yaklaşık 50 milyon
dolar olan yurtiçi yatırımımız, büyük hamlelerle 2011 yılında 600 milyon dolar seviyesine
ulaşmıştır. Faaliyetlerimizin de katlanarak arttığı son 10 yılda, ülkemizin yeni petrol kaynaklarını ortaya çıkaracak büyük ve önemli
çalışmalara imza attık.
arasında yaklaşık 20.000 km 2B ve 2.500 km²
3B sismik çalışma gerçekleştirdik.
Yapılmakta olan sismik ve jeolojik çalışmalarla bölgenin hidrokarbon potansiyelini ortaya
çıkartmak adına önemli adımlar attık.
Öte yandan, Türkiye Petrolleri ile Shell arasında 23 Kasım 2011 tarihinde, Akdeniz Bölgesi
Antalya deniz alanlarındaki 3 arama ruhsat
alanını kapsayan bir Ortak İşletme Anlaşması
imzalanmıştır.
Antalya Körfezinden sonra Mersin ve İskenderun Körfezlerindeki ruhsatlarımızı kapsayan farm-out çalışmalarına da başladık.
2004’den 2011’e kadar Karadeniz’de yaklaşık 64.000 km 2B ve 14.000 km² 3B sismik
saha çalışmaları yaparak, bölgenin hidrokarbon potansiyeli hakkında önemli bulgular elde
ettik.
Denizlerimizdeki sondajlardan elde edilebilecek başarılı sonuçların, hem Türkiye Petrollerini hem de ülkemizi, 2023 yılı hedeflerine
taşıyacak önemde olduğunun bilinci ve heyecanı içerisindeyiz.
Bu bulgular ışığında gerçekleştirdiğimiz ilk
ekonomik gaz keşfi ise bölgeyi petrol şirketlerinin ilgi odağı haline getirmiştir.
Trakya, Güneydoğu Anadolu ve İç Anadolu
Bölgelerimiz başta olmak üzere, diğer kara
alanlarındaki arama çalışmalarımızı da yoğun olarak sürdürmekteyiz.
Bu kapsamda, gerçekleştirilen ultra derin deniz sondajlarından HopaX-1, Sinop-1, Yassıhöyük-1, Kastamonu-1 Kuyuları, BP, Petrobras, ExxonMobil ve Chevron ile yapılan
ortak arama çalışmaları sonucunda açıldı.
Sürmene-1/1RE Kuyusunun sondajını ise
kendi imkanlarımızla gerçekleştirdik.
Türkiye Petrolleri olarak, Yassıhöyük-1 ve
Sürmene-1/1RE Kuyularının sondaj operatörlüğünü üstlenerek, dünyada ultra derin denizlerde bu işi yapabilen 12 büyük şirketten birisi
olduk.
Yakın gelecekteki hedefimiz; Karadeniz’de
var olduğu düşünülen hidrokarbon potansiyelinin keşfedilmesi ve ekonomiye kazandırılmasıdır.
Diğer taraftan, Akdeniz’de (İskenderun, Kıbrıs, Mersin, Antalya açıkları) 2005-2011 yılları
Bütün bu girişimlerimizin çatısı altında,
sondaj
faaliyetlerimizi
yurtiçinde
ve
yurtdışında aralıksız olarak devam ettirme
kararlılığındayız.
2011 yılında 115 kuyuda 198.875 metre sondaj faaliyetinde bulunduk. Bu çalışmalar neticesinde, 54 kuyu petrollü ve 9 kuyu da gazlı
kuyu olarak sonuçlanmış olup, bu kapsamda
7 petrol ve 6 doğal gaz sahası keşfi gerçekleştirilmiştir.
Bunlardan G.Akçakoca-1/1RE ile Akçakoca-5 Kuyuları TPAO-Petrol Ofisi E&P-Tiway
Oil-Foinavon ortaklığında yürütülen Batı Karadeniz Arama ve Geliştirme Projesi kapsamında açılmıştır. Karadeniz’de Exxonmobil
ile ortak Kastamonu-1 ve Ortaklığımızca açılan Sürmene-1/1RE derin deniz kuyularının
sondajlarını da yine yıl içerisinde tamamladık.
21
22
Ayrıca, ülkemizde bir ilk olan kaya gazı
(shale gas) gibi geleneksel olmayan yöntemler ile petrol ve doğal gaz üretimi yapmaya
yönelik çalışmalarımız da devam etmektedir.
ninde Kaynarca-1 Kuyusuna re-entry, Kepirtepe-1 Kuyusuna ise re-entry ve devamında
Mezardere Formasyonu içerisinde 3 seviyede
hydrofrac yaptık.
Uluslararası petrol şirketleriyle entegrasyon
sürecini benimsemiş olan bütün petrol şirketleri için rekabetçi, güvenilir, şeffaf ve dengeli
piyasa koşulları oluşturma yönündeki çalışmalarımızı da sürdürmekteyiz.
• TPAO-Petrol Ofisi E&P-Tiway OilFoinavon ortaklığında yürütülen Batı
Karadeniz Arama ve Geliştirme Projesi
kapsamında, Ayazlı ve Akkaya Sahalarından
gaz üretimine devam ettik.
Bu süreçte Türkiye Petrolleri olarak, petrol ve
doğal gaz arama çalışmalarımızda uluslararası petrol şirketleriyle ortaklıklar kurarak, birçok ortak arama ve üretim anlaşmasına imza
attık.
Geçtiğimiz yıllarda sondajı yapılmış olan Akçakoca-3 ve 4 Kuyularına ek olarak platform
üzerinden açılan Akçakoca-5 Kuyusunu ise
14 Ekim 2011 tarihinde tamamlayarak, üretim
faaliyetlerine başladık.
Bu kapsamda;
Bu kapsamda, Batı Karadeniz’de günde 2,1
milyon m³ üretim kapasitesine sahip çift katlı
Akçakoca Platformu devreye alınmıştır. Sözkonusu platformdan 3 kuyudan, Akkaya ve
Ayazlı Platformlarından ise 6 kuyudan olmak
üzere toplam 9 kuyudan yaklaşık 500.000
sm³/gün doğal gaz üretimi gerçekleştirdik.
• TPAO-NVT Perenco arasındaki Güneydoğu
Anadolu Bölgesine yönelik Ortak Girişim Anlaşması çerçevesinde üretim faaliyetlerimiz
devam etmekte olup, kendi operatörlüğümüzde açılan G.Kırtepe-11 ortak üretim kuyusunu
petrollü kuyu olarak tamamladık.
•TPAO-Tiway Oil ortaklığında sürdürülen
Cendere Sahasını Geliştirme Projesi kapsamında, yıl içerisinde Cendere-23 Kuyusunun
açılmasına karar verilmiş olup, çalışmalara
başlanmıştır. İlk etapta üretimi artırmak amacıyla Cendere-15,18 ve 20 Kuyularında yeniden tamamlama çalışmaları yaptık.
• TPAO-Amity Oil arasında imzalanan Trakya Baseni Ortak İşletme Anlaşması kapsamında, doğal gaz ve kondensat üretimine
devam edilmektedir. Ortaklıkta bulunan arama ruhsatlarında ise arama çalışmaları sürdürülmektedir. Bu kapsamda, açılan Pelit-2,3,
D.Beyciler-H1, Yenibağ-1 ve Kumdere-1 Kuyularını gazlı kuyu olarak tamamladık.
• TPAO-Transatlantic arasında imzalanan
Mutabakat Zaptı ile Trakya Baseni ve Güneydoğu Anadolu’da geleneksel olmayan rezervuarlardan üretim yapabilme potansiyelini
belirlemek amacıyla öncelikle Trakya Base-
• TPAO-Petrobras-Exxonmobil ortaklığında
yürütülen Orta Karadeniz Projesi kapsamında Sinop-Ayancık-Çarşamba subblokları için
Petrobras ile 17 Ağustos 2006 tarihinde “Ortak Arama ve İşletme Anlaşması” imzaladık.
11 Ocak 2010 tarihinde ise ExxonMobil,
Petrobras’ın %25 hissesini alarak anlaşmaya
ortak olmuştur. Anlaşma kapsamında, Leiv
Eiriksson platformu ile Petrobras operatörlüğünde Sinop-1 Kuyusunun sondajını gerçekleştirdik.
• TPAO-Exxonmobil ortaklığında Orta ve
Batı Karadeniz Projesi kapsamında, 3921
no’lu ruhsatında yapılan değerlendirmeler sonucunda, Kastamonu-1 derin deniz kuyusunun sondajını Deepwater Champion Sondaj
Gemisi ile 20 Eylül 2011 tarihinde gaz emareli
kuru kuyu olarak tamamladık.
23
• TPAO-Chevron Karadeniz B.V. ortak projesi kapsamında ve TPAO operatörlüğünde
Yassıhöyük-1 Kuyusunun sondajını yıl içerisinde tamamladık.
• TPAO-Shell arasında, 23 Kasım 2011 tarihinde, Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alanlarındaki 3 arama ruhsat alanı ile Güneydoğu Anadolu Bölgemizde geleneksel olmayan
metodlarla üretim yapmak üzere Ortak İşletme Anlaşmaları imzaladık.
Hampetrol ve Doğal Gaz Üretimimiz
2011 yılında yurtiçi hampetrol üretimimiz 12,1
milyon varil olmuştur. Bu rakam ülkemiz toplam petrol üretiminin %74’üne karşılık gelmektedir. Bu üretimin %71’i Batman, %28’i
Adıyaman ve %1’i ise Trakya Bölgesinden
karşılanmıştır.
2011 yılı sonunda kuyu sayısı; 51 yeni, 11
eski kuyunun devreye girmesi ve 3 kuyunun
da devreden çıkmasıyla 1.195 olmuştur.
Sahalarımızdan, petrolle birlikte önemli miktarlarda su da üretilmektedir. 2011 yılında
üretilen toplam 106 milyon varil su, çevreye
zarar verilmemesi amacıyla çeşitli sahalarımızdaki 87 atık su enjeksiyon kuyusundan
emniyetli zonlara enjekte edilmiştir.
Üretimi düşürmeme politikasına paralel olarak ülke içerisindeki rezerv geliştirme ve üretim faaliyetlerine 2011 yılında da devam ettik.
Ağır petrol ihtiva eden sahalardaki üretim sorunları, özel teknik uygulamalar gerektirmektedir.
Bu amaçla, üretimdeki düşüşe engel olmak
ve var olan potansiyeli değerlendirmek üzere
çeşitli rezervuar çalışmaları başlattık.
2011 yılında, Ortaklığımız doğal gaz sahalarından ise toplam 317,6 milyon sm³ gaz üretilmiştir. Bu üretimin, %97’si Trakya, %2’si
Batman ve %1’i Adıyaman Bölgesinden karşılanmıştır. Üretilen doğal gazın hampetrol
eşdeğeri 1,9 milyon varildir.
Böylece, TPAO sahalarından 2011 yılı içinde
üretilen hidrokarbon miktarı 14 milyon varil olmuştur.
Türkiye’de bir ilk;
Doğal Gaz Depolama Tesisleri
24
2007 yılı başlarında devreye alınan 1,6 milyar
sm³ kapasiteli Kuzey Marmara ve Değirmenköy Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesislerinin
kapasitesi, 2010 yılında 2,66 milyar sm³’e çıkartılmıştır.
Önümüzdeki dönemde depolama kapasitesinin yaklaşık 3,0 milyar sm³’e, günlük geri üretim miktarının ise 50 milyon m³’e yükseltilmesi
için çalışmaları sürdürmekteyiz.
Üç fazda yürütülen projenin birinci fazında
planlanan yatırımlar tamamlanmış ve boru
hattı devreye alınmıştır.
İkinci fazda, Değirmenköy Sahasında depolanacak olan gazın ayrı bir tesiste işlenmesi ve
doğrudan BOTAŞ ana iletim hattına verilmesi
amacıyla, mevcut tesislerin yanına azami 10
milyon m³/gün kapasiteli ek bir geri üretim tesisi kurularak 2,66 milyar sm³ olan toplam depolama kapasitemizin yaklaşık 3 milyar sm³’e
çıkartılması planlanmıştır.
Proje kapsamında, ÇED Olumlu Belgesi alınmış olup, detay mühendislik çalışması devam
etmektedir.
Üçüncü fazda ise, Kuzey Marmara rezervuarına denizden ilave kazılacak 16 yönlü kuyu
ile geri üretim debisinin artırılması, mevcut
doğal gaz depolama tesislerinin yanına azami
25 milyon m³/gün geri üretim kapasiteli yeni
bir yüzey tesisinin kurulması planlanmıştır.
Bu aşamanın 2016 yılı sonuna kadar tamamlanması ile toplam geri üretim kapasitemiz 50
milyon m³/gün’e ulaşmış olacaktır.
Üretimi Artırma Projelerimiz
Batı Raman Sahası Petrol Üretimini
Yükseltme Projesi
1986 yılından bu yana yürütülen proje kapsamında, 2011 yılı sonuna kadar 106,3 milyon
varil petrol üretilmiş olup, bunun 70,4 milyon
varillik kısmı proje sayesinde üretilmiş olan
ilave petroldür.
Yıl içerisinde sahaya toplam 417 milyon m³
CO2 basılmış, bunun 303 milyon m³’lük kısmı
geri üretilmiştir. Üretilen bu gazın 275 milyon
m³’lük kısmı rezervuara geri basılmıştır.
Su enjeksiyonunun etkinliğini artırmaya yönelik kimyasal kullanımın etkisini görmek amacı
ile 4 kuyudan NaOH ile zenginleştirilmiş su
enjeksiyonuna başlanmış ve toplam 105 bin
varil kimyasal katkılı suyun enjeksiyonu yapılmıştır.
Ayrıca, sahada yıl içerisinde 11 dik ve 2 yatay
kuyu sondajı gerçekleştirilmiştir.
Buhar Enjeksiyonu Pilot Uygulaması kapsamında 2 adet buhar enjeksiyon kuyusu, 3 adet
üretim kuyusu ve 1 adet gözlem kuyusu açılmıştır. Uygulama için gerekli buhar jeneratörü
ve yardımcı üniteler temin edilerek montaj çalışmaları büyük ölçüde tamamlanmıştır.
2012 yılı ortalarında kuyular tamamlanıp, yüzey tesisleri devreye alınarak buhar enjeksiyonuna başlanacaktır.
Raman Sahası Üretimi Artırma Projesi
Raman Sahasında, 1994 yılından itibaren
yatay kuyuların kazılması, debi artırımı, terk
kuyuların yeniden devreye alınması, yeniden
tamamlama operasyonları, çatlaklardan su
gelişini engelleyici polimer jel enjeksiyonu ve
yeni kuyuların kazılması gibi üretimi artırma
çalışmalarına yıl içinde de devam edilmiştir.
Bu kapsamda, 2011 yılı sonu itibariyle yaklaşık 23,1 milyon varil ilave petrol üretilmiştir.
2011 yılında üretimi artırmaya yönelik olarak,
sahada 7 adet yeni kuyunun sondajı yapılmış
ve sahadaki toplam kuyu sayısı 249’a ulaşmıştır.
25
Garzan Su Enjeksiyonu Projesi
Garzan Sahaları, toplam 300 milyon varil yerinde petrol rezervi ile Türkiye’nin en büyük
petrol sahaları arasındadır.
Sözkonusu proje ile 2011 yılı sonu itibariyle
Garzan-B Sahasından 28,8 milyon varil ve
Garzan-C Sahasından 13,2 milyon varil petrol üretilmiştir.
Batı Kozluca Sahası Su Ardışık Gaz
Enjeksiyonu Projesi
Batı Kozluca Sahasında 2011 yılı sonu itibariyle, toplam 5.982 MMscf (169 milyon m³)
gaz ve 831.383 varil su enjeksiyonu yapılmıştır. Halen CO2 ve su enjeksiyonuna devam
edilmektedir.
2007 yılında pilot olarak uygulanan 7 kuyuda
su gelişini engellemeye yönelik jel operasyonunun olumlu sonuç vermesi üzerine, 2011
yılı sonuna kadar toplam 75 kuyuya jel enjeksiyonu yapılarak, bu kuyulardan yaklaşık
756.000 varil ilave üretim sağlanmıştır.
Yıl içerisinde proje kapsamında, 20’den fazla kuyuda kademeli debi artışı yapılmış ve jel
operasyonu ile 2 adet terk edilen kuyu devreye alınmıştır. Yapılan bu operasyonlarla,
2011 yılında yaklaşık 18.500 varil ilave petrol
üretilmiştir.
Tüm bu faaliyetlerimizi sürdürürken, ülkemizin sürdürülebilir kalkınma hedefi bilinciyle, enerji sektörü içinde önder bir kuruluş olarak, faaliyetlerimizin çevresel uyum
ve sosyal bilinç kavramları çerçevesinde
yürütülmesi için gerekli olan tüm önlemlerin alınması konusundaki hassasiyetimizden ödün vermemekteyiz.
Hepimiz sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkına sahibiz. Çevreyi korumak,
en önemli sorumluluğumuzdur. Yarının
büyükleri çocuklarımıza yaşanabilir bir
dünya bırakmak hedefiyle, faaliyetlerimizde her türlü çevresel önlemleri etkin bir
şekilde uygulamaktayız.
yurtdışı arama ve
üretim faaliyetleri
26
5
milyar
dolar
Türkiye Petrolleri olarak son yıllarda sürdürdüğümüz küresel değerlendirme çalışmaları
sonucunda ortaya çıkan bölge ve ülke öncelikleri çerçevesinde, yakın coğrafyamızdaki
belli ülkelere odaklanmanın yanı sıra, rezerv
büyütme konusuna da daha fazla önem vermekteyiz.
Ortaklığımızın stratejik hedeflerine ulaşabilmesi için kısa sürede rezerv eklemesi ve bu
rezervi üretime dönüştürmesi gereklidir. Bu
nedenle, yurtdışı faaliyetlerimizin önemi giderek artmaktadır. Ülkemizin arz güvenliğinin
temininde enerjinin stratejik önemini dikkate
alarak, gelecekteki hedeflerimiz için yol haritamızı ve eylem planlarımızı hazırlamış bulunmaktayız.
1990’lı yılların başından itibaren yurtdışında
yer aldığımız arama, üretim ve geliştirme projeleriyle, özellikle bölgemizin önemli oyuncularından biri haline geldik. Bu faaliyetlerimiz
kapsamında, yurtdışı üretimimizin büyük bir
kısmı, Azerbaycan’daki Azeri-Çıralı-Güneşli
Üretim Projesinden gelmektedir.
2006 yılında ise BTC Ana İhraç Hampetrol
Boru Hattı Projesi devreye girmiş olup, bu
sayede Azerbaycan Projelerinin üretimlerinin
artarak, önümüzdeki yıllarda en yüksek seviyelere ulaşması beklenmektedir.
2006 yılında tamamlanmış olan Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattının (SCP) devreye girmesiyle beraber Şah Deniz Projesinin
bir ortağı olarak, yurtdışındaki ilk doğal gaz
üretimimiz Mart 2007 tarihinde başlamıştır.
Azerbaycan Projelerine ek olarak, Kazakistan’da yer alan sahalardan da üretimimiz devam etmektedir.
Kazakistan
TPAO olarak, Kazakistan’daki faaliyetlerimiz,
ortak şirket KazakTürkMunay (KTM) Ltd. tarafından yürütülmekte olup, TPAO %49, KazMunayGaz ise %51 hisse ile yer almaktadır.
KTM Ltd, B.Kazakistan’daki Aktau Bölgesinde 1, Aktöbe Bölgesinde ise 2 ruhsat sahasına sahiptir. Bu üç ruhsatta yer alan toplam 7
sahada arama ve üretim faaliyetlerine devam
etmekteyiz.
2011 yılında KTM Ltd. tarafından Aktau Bölgesindeki sahalarda ortalama 1.691 varil/gün,
Aktöbe Bölgesindeki sahalarda ise ortalama
3.048 varil/gün olmak üzere toplam 4.739 varil/gün üretim gerçekleştirilmiştir.
2011 yılında Ortaklığımız payına düşen hampetrol üretimi 920 bin varil, 2011 yılı sonu itibariyle kümülatif hampetrol üretimi ise 16,7
milyon varildir.
Hazar Bölgesi
Hazar Bölgesi’nin, dünya petrol rezervlerinin
%4’üne, dünya doğal gaz rezervlerinin ise
%6’sına sahip olduğu tahmin edilmektedir.
Hazar Bölgesi, tarihi ve kültürel bağlarımızdan dolayı ülkemiz için özel bir değer ve öneme sahiptir.
Ülkemiz; potansiyel pazar olması, Kafkaslarda ve Hazar Bölgesinde oluşturulacak istikrardaki rolü ve enerji kaynaklarının batı pazarlarına ulaştırılmasında oynayacağı transit
ülke ve enerji merkezi konumuyla, stratejik ve
jeopolitik gücünü artıracaktır.
Azerbaycan
Azerbaycan’da 3 büyük projede yer almaktayız. Arama, Üretim ve Geliştirme Projeleri
olan sözkonusu projeler, ACG (Azeri-Çıralı-Güneşli) (%6,75), Şah Deniz (%9) ve Alov
Projeleridir (%10).
Ayrıca, Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Hampetrol Boru Hattı Projesinde %6,53, Şah Deniz gazını Gürcistan-Türkiye sınırına taşıyan
Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı Projesinde ise %9 hisseyle yer almaktayız.
Azeri-Çıralı-Güneşli (ACG) Projesi
Azerbaycan Cumhuriyeti Devlet Petrol Şirketi
(SOCAR) ile yabancı şirketlerin oluşturduğu
konsorsiyum arasında ACG Projesine ilişkin
olarak “Ortak Geliştirme ve Üretim Paylaşımı
Anlaşması” 1994 yılında Bakü’de imzalanmıştır.
Azeri-Çıralı-Güneşli yapısı, Hazar’ın güneyinde ve Bakü’nün 100 km. doğusunda yer almaktadır. Ruhsat alanı yaklaşık 432 km² olan
sahanın su derinliği 100-300 metre arasında
değişmektedir.
Rezervi 5,56 milyar varil olan ve 2011 yılı
sonu itibariyle toplamda 1,91 milyar varil
hampetrol üretilen projede, 2011 yılı üretimi
262 milyon varildir. Projenin başlangıcından
27
itibaren Ortaklığımıza düşen üretim payı 83,3
milyon varil olup, 2011 yılı üretimimiz ise 5,63
milyon varil’dir.
28
ACG Projesi safhalar halinde geliştirilmiştir.
İlk petrol Çıralı Sahasından Erken Üretim
Projesi kapsamında Kasım 1997’de üretilmeye başlanmıştır. Faz-1; Merkezi Azeri Sahasının Geliştirilmesi Projesi 2005’de, Faz-2; Batı
Azeri ve Doğu Azeri Sahalarının Geliştirilmesi
Projesi 2006 yılında, Faz-3; Derin Su Güneşli
Sahasının Geliştirilmesi Projesi ise 2008 yılında üretime alınmıştır.
Çıralı ve Derin Su Güneşli Sahaları arasında
yer alan ve mevcut platformlarca sağılamayan alandaki petrolü üretmek amaçlı Çıralı
Petrol Projesinde (COP) halen imalat, inşaat
ve montaj faaliyetleri devam etmekte olup,
projenin 2013 yılı sonunda devreye alınması
planlanmaktadır.
Şah Deniz Projesi
1997 yılında imzalanan proje kapsamında,
2001 yılında projenin arama ve uzatma-arama dönemi mükellefiyetleri tamamlanarak,
“Ticari Doğal Gaz ve Kondensat Keşfi” ilanı
yapılmıştır.
Şah Deniz yapısı, Güney Hazar’da Bakü’nün
70 km. güneydoğusu ve Azeri-Çıralı-Güneşli
Sahasının 70 km. güneybatısında yer almaktadır. Ruhsat bölgesi yaklaşık 860 km²’lik bir
alanı kapsamakta olup, 150-600 metre aralığı
su derinliğinde yer almaktadır.
625 milyar m³ doğal gaz ile 750 milyon varil
kondensat rezervine sahip olan projenin birinci aşaması kapsamında, yapılan alım satım
anlaşmaları dahilinde Türkiye, Gürcistan ve
Azerbaycan’a gaz ihracı yapılmaktadır.
Aralık 2006 tarihinde üretime başlayan ve Nisan 2007 tarihinden itibaren süreklilik kazanan projenin 1. aşamasında plato üretimi yılda
8,6 milyar m³ olarak belirlenmiş olup, bu gazın 6,6 milyar m³’ü 15 yıl boyunca Türkiye’ye
ulaştırılacaktır.
Projede, 2011 yılı sonu itibariyle kümülatif olarak 30,7 milyar m³ doğal gaz ve 63,8 milyon
varil kondensat üretimine ulaşılmış olup, 2011
yılı için gerçekleşen üretim miktarı 6,7 milyar
m³ doğal gaz ile 14 milyon varil kondensat’dır.
Projenin başlangıcından itibaren Ortaklığımıza düşen pay ise 2,2 milyar m³ doğal gaz ile
4,7 milyon varil kondensat’dır. 2011 yılı içinde
ise 467 milyon m³ doğal gaz ile 967 bin varil
kondensat üretilmiştir.
2. aşama için ise 2013 yılında inşaat kararının
alınması ve 2017 yılı sonunda ilk gaz tesliminin gerçekleştirilmesi öngörülmektedir.
Alov Projesi
Arama, Geliştirme ve Üretim Paylaşımı Anlaşması imzalanan projeye bağlı kuruluşumuz
olan Turkish Petroleum Overseas Company
(TPOC), 29 Temmuz 1998 tarihinde imzaladığı “Katılım Anlaşması” ile dahil olmuş, 21
Aralık 2011 tarihi itibariyle de projeye operatör olmuştur.
Alov Arama Projesi; Güney Hazar Denizi’nin
orta kesiminde yer alan Sharg, Alov ve Araz
adlı 3 ayrı prospektten oluşmaktadır. Ruhsat
alanı Bakü’nün 500 km güneydoğusunda,
400-1.000 metre su derinliklerinde yer almaktadır.
Üç yıllık arama süresi olan bu projede 1.400
km² 3B sismik etüd yapılmış olup, proje mükellefiyeti olan 3 arama kuyusundan ilkinin
açılması için Hazar Denizi’nin statüsünün belirlenmesi beklenmektedir.
Enerji Koridorlarına Katkı Sağlayan
Boru Hattı Projelerimiz
Ülkemiz, dünya petrol rezervlerinin büyük bölümünün yer aldığı Orta Doğu ve Hazar Bölgelerinin hemen yanı başında yer almaktadır.
Bölgede var olan enerji kaynaklarını dünya
pazarlarına taşıyacak olan enerji koridorunun
temeli BTC ve SCP Boru Hattı Projeleri ile
atılmıştır.
29
Karadeniz’in hidrokarbon potansiyelinin belirlenmesi halinde, ülkemiz üzerinden güvenli
bir şekilde ve zamanında pazara ulaşacaktır.
Bu eksende üzerine düşen rolü üstlenen Ortaklığımız, ülkemizin petrol ve doğal gaz ihtiyacını karşılama çabasını sürdürürken, doğubatı enerji koridoru boyunca etkinliğimizi ve
kontrolümüzü artırmaya yönelik çalışmalarına
bundan sonra da devam edecektir.
Azerbaycan gazını Türkiye üzerinden
Avrupa’ya iletmek üzere, TANAP (Trans Anatolia Pipeline) boru hattı için iki ülke arasındaki mutabakat anlaşması 26 Aralık 2011
tarihinde imzalanmıştır. BOTAŞ ile TPAO’nun
da ortak olduğu proje hayata geçirildiğinde,
Bakü Tiflis Ceyhan petrol boru hattından sonra Anadolu’yu kateden ikinci büyük boru hattı
projesi olacaktır.
Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç
Hampetrol Boru Hattı (BTC) Projesi
Doğu-Batı enerji koridorunun ilk ayağı olarak
Azerbaycan’da Bakü Şangaçal Terminalinden
başlayarak, Gürcistan üzerinden, Akdeniz’de
Ceyhan Terminaline ulaşan 50 milyon ton/
yıl kapasiteli, 1.768 km uzunluğundaki boru
hattından, hizmete girdiği 3 Haziran 2006
tarihinden itibaren dünya piyasalarına petrol
sevkiyatı yapılmaktadır. 2011 yılı sonu itibariyle 1.742 tanker ile toplam 1.345 milyon varil
petrol sevkiyatı gerçekleştirilmiştir.
Halen, Şah Deniz kondensatının tamamı,
ACG Projesi üretimi petrolünün çoğu ile zaman zaman Kazakistan, Tengiz ve Türkmenistan petrolünün bir kısmının da taşındığı
projede, Ceyhan’daki Haydar Aliyev Deniz
Terminali’nden 2011 yılında 355 tanker ile
257 milyon varil petrol yüklenmiştir.
Hazar Bölgesi’nden, özellikle Azerbaycan
ACG (Azeri-Çıralı-Güneşli) ve diğer projelerden üretilen petrolün emniyetli, güvenilir ve
çevre dostu bir boru hattıyla dünya pazarlarına taşınmasına devam edilmektedir.
Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı
(SCP) Projesi
SCP Projesi ile Şah Deniz Sahasından üretilen doğal gaz, Türkiye-Gürcistan sınırına
getirilmektedir. BTC ile aynı koridoru kullanan
SCP, 690 km uzunluğundadır.
2004 yılında başlayan fiziki inşaat çalışmaları
tamamlanarak, Şah Deniz Projesi’ndeki üretim faaliyetlerine paralel olarak, 7 Mart 2007
tarihinden itibaren sürekli gaz sevkine başlanmıştır.
30
Boru hattı, Şangaçal Terminalindeki tek
kompresör istasyonu ile yıllık 9 milyar m³ gazı
AGSC-BOTAŞ arasındaki Alım-Satım Anlaşması (SPA) şartlarına uygun olarak, Türkiye
sınırına taşıyacak kapasitededir. İlave kompresör istasyonları ve/veya looping ile bu kapasitenin yıllık 22 milyar m³’e çıkarılması mümkündür.
2011 yılı içinde toplam 6,65 milyar m³ gaz
taşınmış olup, bu miktarın 3,67 milyar m³’ü
BOTAŞ’a satılmıştır. Projenin ana hedefi,
ikinci aşamada bölgede üretilecek doğal gazın Türkiye üzerinden Avrupa’ya iletilmesidir.
Kuzey Afrika ve Ortadoğu Bölgesi
Libya
Ortaklığımızın bağlı kuruluşu olan Turkish
Petroleum Overseas Company (TPOC)
operatör olarak Libya Murzuk havzasında
147/3&4 bloklarında arama ve geliştirme çalışmalarını sürdürmektedir. Sözkonusu bloklarda açılan 11 kuyudan 7’si petrollü kuyu olarak tamamlanmış, Libya NOC resmi olarak 6
yapı üzerinde petrol keşfi ilanı yapmıştır. 2011
yılında ise 1 adet tespit kuyusunun sondajı tamamlanmıştır.
Şubat 2011’de başlayan olaylar üzerine Libya’daki diğer planlanan faaliyetler yürütülememiş ve tüm faaliyetlere geçici olarak ara
verilmiştir. TPOC Libya Branş Ofisi çalışmalarına Eylül 2011 tarihinden itibaren yeniden
başlamıştır.
Irak
Irak’ta hidrokarbon arama ve üretim yatırımlarına girmek için Irak Petrol Bakanlığı ile 1994
yılından bu yana yakın temaslarda bulunmaktayız.
2009 yılında Irak Petrol Bakanlığı yetkilileri
(PCLD) tarafından açıklanan Missan ve Badra Petrol Sahalarının geliştirilmesine yönelik
olarak açılan 1. ve 2. ruhsat ihalelerine ilave
olarak, Ortaklığımız 2010 yılında PCLD tarafından düzenlenen 3. ruhsat ihalesinde üç
saha için teklif vermiş ve Siba ile Mansuriya
Gaz Sahalarının 20 yıllık işletme hakkını kazanmıştır.
Badra Petrol Sahası Geliştirme Projesi
2009 yılında düzenlenen Irak 2. ruhsat ihalesinde TPAO’nun dahil olduğu konsorsiyum
tarafından verilen teklif ile işletme hakkı kazanılmıştır. GAZPROM-NEFT operatörlüğündeki konsorsiyumun diğer üyeleri, KOGAS
(Güney Kore) ve PETRONAS (Malezya)’dır.
Ortaklığımız konsorsiyumda %10 hisse ile yer
almaktadır.
İmzalanan anlaşma 18 Şubat 2010 tarihinde
yürürlüğe girmiştir. Aralık 2011 itibariyle 3B
sismik etüt tamamlanmış olup, bu kapsamda
2 geliştirme kuyusunun açılmasına devam
edilmektedir.
Missan Petrol Sahası Geliştirme
Projesi
İran-Irak sınırında Basra şehrinin 175 km kuzeyindeki Missan Sahaları, Abu Ghirab, Jabal
Fauqi ve Buzurgan petrol sahalarını içermektedir. Sahalar, CNOOC (%63,75) operatörlüğünde, TPAO (%11,25) ve IDC (%25) konsorsiyumu tarafından geliştirilecektir.
Missan Sahalarında yürütülecek üretim-geliştirme faaliyetleri için üreten sahalar teknik
servis anlaşması (PFTSC) 17 Mayıs 2010 tarihinde imzalanmış olup, 20 Aralık 2010 tarihinde yürürlüğe girmiştir. Sahada 6 kuyunun
sondajı tamamlanmış, 2 kuyunun sondajına
ise devam edilmektedir. Sismik veri alınması,
prosesi ve yorumlanması ihalesi sonuçlanmış
olup, 2012 yılında faaliyete başlanacaktır.
Siba Gaz Sahası Geliştirme Projesi
Siba Gaz Sahası, Ekim 2010 tarihinde düzenlenen 3. ruhsat ihalesi ile kazanılmıştır.
Mansuriya Sahası Ön Geliştirme Planı çalışmasına anlaşmanın yürürlük tarihinin hemen
akabinde başlanmış olup, ilk taslağı 18 Ocak
2012 tarihinde Irak yetkili mercilerine teslim
edilmiştir. Sismik çalışmaları, sahada bulunan
mevcut kuyuların rehabilitasyonu ile üretime
hazırlanması, 2 tespit kuyusunun açılması
ve 350 milyon scf/gün gaz prosesi kapasiteli
yüzey tesislerinin mühendislik ve ihale çalışmalarına da 2012 yılında başlanması planlanmaktadır.
Doğu Akdeniz Projesi
Kuwait Energy Iraq Limited (KEIL) (%60) operatörlüğünde, TPAO (%40) ile birlikte geliştirilecek olan sahada faaliyetler anlaşmanın 1
Temmuz 2011 tarihinde yürürlüğe girmesiyle
başlamıştır. 2012 yılında ilk sondajın yapılması planlanmaktadır.
Ön Geliştirme Planı, Irak yetkili makamlarına
31 Aralık 2011 tarihinde teslim edilmiş olup,
saha geliştirilmesine yönelik jeofizik, jeolojik
ve rezervuar çalışmalarına devam edilmektedir.
Mansuriya Gaz Sahası Geliştirme
Projesi
Irak tarafından Ekim 2010 tarihinde gerçekleştirilen 3. ruhsat ihalesi kapsamında kazanılan ve Ortaklığımız bağlı kuruluşu olan
Turkish Petroleum Overseas Company’nin
(TPOC) operatörlüğünü yaptığı projenin diğer
ortakları KEC (%30) ve KOGAS (%20)’dır. 5
Haziran 2011 tarihinde imzalanan anlaşma
18 Temmuz 2011 tarihinde yürürlüğe girmiştir.
Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti ile imzalanan
anlaşma ile 1 adet karada ve 7 adet adanın
kuzeyini ve doğusunu çevreleyen deniz ruhsatında arama çalışmalarımız başlamıştır.
Böylece, TPAO Doğu Akdeniz’de sahip olduğu ruhsatlarla, bölgenin en büyük oyuncusu
konumuna yükselmiştir. KKTC’de, ilk kuyumuz olan Türkyurdu-1 Kuyusunda sondaj çalışmalarına devam edilmektedir.
Diğer Faaliyetlerimiz
Sözkonusu faaliyetlere ek olarak, zengin hidrokarbon rezervlerine sahip olan Rusya Federasyonu gibi komşu ülkelerin yanı sıra Ortadoğu ve Kuzey Afrika ülkeleri ve Venezuella’da
iş geliştirme faaliyetlerinde bulunmaktayız.
Yurtdışında bahsi geçen projelerden üretilen
petrollerin Ortaklığımız payına düşen
miktarlarının satış noktaları, Ceyhan/Türkiye
ve Supsa/Gürcistan terminalleridir. TPAO
Genel Şartlar ve Terimler (GTCs) uyarınca
satışlarımız FOB (Free-On-Board) satış
şekliyle gerçekleştirilmektedir.
Bu yolla, 2010 ve 2011 yıllarında yapılan aylık
ihalelerle toplam 13,4 milyon varil hampetrol
satışı gerçekleştirerek, 1,28 milyar dolar gelir
elde edilmiştir.
31
teknoloji ve servis
hizmetleri
32
sismik
gemi
Gelişen çağdaş teknolojinin, Ortaklığımıza
kazandırılması kapsamında; mevcut sismik
ekiplerden birisinde var olan 240 aktif kanal
kapasiteli 2B sismik veri toplama sistemi yeniden dizayn edilerek 1.440 aktif kanallı 3B
sismik veri toplama sistemine dönüştürülerek
kilometrekareye düşen atış sayısında azalma, maliyetlerde düşüş ve zamandan tasarruf
sağlanmıştır.
3B Görüntüleme ve Yorum Merkezi hidrokarbon aramacılığındaki risk faktörünü minimize etmek ve daha isabetli jeolojik ve jeofizik
yorum yapmak suretiyle yeni sahaların keşfindeki başarı oranını yükseltmek amacıyla,
sismik yorumda etkin bir entegre çalışmayı
sağlamak için Mayıs 2005’ten bu yana Ortaklığımız bünyesinde kullanılmaktadır.
Günümüzde petrol şirketleri sahip oldukları
kuyu ve sismik verilerin verimli ve güvenli bir
şekilde arşivlenmesi problemiyle karşı karşıyadır. Bu problem şirketler tarafından PetroBank ® MDS™ yazılımı ile aşılmaktadır.
2011 yılında artan faaliyetler nedeniyle,
TPAO’nun envanterinde kayıtlı sondaj kulelerinde kullanılan ekipmanların zamanla yıpranması ve aynı zamanda teknolojik gelişmelerin getirdiği ihtiyaçlardan dolayı, mevcut kule
ekipmanlarının yenilenmesiyle ilgili çalışmalar yapılmıştır.
Üretim Sahalarını Geliştirme
Teknolojisi
Sürekli güncellenen dijital veri tabanı, farklı disiplinler tarafından ortak kullanılabilen
modern bilgisayar programları ve sahalarda
kurulan hızlı iletişim ağı sayesinde petrol ve
doğal gaz sahaları aktif bir şekilde takip edilmektedir. Bununla birlikte, farklı saha geliştirme planları da sanal olarak karşılaştırılıp,
riskler ve kazançlar belirlenerek saha yönetimi yapılmaktadır. Böylelikle kuyuların ve sahanın anlık performansı sürekli takip edilerek,
performanslar üst seviyede tutulabilmektedir.
Ayrıca, “Debi Azalım Eğrileri” analiz edilerek,
hem kuyunun, hem de tüm sahanın ileriye yönelik üretim tahminleri yapılabilmektedir.
Tüm bu teknolojik ve bilimsel gelişmeler kullanılarak yapılan çalışmalar sonucunda, yeni
üretim kuyularının lokasyon tespiti, yeni üretim zonlarının belirlenmesi, mevcut kuyuların
performanslarını iyileştirmek için uygun uyarma metodlarının tespiti, gerekiyorsa sahada
ikincil üretim metodlarından uygun olanının
belirlenmesi, kısaca rezervuar yönetimleri yapılabilmektedir.
AR-GE Teknolojileri
Araştırma Merkezi teknolojide kazandığı donanım gücünü bilgi birikimi ile birleştirerek,
petrol arama ve üretim faaliyetlerinde laboratuvar destekli AR-GE projelerine yansıtmaktadır. Bu kapsamda kullanılan teknolojiler;
• İzotop Jeokimyası,
• Petrol ve Gaz Bileşiminin Belirlenmesi,
• Petrol Moleküler Parametrelerinin
Belirlenmesi,
• Yüzeyden Prospeksiyon Belirleme Tekniği,
• Toprak Gazı Analizleri,
• Kaynak Kaya Özelliklerinin Belirlenmesi,
• Taramalı Elektron Mikroskobu,
• X-Işını Mikroanaliz Spektrometresi,
• Karot Gama Ray Logu,
• Rezervuar Şartlarında Katı Madde Faz
Davranışının Belirlenmesi,
• Arayüzey Gerilimi ve Değme Açısı Ölçümü,
• Laboratuvar Koşullarında Karot Öteleme
Test Sistemi,
• Benzinde Oksijenli Bileşikler, Biyodizelde
Yağ Asitleri Tayini için Gaz Kromotografi
tekniği,
• Poli Aromatik Hidrokarbonların Tayini İçin
Yüksek Basınç Sıvı Kromotograf Kullanımı,
• Bilgisayar Destekli Çamur-Çimento Test
Sistemleri,
• ICP-MS Cihazı,
• FTIR Cihazı,
• Mevcut Gom Tayin Cihazı,
• Mikro Karbon Kalıntısı Tayin Cihazı,
• Yağlama Özelliği Tayin Cihazı,
• Mobil Laboratuvar Uygulamaları.
Servis Hizmetleri
Sismik Veri Toplama
Ortaklığımız bünyesinde bulunan 3 adet Sismik Ekip ile “Sismik Veri Toplama” çalışmaları
yürütülmektedir.
Sismik-1 ve Sismik-3 ekiplerimiz enerji kaynağı olarak “Vibroseis” yöntemini kullanmakta
olup, genellikle 3B sismik çalışmalarında kullanılan toplam 2500 kanal ve yedek ekipmanları ile birlikte 12 alıcı hattı 120 alıcı kanalı
olmak üzere aktif 1.440 kanal 3B Sismik veri
toplama kapasitesine sahiptir. Kayıt sistemi
olarak Sercel-428 XL kayıt ekipmanı kullanılmaktadır.
Sismik-2 Ekibimiz ise enerji kaynağı olarak
“Dinamit” kullanmakta olup, ekibimiz 2B sismik veri toplamanın yanında, toplam 2000.
kanal ve yedek ekipmanlarıyla birlikte 12 alıcı
33
34
hattı, 120 alıcı kanalı olmak üzere aktif 1440
kanal 3B sismik veri toplama kapasitesine
sahiptir. Kayıt cihazı olarak ise Sercel-408
UL sistemi kullanılmaktadır. Topoğrafya ekipmanları olarak tüm sismik ekiplerimizde, “Leica GPS system 1200” sistemi kullanılmakta
olup, EGHAS yazılımı ile gerekli kalite kontrol
ve ön planlama işlemleri yapılmakta, tüm ara
safhalarda “Kalite Kontrol” prosedürleri uygulanmaktadır.
Ayrıca, Sismik Veri Toplama Hizmetleri kapsamında; Sismik Saha Dizaynı, Topografik
Kontrol, Kayıt Kontrol ve Statik Hesabı çalışmaları da yapılmaktadır.
Non Sismik Veri Toplama Gravimetrik
ve Manyetik Etüdler
Ortaklığımızın Jeofizik Operasyonlar Müdürlüğü bünyesinde bulunan 1 adet GraviteManyetik Ekibi ile “Non-Sismik Veri Toplama”
çalışmaları yürütülmektedir.
Sismik Proses Uygulamaları
• Sismik Modelleme,
• Kırılma Statiği,
• Sinyal Prosesi,
• Tekrarlı Yansımaların Azaltılması,
• DMO,
• 2B/3B Yığma Öncesi ve Sonrası Zaman
Derinlik Migrasyonu ve AVO,
• VSP Prosesi,
• Uzun Açılımlı Sismik Hat Prosesi.
Sismik Veri İşlem Yazılımları
2B veya 3B, kara ve deniz sismik verilere
ilişkin proses uygulamaları Pradigm Firmasının Focus ve Geodepth yazılımları ile gerçekleşmektedir. Bunun yanında, Güneydoğu
Anadolu’daki bindirme kuşağındaki tektoniği
çözmek için Geotomo Firması’nın uzun açılımlı sismik yazılımı olan Thrustline kullanılmaktadır.
Yorum Sistemleri
Ortaklığımız bünyesinde, petrol aramacılığı
ve diğer ihtiyaçlarla ilgili yazılım ve donanım
gereksinimlerini karşılamak üzere CBS sistemi ve diğer uygulamalar için ORACLE veri
tabanı kullanılmaktadır. Bu sistemlerin kullandığı yaklaşık 110 TB disk kapasitesi EMC,
HITACHI ve IBM disk üniteleri üzerinde bulunmaktadır. Buna ek olarak, 300 TB’ye yakın
bir kapasiteye sahip ve genişletilebilir yapıları
sayesinde rahatlıkla kapasite artımı yapılabilecek ADIC ve IBM Teyp kütüphaneleri yedekleme ve felaket kurtarma sistemi için kullanılmaktadır.
CBS (Coğrafi Bilgi Sistemleri) ve
Uzaktan Algılama Uygulamaları
CBS çalışmalarında ESRI ürünleri olan ArcGIS desktop yazılımları ve ArcGIS Server/
ArcSDE coğrafi veri sunucuları, veritabanı
olarak da ORACLE yazılımları kullanılmaktadır. Ortaklığımızca yapılan arazi çalışmalarıyla üretilen jeoloji haritalarının sayısallaştırılması ve CBS yaklaşımıyla vektör veriler
halinde bütünleştirilmesi, en güncel ve yoğun
olarak üzerinde çalışılan projedir. Bunun yanında, temin edilecek vektör topografik haritaların yine CBS yaklaşımıyla bütünleştirilmesine yönelik çalışmalar planlanmaktadır.
Kuyu Jeolojisi Hizmetleri
Mud Logging Unit (MLU) Sistemleri
Kuyuların modern kuyu takibine hizmet veren
MLU sistemleri ile jeolojik ve sondaj disiplinine ait kuyu takip verileri kayıtlı ve düzenli bir
şekilde toplanmakta olup, ilgili proje ve karar
mercilerinin kullanımına sunulmaktadır.
Gerçek Zamanlı Görüntüleme Sistemi
Gelişen teknoloji ve Ortaklığımızın ihtiyaçlarına uygun olarak 2007 yılı başında geliştirilmeye başlanmış olup, Eş Zamanlı Görüntüleme projemiz 2008 yılında hizmete alınmıştır.
Araştırma Merkezi Laboratuvar
Hizmetleri
Araştırma Merkezimiz, eğitim, danışmanlık,
mühendislik servis hizmeti vb. çeşitli iş istemlerini 2011 yılında da sürdürmüştür. Yerli ve
yabancı petrol şirketlerinin yürüttüğü faaliyetlerde ihtiyaç duyulan sedimantolojik, mineralojik petrografik, biyostratigrafik ve jeokimyasal analizler yapılmıştır.
• Petrol ve Doğal Gaz Üretiminde Korozyon
Kontrolü.
Sondaj Servis Hizmetleri
Hizmet kalitesi adına operasyon tecrübesi
yüksek personelimizle sürekli gelişen sondaj
teknolojisini kullanarak, daha güvenli, düşük
maliyetli ve kaliteli kuyular açılmaktadır.
Bu kapsamda gerçekleştirilen faaliyetler;
• 2.811 Adet Kuyuda Sondaj Tecrübesi,
• Derin Kuyu Tecrübesi,
• Yönlü ve Yatay Kuyular,
• Çok Yönlü Yatay Kuyu Sondajları,
• Uzun Açılımlı Kuyulardır.
Bu kapsamda;
• Stratigrafi,
• Sedimantoloji ve Rezervuar Jeolojisi,
• Sondaj Teknolojisi,
• Rezervuar Mühendisliği,
• Üretim Teknolojisi,
• Organik Jeokimya.
Laboratuvarlarında çeşitli servis hizmetleri
verilmektedir.
Araştırma Merkezi Eğitim Etkinlikleri
• Uygulamalı Kuyu Kontrolü,
• Biyostratigrafi,
• Fan Delta Sedimantolojisi Saha Kursu,
• Kil Mineralojisi ve Mikroanaliz Tekniklerinin
Petrol Aramacılığında Kullanımı,
• Basen Sınıflaması ve Tektonik Kursu,
• Uygulamalı Sondaj Sıvıları Teknolojisi,
• Kuyu Çimentosu Tasarımı Kursu,
• Matriks Asitleme,
• Karot Analizleri,
• PVT Analizleri,
• Petrol Sahası Atık Sularının Enjeksiyon
Kalitesinin Belirlenmesi,
Kuyu Tamamlama Servis Hizmetleri
Ortaklığımızca yurtiçi ve yurtdışında Kuyu Tamamlama Servis Hizmetleri verilmekte olup,
bu kapsamda petrol, doğal gaz ve jeotermal
kuyularında workover, çimentolama, asitleme, DST, log ve perfore işleri yüksek standartlarda gerçekleştirilmektedir.
Workover Operasyonları
2011 yılı içerisinde toplam 14 adet workover
ve 7 adet rodpuller kulesi ile çalışılarak 63
adet kuyuda tamamlama, 138 adet kuyuda
yeniden tamamlama ve 3.777 adet kuyu arızası giderme işi gerçekleştirilmiştir.
Log Operasyonları
2011 yılı içerisinde toplam 632 adet log operasyonu ve 26 Checkshot/VSP operasyonu
yapılmıştır.
Teknik Operasyonlar
2011 yılı içerisinde, 12.312 ton çimento kullanılarak 530 adet çimentolama operasyonu,
804.265 galon asit kullanılarak 254 adet asitleme operasyonu ve 121 adet DST operasyonu gerçekleştirilmiştir.
35
araştırma merkezi
36
Türkiye Petrolleri, uluslararası düzeyde çağdaş, güvenilir, modern donanımlı ve akredite
olmuş laboratuvarları ile bölgesinde güçlü
petrol şirketleri arasında yerini almıştır.
1974 yılında hizmete açılan Araştırma Merkezi, bünyesindeki 90 kişilik uzman personeli ve
teknolojik donanıma sahip 29 ayrı laboratuvarı ile 400 farklı hizmet sunmaktadır.
Merkezimiz, ARGE çalışmalarına yönelik projeleri, farklı konularda verilen danışmanlık
hizmetleri ve sahip olduğu uzmanlık konuları
ile bugün etkin bir eğitim ve araştırma merkezi konumundadır.
Bu kapsamda, yıl içinde, arama, üretim, iş
güvenliği ve çevre koruma konularında ilgili
ünitelerle ortaklaşa yürütülen projeler ile kendi bünyesi içinde AR-GE ve teknoloji izlemekazanmaya yönelik projelerin toplamı 29’dur.
Ayrıca, TÜBİTAK ve İTÜ ile ortaklaşa “Petrol
ve Doğal Gaz Üretim Faaliyetleri Sonucu Oluşan Atıksuların Yönetimi Projesi” ve “TPAO
Faaliyetlerinden Kaynaklanan Atıksuların Yönetimi ve Bertarafı Uygulamaları Projesi” olmak üzere 2 projede faaliyette bulunulmuştur.
Bu çalışmalar kapsamında, Jeoloji ve Mühendislik Laboratuvarlarında olmak üzere toplam
44.244 adet analiz ve kalite kontrol testi yapılmış, 63 adet teknik rapor yazılmıştır. Aynı yıl
içinde yurtiçi ve yurtdışında yürütülen saha/
kuyu çalışması ise 3.266 adam/gün’dür.
TPAO Kuyu Kontrolü Eğitim Merkezi’nde verilen Uygulamalı Kuyu Kontrolü Kursları Kasım
2011-Kasım 2015 tarihleri arasında geçerli
olmak üzere “Rotary Drilling Programme” ve
“Rotary Drilling Introductory Level Programme” için IWCF tarafından akredite edilmiştir.
Böylece, 19 kurs kapsamında toplam 202 kişiye TPAO Kuyu Kontrolü, IWCF sertifikaları
ile TPAO Katılımcı Belgeleri verilmiştir.
Bu kurslarla birlikte 12 farklı konuda, 40 kurs
düzenlenerek, toplam 388 kişiye mesleki-teknik eğitim verilmiştir.
Araştırma Merkezi Laboratuvar
Hizmetleri
Jeoloji Laboratuvarlarında gerçekleştirilen
analizler; biyostratigrafi (mikropaleontoloji,
nanno-plankton ve palinoloji), sedimantoloji ve rezervuar jeolojisi (sekans stratigrafisi,
litoloji, petrografi, mineraloji, kil mineralojisi,
taramalı elektron mikroskobu-SEM/EDS ve
rezervuar değerlendirmesi), jeokimya (gaz,
petrol, kaynak kaya, organik petrografi, petrol
ve gazın kökeni, izotop analizleri, petrol-petrol
ve petrol-kaynak kaya korelasyonu, rezervuar
jeokimyası, matematiksel modelleme, kanıt
analizleri, ihbar örnekleri ile petrol sistemleri
ve potansiyeli) konularında yoğunlaşmıştır.
Sondaj, Rezervuar ve Üretim Teknolojileri Laboratuvarlarında çimento ve çamur programı,
katkı maddesi kalite kontrolü, kaya mekaniği,
rezervuarı hidrolik ve asitle çatlatma simülasyonu ve kuyu stabilitesi simülasyonu, korozyon ve scale kontrolü, enjeksiyon sularının
kalitesi, akaryakıt analizleri, temel ve özel
karot analizleri, rezervuar akışkanları (PVT)
analizi ve EOR konularına yönelik testler ve
çalışmalar yapılmaktadır.
Araştırma Merkezi Laboratuvarlarının uluslararası düzeyde, çağdaş, güvenilir ve hakem
laboratuvarlar olma özelliklerinin resmi olarak
tescili amacıyla TS EN ISO/IEC 17025:2005
“Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar” standardına uygun
aşağıda verilen ana başlıklar altında toplanan
34 adet analiz ile çalışmalara devam edilmiştir.
• Petrol Ürünleri Analizi,
• Su, Sondaj Sıvıları Katkı Maddeleri Analizi,
• SEM/EDS ve Kil Mineralleri Analizi,
• Biyodizel Analizi.
Ayrıca, 2011 yılında kapsam genişletme çalışması yapılmış, motorin, fuel-oil ve doğal
gazda 3 yeni analiz için gerekli çalışmalar tamamlanmış, TÜRKAK’a başvuruda bulunulmuştur.
37
çevre koruma ve
iş güvenliği
38
insana
saygılı
Çalışanlarımıza kazandırdığımız çevre bilinci ve örnek uygulamalarla gelecek kuşaklara
havası, suyu ve toprağı temiz bir çevre bırakmak sorumluluğu içerisindeyiz.
Çevreye saygının insana saygı olduğu bilinciyle, faaliyetlerimizin çevreye olan etkisini en
aza indirmek için gerekli tüm önlemleri alarak,
yarınlara temiz, sağlıklı ve güvenli bir çevre
bırakmayı amaç edindik.
Çevreye zararlı hiç bir faaliyetin sürdürülebilir
olmasının mümkün olmayacağı düşüncesiyle, yüksek teknolojiyi kullanarak, çevreye zarar vermeden ve çevre mevzuatlarıyla uyum
içerisinde faaliyetlerimizi sürdürmekteyiz.
Ortaklığımızda her geçen yıl artan arama,
sondaj ve üretim faaliyetlerine paralel olarak,
insan sağlığı, iş güvenliği ve çevre koruma
çalışmaları, hayata geçirilen yeni projeler ile
artarak devam etmektedir.
Faaliyetler öncesinde, yapılacak çalışmaya
ve projelere özel olarak hazırlanan acil durum
müdahale planlarına paralel olarak, iş güvenliği ve çevre koruma açısından tatbikatlar yapılarak çalışan personel eğitilmektedir.
Çevre Koruma
Yıl içerisinde, mevzuata uyum sağlamak ve
saha faaliyetlerimizden kaynaklanan çevre
kirliliğini önlemek amacıyla, biyoremidasyon, stabilizasyon-nötralizasyon çalışmaları yapılmıştır. Sondaj sahalarında kullanılan
mud-pitlerin rehabilitasyonları yapılmış, Atık
Yönetimi çalışmaları kapsamında; kâğıt, pil,
toner, tıbbi atık vb. toplanarak geri dönüşüme
kazandırılması sağlanmıştır.
“Petrol ve Doğal Gaz Üretim Faaliyetleri Sonucu Oluşan Atıksuların Yönetimi Projesi”
kapsamında; doğal gaz üretim kuyularından
kaynaklanan atıksuların prosesten geçirilerek
bertarafının sağlanması için Hamitabat Sahasında bir pilot tesis kurulmuş ve deneme çalışmalarına başlanmıştır.
Sondaj faaliyetleri sonucu oluşan atıksuların
olumsuz çevresel etkilerinin en aza indirilmesi
veya tamamen ortadan kaldırılmasına yönelik
çalışmalara başlanmış, atıkların bertarafı ve
lokasyonların ilk haline getirilerek en uygun
şekilde terk edilmesinin sağlanması amacı ile
uygulamalı çalışmalara devam edilmiştir.
Sondaj atıklarının sıvı fazının yeniden kullanımı veya bertarafı için mümkün olan en küçük boyutlarda bir mobil endüstriyel arıtma
sisteminin pilot sahalarda çalıştırılması sağlanmıştır. Sondaj faaliyetleri sırasında oluşan
atık suyun yoğun çamur kısmından ayrılarak
sondaj çamuru hazırlanmasında tekrar kullanılması konusunda başarılı sonuçlar elde
edilmiştir.
İş Güvenliği ve Çalışma Sağlığı
Ortaklığımız faaliyetlerinin tüm risk düzeyleri
göz önünde tutularak; risklerin ortadan kaldırılması veya kabul edilebilir ve uygulanabilir seviyeye düşürülmesi hedeflenmektedir.
Risk çalışmalarında; tehlikelerin belirlenmesi,
iş kazalarının nedenlerinin araştırılması, güvensiz durum ve güvensiz hareketlerin tespit
edilmesi, yapılan periyodik denetimlerle sağlanmıştır.
Bu kapsamda, yıl içerisinde Çayağzı Doğal
Gaz Üretim Tesisi, Silivri Doğal Gaz Proses
Tesisi ve Marmara Ereğlisi Hampetrol Depolama Tesisleri için “Acil Müdahale Planı ve
Risk Değerlendirmesi” çalışması yapılmıştır.
Yangından korunma çalışmaları kapsamında,
mevcut sistemler gözden geçirilerek saptanan eksiklikler giderilmiş, eğitim ve tatbikatlar
gerçekleştirilerek, yangın risklerinin ortadan
kaldırılması sağlanmıştır.
Ortaklığımız çalışma sağlığı ünitesinde, çalışanlara birinci kademe sağlık hizmeti verilmekte olup, bu kapsamda, “Hasta Takip Programı” kullanılmaktadır.
İş güvenliği ve çevre koruma konusunda
sorumluluğun, en üst kademeden en alt
kademeye kadar paylaşılması ve bilinç düzeyinin artırılması amacıyla eğitimler düzenlenmiştir.
Bu kapsamda, 2011 yılı içerisinde 1.056 personelimize eğitim verilmiştir. Her yıl eğitim
çeşitliliğimiz artmakta olup, derikmenlere yüksekte güvenli çalışma teknikleri hakkında bilgi
ve becerilerini arttırmak amacıyla Yüksekte
Çalışma Eğitimi, acil durumlara karşı gerekli
tedbirlerin alınması amacı ile Kıyı Tesisi ve
Acil Müdahale Planı Eğitim ve Tatbikatı, Derin Denizde Platforma çıkacak personelimize
BOSIET (Basic Offshore Safety Induction and
Emergency Training) ve HUET (Helicopter
Underwater Escape Training) eğitimleri düzenlenmiştir.
39
insan kaynakları
40
5.000
Türkiye Petrolleri olarak, dinamik bir insan
kaynakları sistemine sahip olmanın gururuyla; başarının, ancak işinde uzman ve motivasyonu yüksek bireylerce sağlanabileceğine
inanıyoruz.
Dünya çapındaki teknolojik alt yapısı ve uluslararası platformda, Ortaklığımızı başarıyla
temsil eden yetişmiş insan gücü ile 58 yıldır
faaliyetlerimizi büyük bir azim ve mutlulukla
sürdürüyoruz.
Bu bağlamda, Ortaklığımız, bölgesinde etkin
bir “Dünya Enerji Şirketi” olmak vizyonu doğrultusunda, geleceğe daha emin adımlarla
ilerlemek için çalışanlarına yatırım yapmaya
devam etmektedir.
Çalışanlarının büyük gayreti ve fedakârlığı
ile köklü bir şirket kültürüne sahip olan Ortaklığımızda, 2011 yılı sonu itibariyle, 1.663’ü
Genel Müdürlüğümüzde, 1.773’ü Batman,
486’sı Trakya ve 929’u Adıyaman Bölge
Müdürlüğü’nde olmak üzere toplam 4.851 kişi
çalışmaktadır.
Nitelikli, deneyimli ve teknolojik donanıma sahip olan 1.410 kapsam dışı ve 3.441 kapsam
içi çalışanımızın sahip oldukları takım çalışması, iletişim, yenilikçilik ve sorumluluk duygusu gibi değerlerle, Ortaklığımız gelecekte
daha büyük başarılara imza atacaktır.
İş Analizi Projesi ve Performans
Yönetim Sistemi
Küreselleşmenin gerektirdiği piyasa koşullarında rekabet edebilmek için işletmelerde en
önemli kaynak insandır. Bu nedenle işletmeler insana yatırım yaparken sistemler geliştirmek ve uygulamak zorundadır.
Bu kapsamda, “Modern İnsan Kaynakları Yönetim Fonksiyonları”nı, Ortaklığımız yapısına
entegre etme çalışmalarına katkı sağlayacak
olan “İş Analizi Projesi” yürütülerek 2011 yılında kapsam içi personelimizin iş tanımları
hazırlanmış, iş değerlendirme ve ücret sistemi çalışmaları tamamlanmıştır. Kapsam dışı
personelimizin iş analizi için ise ön hazırlık
çalışmalarına başlanmıştır.
Çalışanlarımızın performanslarını yükseltmeye yönelik olarak hayata geçirilmiş olan “Performans Yönetim Sistemi” geçmiş yıllardan
edinilen tecrübeyle 2011 yılında revize edilerek kullanıcılar için daha kolay, yöneticiler için
ise doğrudan geri bildirim veren bir sistem
haline getirilmiştir. İş tanımlarıyla belirlenen
yetkinlikler sisteme uyarlanmıştır.
Sürekli Eğitim
Tüm kuruluşların, stratejik amaç ve hedeflerine ulaşmasını sağlayabilecek donanıma
sahip çalışanlara ihtiyacı vardır. Eğitim faaliyetlerinin amacı da çalışanların kurum hedeflerine katkıda bulunmalarına olanak sağlayacak bilgi ve becerilerle donatılmasıdır.
Bu itibarla, Ortaklığımız personelinin güncel
bilgiyi öğrenmesi ve teknolojiyi izlemesi amacıyla, 2011 yılında da eğitim programlarının
uygulanmasına devam edilmiştir.
Bu kapsamda, yurtiçinde 5.079, yurtdışında
259 olmak üzere toplam 5.338 personelimizin
eğitime katılımı sağlanmıştır.
Ortaklığımızda göreve yeni başlayan personelimiz ise oryantasyon eğitim programı
dahilinde, faaliyet alanlarımız ile ilgili bilgilendirilmiş ve Bölge Müdürlüklerimizde saha
operasyonlarını yerinde izleyebilme imkanı
bulmuşlardır.
Çalışanlarımızın Yaşam Kalitesi
Yaşam kalitesi yüksek bireyin, özverili çalışacağı ve yüksek performans göstereceği gerçeğinden yola çıkarak, çalışanlarının motivasyonunu artırabilmek amacı ile tenis, bowling,
dart, futbol turnuvaları ile bahar şenliği gibi
çeşitli sosyal etkinlikler düzenlenmektedir.
Bu sayede, şirket kültürünün canlı tutulması
için gereken iletişim de sağlanmaktadır. Ayrıca, çalışanlarımıza yılın tüm yorgunluğunu
atabilmeleri için Güllük/Muğla Eğitim ve Dinlenme Tesislerimizde tatil olanağı sağlanmıştır.
41
bölge müdürlükleri
42
12
milyon
Türkiye Petrolleri olarak tüm faaliyetlerimizde
Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED) kurallarına uygun hareket etmekteyiz. Faaliyette
bulunduğumuz alanlarda ağaçlandırma yaparak gelecek kuşaklara daha yeşil alanlar
bırakmak için yoğun bir çalışma içerisindeyiz.
Bölge Müdürlüklerimiz faaliyetlerini gerçekleştirirken, bölgesinin ekonomik ve sosyal
hayatının gelişiminde de önemli rol oynamaktadır.
Ortaklığımız, Batman, Trakya ve Adıyaman
olmak üzere üç Bölge Müdürlüğü şeklinde
teşkilatlandırılmıştır.
Batman Bölge Müdürlüğümüz, ülke ekonomisi için önemi tartışılmaz olan yeraltı kaynaklarımızdan petrol ve doğal gazın arama, sondaj
ve üretim faaliyetlerini 1954 yılından itibaren
aralıksız olarak sürdürmektedir.
Ülkemizdeki ilk petrol keşfi, 1945 yılında MTA
tarafından Raman Sahasında yapılmış olup,
Raman-8 Kuyusunun 1948 yılında devreye alınmasıyla birlikte ekonomik anlamda
ilk üretim gerçekleştirilmiştir. 1954 yılında
TPAO’nun kurulmasıyla birlikte ülkemizdeki
arama, sondaj, üretim ve rafinaj faaliyetlerinin
yürütülmesine Batman Bölge Müdürlüğü öncülük etmiştir.
Batman Bölge Müdürlüğü, hidrokarbon arama ve üretim faaliyetleri sırasında ve sonrasında, toprağın korunması ve toprak kirliliğinin önlenmesini sağlamak amacıyla, petrollü
atıklarla kirlenmiş toprakların nötralizasyon
ve stabilizasyon yönteminin yanı sıra, dünyadaki petrol şirketleri tarafından da kullanılan
biyoremidasyon tekniklerini uygulamaktadır.
Petrolün keşfi ile birlikte Batman, ekonomik
ve sosyal yönden büyük canlılık kazanmıştır. TPAO sitesi ve tesisleri etrafında kurulan,
gelişen ve büyüyen Batman’da sağlanan istihdam ile ülkemiz ekonomisine büyük katkılar sağlanmıştır. Ayrıca, sosyal sorumluluk
projeleri kapsamında yaklaşık 200 öğrencinin
faydalandığı TPAO Anaokulu 2011 yılında
Batman Bölge Müdürlüğü Yerleşkesi içerisinde açılmış olup, 40 derslikli Atatürk İlköğretim
Okulu ise yine aynı yerleşke içerisinde 2012
yılında hizmete girecektir.
TPAO, Trakya Havzasında arama ve sondaj
çalışmalarına 1960 yılında açılan Uluman-1
Kuyusu ile başlamıştır. Trakya Bölgesinde
yapılan çalışmalar sonucu ekonomik anlamda ilk doğal gaz keşfi 1970 yılında Hamitabat
ve Kumrular Sahalarında, ilk petrol keşfi ise
1973- 1974 yıllarında K.Osmancık ve Deveçatak Sahalarında açılan kuyulardan yapılmıştır.
Ülkemizde bir ilk olan, Silivri Yeraltı Doğal
Gaz Depolama Tesisleri 2007 yılında açılmış
olup, halen 5. depolama döneminde geri üretim faaliyetlerine devam edilmektedir. Depolama tesislerinin, ülkemiz enerji bağımsızlığı
ve arz güvenliğindeki önemi dikkate alınarak,
depolama kapasitesinin yaklaşık 3 milyar
sm³’e, geri üretim kapasitesin ise 50 milyon
sm³/gün’e çıkartılması için çalışmalar sürdürülmektedir.
Ayrıca, Trakya Bölgesinde faaliyet gösteren
ve ülke sanayiinde de önemli bir paya sahip
olan fabrikalara Ortaklığımızca ucuz enerji
girdisi sağlanarak, yöreye önemli ölçüde ekonomik katkıda bulunulmaktadır.
1954 yılında, 6326 sayılı Petrol Kanunu’nun
kabulünden sonra yabancı şirketler petrol
aramak amacıyla Türkiye’ye gelmiş ve 1958
yılında California Asiatic Oil ve Texaco Overseas Petroleum tarafından açılan Kahta-1
Kuyusunda Adıyaman Bölgesindeki ilk petrol
keşfi gerçekleştirilmiştir.
TPAO’nun Adıyaman Bölgesi’ndeki ilk petrol keşfi ise 1971 yılında Adıyaman Sahasının bulunması ile gerçekleştirilmiştir. Arama çalışmalarının sürmesiyle G. Adıyaman,
K.Adıyaman ve Bölükyayla (1977), Çemberlitaş (1982), Çukurtaş (1985), B.Fırat ve Akpınar (1986) Sahaları keşfedilmiştir.
Karakuş Sahasının 1988 yılında keşfi ile bölgede artırılan arama faaliyetleri sonucu, Cendere, Beşikli, O.Sungurlu, Tokaris ve İkizce
gibi bir çok sahanın ardından 2011 yılında
Güzelçay, D.Yananköy ve D.Şambayat Sahalarının da keşfi gerçekleştirilmiştir.
Çaylarbaşı Üretim Sahasında üretimi arttırma
amaçlı AR-GE çalışması kapsamında yönlü sondaj tekniğiyle yapılan Çapraz Kesişim
Projesi devam etmektedir. Ayrıca, bölgede
sosyal hayatın gelişmesinde önemli rol oynayan Bölge Müdürlüğümüz, faaliyetlerinde
operasyonel verimliliğini ve teknik kapasitesini artırarak bölge ve ülke ekonomisine önemli
ölçüde katkı sağlamaktadır.
43
bağlı kuruluşlarımız
ve iştirakimiz
44
TÜRKİYE PETROLLERİ
TPIC TPBTC
Bağlı Kuruluşlarımız
TP MISSAN
Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti.
(TPIC)
TPOC
Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti. (TPIC)
1988 yılında petrol endüstrisinin bütün değer
zincirinde faaliyet göstermek üzere Jersey/
Channel Adaları’nda kurulmuştur.
TP BADRA TÜRKİYE PETROLLERİ
TPIC TP BADRA TPOC
TP MISSAN
TÜRKİYE PETROLLERİ
TPSCP TPIC TP BADRA
TPBTC
KAZAKTURKMUNAY TPBTC
TP MISSAN TPSCP TPOC
TPIC arama, üretim ve servis hizmetleri ile ilgili çalışmalarını Türkiye ve Kolombiya’da yoğunlaştırmış olup, aynı zamanda Orta Doğu,
Orta Asya ve Latin Amerika’da da iş geliştirme faaliyetlerini sürdürmektedir.
Kolombiya Faaliyetleri
Gonzalez Bloğu
TPIC Şubat 2008’den itibaren Kolombiya’nın
Catatumbo Baseni’nde bulunan Gonzalez
Bloğu’nda Kolombiya Milli Petrol Şirketi ECOPETROL ile ortak arama çalışmalarında bulunmaktadır. TPIC, projede hem operatör
hem de %50 hisse sahibidir. 2. arama fazında
sismik veri toplama çalışması 2008 yılında tamamlanmıştır. İlk arama kuyusu olan Rio Zulia West-3 (RZW-3) Kuyusunun sondajı Kasım
2009’da başlamış ve Mart 2010’da petrol keşfiyle tamamlanmıştır. İkinci arama kuyusu Rio
Zulia West-4 (RZW-4) Kuyusu petrol emareli
olarak tamamlanmıştır. Ekim 2011’de, ECOPETROL hisselerini TPIC’e devretme kararı
almış olup, devir süreci devam etmektedir.
Maria Conchita Bloğu
2009 yılında TPIC Kolombiya’nın kuzeyinde
Guajira Baseninde bulunan 243 km²’lik Maria
Conchita Bloğu için Ulusal Hidrokarbon Ajansı
(ANH) ile arama üretim anlaşması imzalamıştır. TPIC %51 hisse sahibi ve operatör, Genel
Enerji %40 hisse sahibi, Multiservicious RJT
LTDA ise %9 hisse sahibidir. 2010 yılında,
arama döneminin 1. fazında, 120 km²’lik 3B
sismik veri toplama, proses ve yorumlama
çalışmaları tamamlanmış olup, 2. faza Kasım
2011’de girilmiştir. 2012’nin son çeyreğinde 1
adet arama kuyusunun sondajına başlanması
planlanmaktadır.
Türkiye Faaliyetleri
ti vermiştir. TPIC, 86 kuyuda (5’i yurtdışında)
150 bin metrenin üzerinde sondaj yapmış
olup, 2011 yılı sonu itibariyle 439 (34’ü yurtdışında) kuyunun sondajını tamamlamıştır.
Petrol ve Jeotermal Saha Servisleri
TPIC’in Türkiye faaliyetleri kapsamında
TPAO’ya 8 sondaj ve 5 kuyu tamamlama
kuleleri ile Soyak/Mis Enerji, Sanko Santral
Enerji, Aytemiz Elektrik, BM İnşaat ve Mühendislik A.Ş., Akça/Menderes Enerji, Güriş/Gürmat Elektrik, Zorlu Enerji ve Kayen Enerji şirketlerine 3 kule ile jeotermal sahalarda sondaj
ve kuyu tamamlama hizmetleri verilmiştir.
Irak Faaliyetleri
TPIC, Irak’a yakın mesafede bulunan lojistik ve bakım atölyelerinin verdiği avantajla,
Irak’taki servis işlerini artırmak amacıyla çeşitli sahalardaki ihalelere katılma çalışmalarına devam etmektedir. Irak Milli Petrol Şirketi
olan SOC’nin South Rumalia Sahasında 45
kuyuluk sondaj ihalesine teklif verilmiş olup,
ihale için 2010 yılında onay alınmıştır. Irak
SOC 45 kuyuluk sondaj projesi kapsamında,
2011 yılında 5 kuyuda sondaj faaliyetinde bulunmuştur.
Kazakistan Faaliyetleri
Kazakistan’daki projelerde çalışmalar sürdürülmekte olup, yıl içerisinde KazakTurkMunay
Şirketine 5 kuyuluk sondaj servis hizmeti verilmiştir.
TPIC’in yurtiçinde toplam 37 adet arama ruhsatı bulunmaktadır. 2011 yılı içerisinde Başpınar-2, Şambayat-12, Doğu Şambayat-1,
Şambayat-13 ve Doluharman-1 Kuyularında
sondaj faaliyetlerinde bulunulmuştur. Ayrıca, yıl içerisinde Şambayat-1, Şambayat-12
ve Doğu Şambayat-1 Kuyularından toplam
120.355 varil test üretimi gerçekleştirilmiştir.
Petrol Ürünleri Ticareti
Petrol Saha Hizmetleri
TPIC, Libya’nın ihraç ettiği hampetrol ve petrol ürünlerine yönelik faaliyetlerini devam ettirmek için Libya Devlet Petrol Şirketi (NOC)
ile sürekli temas halindedir.
TPIC, yurtiçinde ve yurtdışında ekip sayısını
artırarak servis hizmeti vermeye yıl içerisinde
de devam etmiş ve petrol sahası ve jeotermal
sondajı hizmetleri ile kuyu tamamlama hizme-
1999 yılından bu yana uluslararası petrol ve
petrol ürünleri ticareti faaliyetinde bulunan
TPIC, 2011 yılında da başta Türkiye olmak
üzere, KKTC, Libya, Irak, Avrupa pazarlarında özellikle motorin, fuel oil ve bitümen alımsatım faaliyetlerinde bulunmuştur.
45
Bunun yanısıra, KKTC’nin elektrik üretimi için
ihtiyaç duyduğu ürünler ise yine TPIC tarafından en uygun şartlarda tedarik edilmiştir.
Ayrıca, Avrupa’nın Akdeniz pazarına da bu yıl
içerisinde ürün satışları gerçekleştirilmiştir.
46
TPIC, Irak Devlet Petrol Şirketi’nin (SOMO)
Türkiye üzerinden motorin ve benzin alım ihalesine katılmış ve kazanan firmalardan biri olmuştur. Irak Elektrik Bakanlığı’nın santralleri
için Basra Körfezi rotasından ihtiyaç duyulan
motorinin tedarikinde TPIC de tedarikçi firmalar arasında yer almıştır.
TPIC, Venezuela’ya Petrol Ürünleri Karşılığı
Türk Firmaları Tarafından Konut ve Diğer Yapım Projelerin Gerçekleştirilmesine Yönelik
Projesi kapsamında, PDVSA ile petrol ürünlerinin alımına ilişkin görüşmeleri sürdürmektedir.
2011 yılı içerisinde TPIC diğer uluslararası
petrol şirketleriyle aynı pazarda yer alabilmek
ve ticari faaliyetlerini arttırmak amacıyla petrol şirketlerinin, bankaların, aracı kuruluşların
kayıtlı olduğu ve faaliyette bulunduğu petrol
borsaları olan Londra’daki Intercontinental
Exchange (ICE) ve New York’taki NewYork
Mercantile Exchange’e (NYMEX) kaydolmuş
ve işlem yapmaya başlamıştır.
TP Petrol Dağıtım A.Ş.
TPIC tarafından 16 Şubat 2006 tarihinde kurulmuştur. Başlangıçta 50.000 TL olan sermayesi, ihtiyaçlara bağlı olarak yıllar içinde
artırılmış, bugün itibariyle sermayesi tamamı
ödenmiş olmak üzere 100 milyon TL’ye ulaşmıştır.
2020 yılında 750 bayi ile %10 pazar payı hedefleyen TP Petrol Dağıtım, 2011 yılında da
istasyon ağını genişletme çalışmalarını devam ettirmiş olup, 2011 yılı sonu itibariyle toplam bayi sayısını 132’ye çıkarmıştır.
2011 yılında Hatay-Dörtyol Terminalinden
102.000 m³ motorin ithal edilerek satışı gerçekleştirilmiştir. Ayrıca siyah ürün ithalatı da
başlamıştır. Kurulduğu günden bu yana büyümeye devam eden TP Petrol Dağıtım, 2011
yılında sektörde 8. büyük firma olma unvanını
korumaktadır.
Türkiye Petrolleri Denizaşırı Ltd.
Şirketi (TPOC)
TPOC Ltd., TPAO’nun yurtdışı petrol ve doğal
gaz projeleri ile ilgili teknik ve ticari faaliyetlerde bulunmak amacıyla 1996 yılında Jersey/
Channel Adalarında kurulmuş olup, halen bu
amaçlar doğrultusunda çalışmalarını sürdürmektedir.
TPOC Ltd., Azerbaycan Projelerinden Şah
Deniz’de %9 ve Alov’da %10 hisseye sahiptir.
Libya’da Sirte Basenindeki NC189 ruhsatında
%51 ve Murzuk Baseni’ndeki 147/3-4 ruhsatında ise %100 hisse ile faaliyetlerini operatör olarak sürdürmektedir. Ayrıca, TPOC Irak/
Bağdat’ta, Libya / Tripoli’de ve Azerbaycan /
Bakü’de olmak üzere üç ofiste faaliyetlerine
devam etmektedir.
TP Missan Ltd. Şirketi (TP MISSAN)
TP Missan Ltd., TPAO’nun yurtdışı petrol ve
doğal gaz projeleri ile ilgili teknik ve ticari faaliyetlerde bulunmak amacıyla 10 Ağustos
2010 tarihinde Jersey/Channel Adalarında
kurulmuş olup, halen bu amaçlar doğrultusunda çalışmalarını sürdürmektedir. TP Missan Ltd., Irak Projelerinden Missan’da %15
hisseye sahiptir.
TP Badra Ltd. Şirketi (TP BADRA)
TP Badra Ltd., TPAO’nun yurt dışı petrol ve
doğal gaz projeleri ile ilgili teknik ve ticari faaliyetlerde bulunmak amacıyla 10 Ağustos
2010 tarihinde Jersey/Channel Adalarında
kurulmuş olup, halen bu amaçlar doğrultusunda çalışmalarını sürdürmektedir. TP Badra Ltd., Irak Projelerinden Badra’da %10 hisseye sahiptir.
47
Türkiye Petrolleri SCP Ltd. Şirketi
(TPSCP)
TPSCP Ltd. Şah Deniz doğal gazının taşınması için kurulan Güney Kafkasya Doğal Gaz
Boru Hattı (SCP) proje şirketlerine, ilgili proje
anlaşmaları çerçevesinde Ortaklığımızın iştirakinin sağlanması amacıyla 24 Mayıs 2002
tarihinde Cayman Adalarında kurulmuştur.
TPSCP Ltd. 27 Şubat 2003 tarihinde imzalanan SCP Proje Anlaşmalarına taraf olmuştur.
Şirketin SCP Projesindeki hissesi %9’dur.
İştirakimiz
KazakTürkMunay (KTM) Ltd. Ortak
Şirketi
Türkiye Petrolleri BTC Ltd. Şirketi
(TPBTC)
TPBTC Ltd. Ortaklığımızın öncelikli olarak
ACG’nin ve diğer Hazar Bölgesi petrollerinin
uluslararası pazarlara taşınabilmesi için oluşturulan Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Hampetrol Boru Hattı (BTC) Projesi ve proje şirketlerine (BTC Co., BTC Investment Co. ve
BTC Finance B.V.) iştiraki amacıyla Cayman
Adalarında 20 Şubat 2002 tarihinde kurulmuştur.
Hisselerinin tamamı TPAO’ya ait olan şirketin
ortağı olduğu BTC Projesindeki ve ilgili şirketlerindeki hisseleri %6,53’tür.
KazakTürkMunay (KTM) Ltd. Ortak Şirketi,
TPAO ile Kazakistan Jeoloji ve Yeraltı Kaynaklarını Koruma Bakanlığına bağlı Kazzarubejgeologia Cumhuriyet Devlet İşletmesi
(KZBG) arasında, 9 Ocak 1993’te imzalanan
kuruluş anlaşmasıyla tesis edilmiştir. Ortak
şirketteki Kazak hissesini %51 ve TPAO hissesini %49 olarak belirleyen anlaşma ile KTM
Ltd., Batı Kazakistan’ın 4 ayrı bölgesindeki 7
ruhsatta hidrokarbon arama ve işletme hakkı
elde etmiştir.
Çevre koruma çalışmalarımızda reaktif yaklaşımı
benimseyen Ortaklığımız, yurtiçinde ve yurtdışında
48
sürdürdüğü çalışmalar ve yatırımlarla sektördeki
yolculuğuna, bölgesinde etkin bir dünya şirketi
olarak devam edecektir.
49
finans
50
600
2000’li yılların başında 50 milyon dolar olan
yurtiçi yatırım bütçemiz, 2011 yılında yaklaşık
600 milyon dolar seviyesine ulaşmıştır.
Yatırımlarımızın büyük bir bölümü, özellikle
denizlerimizde yapılan arama ve sondaj
harcamalarından oluşmaktadır. Petrolcülükte
büyük keşifler genelde yoğun arama yatırım
programları
sonucunda
oluşmaktadır.
Yatırımlardaki bu büyük artışın, ülkemizin
yeni petrol zenginliklerini bulma fırsatını
yaratacağı beklentisi içerisindeyiz.
Yurtdışı Yatırım ve İşletme Harcamalarımız
TPAO 2011 yılında Azerbaycan ve Kazakistan’da üretim, Libya’da arama ve Irak’da ise aramaüretim faaliyet ve yatırımlarını sürdürmenin yanı sıra zengin hidrokarbon rezervlerine sahip,
Güney Amerika, Rusya ve Orta Doğu Bölgelerinde de yoğun iş geliştirme faaliyetlerine devam
etmektedir.
Bu kapsamda, 2011 yılında Ortaklığımızın yurtdışı yatırım ve işletme bütçesi yaklaşık 370 milyon
dolar olarak gerçekleşmiş olup, artan iş programımıza paralel olarak yatırım programımız önümüzdeki dönemlerde artarak devam edecektir.
(bin dolar)
2011
2010
316.943
250.925
ACG Projesi
219.825
184.233
Şah Deniz Projesi
95.874
65.495
SCP Projesi
13
59
BTC Projesi
11
51
Alov Projesi
-
38
1.220
1.049
44
78
Libya
10.142
85.328
Irak
41.695
13.652
TPOC Merkez Ofisi
296
-
İş Geliştirme
608
44
369.728
350.027
Azerbaycan
TPAO Bakü Ofisi
Kazakistan
TOPLAM
51
52
53
Fi̇nansal Tabloların Sunumuna İlişkin
Esaslar
1.1 Yasal Defter ve Fi̇nansal Tablolar
54
TPAO ve Grubun konsolide mali tabloları
Uluslararası Finansal Raporlama Standartları (UFRS) ile uyumlu olarak hazırlanmıştır.
Türkiye’de faaliyetlerini sürdürmekte olan şirket, muhasebe kayıtlarını ve yasal mali tablolarını yürürlükteki ticari ve mali mevzuata ve
Maliye Bakanlığı’nın yayınlamış olduğu Tek
Düzen Hesap Planı (TDHP) çerçevesine göre
tutmaktadır.
Yabancı ülkede faaliyet gösteren iştirak ve
bağlı ortaklıklar muhasebe kayıtlarını ve yasal mali tablolarını faaliyet gösterdikleri ülkelerde yürürlükte olan ticari ve mali mevzuata
göre/proje anlaşmaları, ekleri ve proje yönetimi tarafından referans alınmasına karar verilen standartlara göre ilgili ülkenin para birimi
üzerinden tutmaktadırlar.
İlişikte sunulan konsolide mali tablolar Grubun, bağlı ortaklıklarının ve iştirakinin yasal
kayıtlarına UFRS ile uyumlu bir şekilde su-
num amacıyla yapılan düzeltme ve sınıflandırma değişikliklerini içermektedir. Avrupa
Birliği tarafından kabul edilen UMS/UFRS’nin
UMSK tarafından yayımlananlardan farkları
TMSK tarafından ilan edilinceye kadar, finansal tablolar UMS/UFRS’ye göre hazırlanmaktadır.
Şirket faaliyetlerinde kullanılan fonksiyonel
Para birimi Türk Lirası (TL) olup, raporlamada
kullanılan fonksiyonel para birimi Amerikan
Doları (USD)’ dir. İlişikteki finansal tablolar ve
dipnotlar Amerikan Doları (USD) cinsinden
sunulmuştur.
1.2 Yüksek Enflasyon Dönemlerinde
Mali Tabloların Düzeltilmesi
SPK’nın 17 Mart 2005 tarih ve 11/367 sayılı
kararı uyarınca, Türkiye’de faaliyette bulunan
ve Muhasebe Standartları’na (UMS/UFRS
uygulamasını benimseyenler dahil) uygun
olarak mali tablo hazırlayan şirketler için, 1
Ocak 2005 tarihinden itibaren geçerli olmak
üzere enflasyon muhasebesi uygulamasına
son verilmiştir. Buna istinaden, 1 Ocak 2005
tarihinden itibaren UMSK tarafından yayım-
İştirak ve Bağlı Ortaklıkların Ünvanları ve Hisse Oranları
İştirak ve Bağlı Ortaklık
Pay Oranı (%)
Uygulanan Yöntem
KTM
49
Özkaynak Yöntemi
TPIC
100
Tam Konsolidasyon
TPBTC
100
Tam Konsolidasyon
TPSCP
100
Tam Konsolidasyon
TPOC
100
Tam Konsolidasyon
AIOC (ACG Projesi'nin %6,75 ortağıdır)
100
Tam Konsolidasyon
TP MISSAN
100
Tam Konsolidasyon
TP BADRA
100
Tam Konsolidasyon
lanmış 29 No’lu “Yüksek Enflasyonlu Ekonomilerde Finansal Raporlama” Standardı
(“UMS/TMS 29”) uygulanmamıştır.
da ana ortaklığın payına düşen kısma isabet
eden tutar kadar konsolide bilançoda gösterilir.
1.3 Önceki Dönem Mali Tabloların
Karşılaştırılması
Konsolidasyona dahil edilen ortaklıklarda Ana
Ortaklığın sahip olduğu payların defter değeri, ortaklıkların öz sermaye hesaplarıyla karşılıklı olarak mahsup edilmiş ve Ana Ortaklık
ile konsolidasyona dahil edilen ortaklıklar arasındaki tüm alım satım işlemleri ve borç alacak bakiyeleri netleştirmeye tabi tutulmuştur.
Cari dönem mali tabloların sunumu ile uygunluk sağlanması açısından karşılaştırmalı
bilgiler gerekli görüldüğünde yeniden sınıflandırılmıştır.
1.4 Konsolidasyon Esasları
Konsolide mali tablolar TPAO (“Şirket”,”Ana
Ortaklık”) ile TPAO tarafından kontrol edilen
ortaklıkları içermekte olup 31 Aralık 2011 tarihinde sona eren yıla ait mali tablolar esas
alınarak hazırlanmıştır.
Ana Ortaklık tarafından doğrudan veya dolaylı olarak sermaye ve yönetim ilişkileri çerçevesinde %50’den fazla oranda hisseye, oy
hakkına veya yönetim çoğunluğunu seçme
hakkına veya yönetim çoğunluğuna sahip
olunan veya Ana Ortaklık tarafından kontrol
edilen işletmeler bağlı ortaklık olarak tanımlanmıştır.
Kontrol gücü, Ana Ortaklığın, bir işletmenin
faaliyetlerinden fayda sağlamak amacıyla
sözkonusu işletmenin finansal ve faaliyet politikaları ile ilgili kararlarında etkin rol oynama,
bu politikaları yönetme gücünü ifade etmektedir. Kontrol gücünün bulunmadığı ancak Ana
Ortaklığın %10 ile %50 arasında pay sahibi
olduğu şirketler iştirak olarak tanımlanmaktadır.
31 Aralık 2011 itibariyle iştirak ve bağlı ortaklıkların unvanları ve hisse oranları yandaki
tabloda belirtilmiştir.
Şirket’in KTM adındaki kuruluştaki iştiraki öz
sermaye yöntemi kullanılarak mali tablolara
yansıtılmıştır. Öz sermaye yönteminde iştiraklerin kar ve zararları ana ortaklığın payına düşen kısma isabet eden tutar kadar gelir
tablosuna yansıtılır. İştiraklerin net varlıkların-
1.5 Muhasebe Politikalarındaki
Değişiklikler
Muhasebe tahminlerindeki değişiklikler, yalnızca bir döneme ilişkin ise, değişikliğin yapıldığı cari dönemde, gelecek dönemlere ilişkin
ise, hem değişikliğin yapıldığı dönemde hem
de gelecek dönemlerde, ileriye yönelik olarak
uygulanır. Grubun cari yıl içerisinde muhasebe tahminlerinde önemli bir değişikliği olmamıştır.
Önemli Muhasebe Politikalarının Özeti
2.1 Hasılat
Grubun gelirleri, hampetrol ve doğal gaz satışı ile çeşitli hizmet gelirlerinden oluşmaktadır.
Satıştan elde edilen gelir, aşağıdaki şartların
tamamı yerine getirildiğinde muhasebeleştirilir:
•Grubun mülkiyetle ilgili tüm önemli riskleri ve
kazanımları alıcıya devretmesi,
•Grubun mülkiyetle ilişkilendirilen ve süregelen bir idari katılımının ve satılan mallar üzerinde etkin bir kontrolünün olmaması,
•Gelir tutarının güvenilir bir şekilde ölçülmesi,
•İşlemle ilişkili ekonomik faydaların işletmeye
akışının olası olması ve
•İşlemden kaynaklanan ya da kaynaklanacak
maliyetlerin güvenilir bir şekilde ölçülmesi.
UMS 18 Hasılat standardı madencilik faaliyetlerinden elde edilen hasılatı kapsam dışında
bıraksa da çeşitli tavsiye metinleri ve literatürde genel kabul görmüş uygulamalar UMS
55
18’in maden endüstrisinde hasılatın doğma
zamanı ile ilgili temel bir rehber olduğunu
göstermektedir. Şirket hampetrol üretimi yaptıktan sonra bunu boru hatlarıyla alıcıya ulaştırmakta ve bu süreçte mal üzerindeki önemli
riskler henüz alıcıya devredilmemektedir.
56
Ürünün alıcıya teslim edildiği noktada ise
standart hükümleriyle örtüşür şekilde, mülkiyetle ilgili tüm önemli riskler ve kazanımlar alıcıya devredildiğinden hasılatın doğduğu kabul edilmekte ve gelir kayıtlara alınmaktadır.
Şirket geliri, bu süreç sonunda mal satışlarının faturalanmış değerlerini içerir. Hizmet
gelirleri ise gerçekleştiği anda hasılat olarak
kaydedilmektedir.
Net satışlar, teslim edilmiş malların fatura
edilmiş bedelinin, satış iadelerinden ve satış
iskontolarından arındırılmış halidir. Satışların
içerisinde önemli bir finansman maliyeti bulunması durumunda, makul bedel gelecekte
oluşacak tahsilatların, finansman maliyeti içerisinde yer alan gizli faiz oranı ile indirgenmesi ile tespit edilir. Gerçek değerleri ile nominal
değerleri arasındaki fark tahakkuk esasına
göre faiz geliri olarak değerlendirilir.
Hasılat olarak kayıtlara alınan tutarların tahsilinin şüpheli hale gelmesi durumunda, ayrılan şüpheli alacak karşılığı, hasılat tutarının
düzeltilmesi suretiyle değil, bir gider olarak
finansal tablolara alınır.
2.2 Stoklar
Stoklar, elde etme maliyeti ve net gerçekleşebilir değerin düşük olanı ile değerlendirilmiştir.
Stokların maliyeti tüm satın alma maliyetlerini,
dönüştürme maliyetlerini ve stokların mevcut
durumuna ve konumuna getirilmesi için katlanılan diğer maliyetleri içerir. Stokların birim
maliyeti, ağırlıklı ortalama maliyet yöntemi ile
belirlenir.
Net gerçekleşebilir değer, işin normal akışı içinde tahmini satış fiyatından tahmini tamamlama maliyeti ve satışı gerçekleştirmek
için gerekli tahmini satış maliyeti toplamının
indirilmesiyle elde edilen tutardır.
UMS 2 Stoklar standardı stok maliyetlerinin
belirlenmesinde mümkün olduğu durumlarda
gerçek parti maliyet yönteminin, gerçek maliyetinin belirlenemediği durumlarda ise İlk
giren ilk çıkar yöntemi (FIFO) veya Ortalama
Maliyet Yönteminin kullanılmasını önermektedir. Maliyet; ilk madde ve malzeme, yarı
mamul, emtia ve diğer stoklar için hareketli
ağırlıklı ortalama maliyet yöntemi kullanılarak
belirlenmiştir
2.3 Duran Varlıklar
2.3.1 Maddi Duran Varlıklar
1 Ocak 2005 tarihinden önce satın alınan
maddi duran varlıklar 31 Aralık 2004 tarihi itibarıyla enflasyonun etkilerine göre düzeltilmiş
maliyet değerlerinden birikmiş amortisman ve
kalıcı değer kayıpları düşülerek; 1 Ocak 2005
Amortisman Oranı
Yeraltı ve Yerüstü Düzenleri
%5 - %15
Binalar
%2
Makine ve Teçhizat*
%10 - %20
Taşıtlar
%20
Demirbaşlar
%5 - %16
* petrol ve doğal gaz üretim, makine ve teçhizat dahil.
57
tarihinden itibaren satın alınan maddi duran
varlıklar ise maliyet değerlerinden birikmiş
amortisman ve kalıcı değer kayıpları düşülerek yansıtılmıştır.
İşletmede bir yıldan fazla süre kullanılacağı
tahmin edilen maddi duran varlıklar, ilk defa
maliyet bedelleri ile kayda alınırlar. Daha sonraki dönemlerde de maliyet bedeli ile değerlenirler.
Maddi duran varlığın maliyet değeri, alış fiyatı, ithalat vergileri ve iadesi mümkün olmayan
satın alma vergileri, maddi duran varlığı kullanıma hazır hale getirmek için yapılan masraflar ve sözkonusu maddi duran varlığın edinimi amacıyla kullanılmış kredilerin sözkonusu
maddi duran varlığın yatırım aşamasındayken
katlanılmış faiz giderlerinden oluşmaktadır.
Şirket mali tablolarında amortisman oranı olarak Vergi Usul Yasası’nda belirtilen ekonomik
ömürleri dikkate alarak amortisman hesaplamıştır. Amortisman ayırma yöntemi olarak
doğrudan amortisman yöntemi belirlenmiş ve
amortisman gideri hesaplanmıştır. Kullanılan
amortisman oranları yandaki tabloda belirtilmiştir.
Amortisman oranlarının asgari olarak her hesap dönemi sonunda gözden geçirilmesi gerekmektedir.
Diğer taraftan yine maddi varlıklarda değer
düşüklüğünün olup olmadığına ilişkin testlerin yapılması gerekir. Ancak henüz böyle bir
çalışma gerçekleştirilmemiş olmakla birlikte,
değer azalmasının olduğu bir varlık grubu da
bulunmamaktadır.
2.3.2 Maddi Olmayan Duran Varlıklar
Maddi Duran varlıklar, özel maliyetler, haklar
ve diğer maddi olmayan duran varlıklardan
oluşmaktadır. Sözkonusu maddi olmayan duran varlıklar tahmini kullanım süresine göre
itfa edilirler.
2.4 Şerefiye
1 Ocak 2005 tarihinden itibaren TFRS 3 “İşletme Birleşmeleri” çerçevesinde, iktisap edilen tanımlanabilir varlık, yükümlülük ve şarta
bağlı yükümlülüklerin makul değerinin satın
alma bedelini aşan kısmı şerefiye olarak muhasebeleştirilir.
İşletme birleşmesi sırasında oluşan şerefiye
amortismana tabi tutulmaz, bunun yerine yılda bir kez veya şartların değer düşüklüğünü
işaret ettiği durumlarda daha sık aralıklarla
değer düşüklüğü tespit çalışmasına tabi tutulur.
Grubun TFRS 3 “İşletme Birleşmeleri” kapsamında bir şerefiye hesabı bulunmamaktadır.
2.5 Varlıkların Değer Düşüklüğü
Varlıkların kayıtlı değerlerinin, geri kazanılabilir değerlerinden fazla olduğu durumlarda,
değer düşüklüğü karşılığı ayırmak suretiyle,
varlığın kayıtlı değeri geri kazanılabilir tutarına indirilir ve karşılık gelir tablosuna gider
olarak yansıtılır.
Diğer taraftan; nakit üreten varlıkların geri kazanılabilir tutarı, net satış fiyatları ile kullanım
değerlerinden yüksek olanıdır. Bahse konu
varlıkların kullanım değeri, bu varlıkların sürekli kullanımından ve satışlarından elde edi-
lecek net nakit girişlerinin, uygun bir iskonto
oranı ile iskonto edilmiş net bugünkü değerlerini ifade eder.
Ancak bilanço döneminde böyle bir tespit
sözkonusu değildir.
58
2.6 Borçlanma Maliyetleri
Finansal borçlardan kaynaklanan finansman
maliyetleri, özellikli varlıkların iktisabı veya
inşası ile ilişkilendirildikleri takdirde, özellikli varlıkların maliyet bedeline dahil edilirler.
Özellikli varlıklar amaçlandığı şekilde kullanıma veya satışa hazır hale getirilmesi uzun bir
süreyi gerektiren varlıkları ifade eder. Diğer
borçlanma maliyetleri oluştuğu dönemde gelir
tablosuna kaydedilir.
2.7 Finansal Araçlar
Finansal araçlar aşağıdaki finansal varlık ve
borçlardan oluşmaktadır.
Hazır Değerler
Kasa, bankalar ve yoldaki paralar hazır değerleri oluşturmaktadır.
Kasadaki paralar Türk Lirası ve dövizli bakiyelerden oluşmaktadır. Türk Lirası bakiyeler
kayıtlı değeriyle, dövizli bakiyelerse bilanço
tarihindeki T.C. Merkez Bankası döviz alış
kuru ile değerlenerek kayıtlarda gösterilmektedir. Aktiflerin değerlemesinde döviz alış
kuru, yükümlülüklerin değerlemesinde döviz
satış kuru uygulanır.
Banka mevduatları, vadeli ve vadesiz mevduatlardan ve bu mevduatların faizlerinden
oluşmaktadır. Türk Lirası mevduatlar maliyet
değerleriyle, döviz tevdiat hesapları ise bilanço tarihindeki Merkez Bankası döviz alış kuru
kullanılmak suretiyle Türk Lirası’na çevrilmiş
değerleriyle kayıtlarda gösterilmektedir.
Yabancı para cinsinden hazır değerlerin,
bilanço tarihindeki geçerli kurlardan Türk
Lirası’na çevrilmiş olması sebebiyle, bu varlıkların gerçeğe uygun değerlerinin kayıtlı de-
ğerlerine eşdeğer olduğu kabul edilmektedir.
Banka mevduatları, kasanın kayıtlı değerlerinin ve alınan çeklerin, bu varlıkların kısa vadelerde elden çıkarılmaları ve değer düşüklüğü riski olmaması nedeniyle, gerçeğe uygun
değerleriyle aynı olduğu varsayılmaktadır.
Gerçeğe uygun değer; herhangi bir finansal
aracın, alım satıma istekli iki taraf arasında,
muvazaadan arındırılmış olarak el değiştirdiği
değer olup, öncelikle ilgili varlığın borsa değeri, borsa değerinin oluşmaması durumunda ise değerleme gününde bu tanıma uygun
alım satım değeri, gerçeğe uygun değer olarak kabul edilir.
Ticari Alacaklar Ticari alacaklar, alıcılara doğrudan mal ve
hizmet satmak suretiyle yaratılan finansal
varlıklardır.
Ticari alacakların iskonto edilmiş ve şüpheli
alacak karşılığı ayrılmış değerlerinin, varlıkların gerçeğe uygun değerine eşdeğer olduğu
varsayılmaktadır.
İlişkili Taraflar
Ekteki mali tablolarda konsolidasyon kapsamındaki şirketler (direkt) ve bu şirketler tarafından kontrol edilen şirketler (dolaylı), iştirakler, proje ortakları ilişkili taraf olarak kabul
edilmiştir.
Kısa ve Uzun Vadeli Banka Kredileri ve
Ticari Borçlar
Kısa ve uzun vadeli banka kredileri, anapara
ve bilanço tarihi itibariyle tahakkuk eden faiz
giderlerinin toplanması sonucu oluşan değerlerin etkin faiz oranı yöntemi ile iskonto edilmiş tutarları ile kayıtlarda gösterilmektedir.
Ticari borçlar, satıcılardan doğrudan mal ve
hizmet almak suretiyle oluşan finansal borçlar olup iskonto edilmiş tutarları ile bilançoda
gösterilmektedir.
Finansal Yatırımlar
Aktif bir piyasada kayıtlı bir fiyatı bulunmayan
ve gerçeğe uygun değeri güvenilir bir şekilde
ölçülemeyen özkaynağa dayalı finansal araçlar maliyet değerleriyle raporlanırlar.
Türkiye’de ödenecek vergiler konusunda vergi idaresi ile mutabakat sağlama gibi bir uygulama yoktur.
2.8 Karşılıklar, Koşullu Borçlar
ve Yükümlülükler
Kurumlar Vergisi beyannameleri hesap döneminin kapandığı ayı takip eden dördüncü
ay içerisinde verilir. Vergi incelemesine yetkili
makamlar, hesap dönemini takip eden beş yıl
süresince vergi beyannamelerini ve bunlara
temel olan muhasebe kayıtlarını inceleyebilir
ve bulguları neticesinde yeniden tarhiyat yapabilirler.
Grup yönetimi, geçmiş olaylardan kaynaklanan mevcut bir hukuki veya zımni yükümlülüğün bulunduğu, bu yükümlülüğün yerine getirilmesi için ekonomik fayda içeren kaynakların
işletmeden çıkmasının muhtemel olduğu ve
sözkonusu yükümlülük tutarının güvenilir bir
biçimde tahmin edilebildiği durumlarda, ilişikteki konsolide finansal tablolarda sözkonusu
yükümlülük tutarı kadar karşılık ayırmaktadır.
Şarta bağlı yükümlülükler, ekonomik fayda
içeren kaynakların işletmeden çıkma ihtimalinin muhtemel hale gelip gelmediğinin tespiti
amacıyla sürekli olarak değerlendirmeye tabi
tutulur. Ekonomik fayda içeren kaynakların
işletmeden çıkma ihtimalinin uzak olduğu durumlar hariç finansal tablo dipnotlarında açıklanır.
Ekonomik faydanın işletmeye gireceğinin
muhtemel hale gelmesi halinde, koşullu varlıkla ilgili olarak finansal tablo dipnotlarında
açıklama yapılır. Ekonomik faydanın işletmeye gireceğinin kesine yakın hale gelmesi
durumunda ise, sözkonusu varlık ve bununla
ilgili gelir değişikliğinin olduğu tarihte konsolide finansal tablolara alınır.
2.9 Kurum Kazancı Üzerinden
Hesaplanan Vergi
2.9.1 Kurumlar Vergisi
Türkiye’de kurumların ticari kazancına vergi
yasaları gereğince indirimi kabul edilmeyen
giderlerin ilave edilerek, vergi yasalarında
yer alan istisnaların indirilerek bulunacak
yasal vergi matrahına uygulanan kurumlar
vergisi oranı %20’dir. Türk vergi mevzuatına
göre mali zararlar, gelecekte oluşacak kurum kazancından mahsuplaştırılmak üzere
beş yıl süre ile taşınabilir. Ancak, mali zararlar, geçmiş yıl karlarından mahsup edilemez.
Konsolidasyon’a tabi şirketler, bu şirketler
vasıtasıyla yürütülen projelerin, kanunların
üzerinde yaptırıma sahip anlaşmalarında tanımlanan hükümlere uygun olarak vergilendirilirler.
2.9.2 Ertelenen Vergi
Ertelenen vergiler, yükümlülük metodu kullanılarak, varlıkların ve yükümlülüklerin indirilebilir vergi matrahı ile bunların mali tablolardaki
kayıtlı tutarları arasında oluşan geçici farklar
üzerinden hesaplanmaktadır.
Başlıca geçici farklar, gelir ve giderlerin tebliği
ile vergi kanunlarına göre değişik mali tablo
dönemlerinde muhasebeleşmesinden kaynaklanmaktadır. Ertelenen vergi yükümlülüğü
vergiye tabi tüm geçici farklar için hesaplanırken, indirilecek geçici farklardan oluşan ertelenen vergi alacakları, gelecek dönemlerde
vergiye tabi kazançlarının olacağı varsayımıyla hesaplanmaktadır.
Şirket ertelenen vergi varlık ve yükümlülüklerini bilanço kalemlerinin Sermaye Piyasası
Kurulu’nun Tebliğ XI-29 hükümleri ile yasal
finansal tabloları arasındaki farklı değerlendirilmelerin sonucunda ortaya çıkan geçici
farkların etkilerini dikkate alarak hesaplamaktadır. Söz konusu geçici farklar genellikle gelir
ve giderlerin tebliğ ve vergi kanunlarına göre
değişik raporlama dönemlerinde muhasebeleşmesinden kaynaklanmaktadır.
Konsolidasyon kapsamında bulunan şirketlere ait vergi varlıkları ve yükümlülükleri konso-
59
lidasyon sırasında olduğu gibi kayıtlara alınmıştır.
60
Ertelenmiş vergi yükümlülükleri, Grubun geçici farklılıkların ortadan kalkmasını kontrol
edebildiği ve yakın gelecekte bu farkın ortadan kalkma olasılığının düşük olduğu durumlar haricinde, bağlı ortaklık ve iştiraklerdeki
yatırımlar ile ilişkilendirilen vergilendirilebilir
geçici farkların tümü için hesaplanır.
Bu tür yatırım ve paylar ile ilişkilendirilen vergilendirilebilir geçici farklardan kaynaklanan
ertelenmiş vergi varlıkları, yakın gelecekte
vergiye tabi yeterli kar elde etmek suretiyle
sözkonusu farklardan yararlanmanın kuvvetle
muhtemel olması ve gelecekte ilgili farkların
ortadan kalkmasının muhtemel olması şartlarıyla hesaplanmaktadır.
2.10 Arama, Hazırlık ve Geliştirme
Gideri
Petrol arama ve üretim sektöründe giderler;
• Arama Giderleri
• Elde Etme Giderleri
• Geliştirme Giderleri
• Üretim Giderleri
olmak üzere dört temel kısımdan oluşmaktadır.
1-Arama Giderleri
Arama ruhsatının alınmasından ticari petrol
keşfi yapılmasına kadar ki süreç içerisinde
yapılan giderler genel olarak arama gideri
olarak kabul edilir.
2-Elde Etme Giderleri
Uluslararası Finansal Raporlama Standardı
6: Maden Kaynaklarının Arama ve Değerlendirilmesi Standardı yalnızca arama ve değerlendirme giderlerinin muhasebeleştirilmesini
konu edinmekte, arama ruhsatının alınmasından önce katlanılan giderleri, geliştirme
giderlerini ve üretim giderlerini kapsam dışı
bırakmaktadır.
Arama, hazırlık ve geliştirme giderleri Petrol
Kanunu gereği gelir tablosuna alınabiliyorken
şirket uluslararası muhasebe standartlarına
göre raporlamada bulunduğu için ilgili giderleri aşağıda uygulaması açıklanan başarılı
sonuç metoduna göre muhasebeleştirmiştir.
Açılan kuyunun faaliyeti ile ilgili yapılan yeraltı ve yerüstü düzenleri (platform, boru hatları
ve benzeri giderler) ile petrol veya doğal gaz
araması yapmak veya sondaj aşamasında
kullanılmak için alınan makine, teçhizat ve diğer duran varlıklar aktifleştirilmekte ve amortisman yolu ile itfa edilmektedir.
Yurt dışı ortak işletim anlaşmaları dolayısıyla
ödenen tutarlar (yatırımlar ve alacaklar) aktifleştirilmekte, bilahare petrol keşfi olması durumunda elde edilen gelirler ile itfa edilmektedir. Yeterli petrolün kalmaması durumunda
itfa edilemeyen yatırım ve/veya alacak bakiyesi giderleştirilmektedir.
Casing gibi sondaj malzemeleri arama faaliyetinin sonucuna göre işleme tabi tutulmaktadır. Kuyu başarılı ise casing aktifleştirilmekte
ve amortisman ayrılmakta, kuyu kuru ise zarar kaydedilmektedir.
Petrol hakkına sahip olmak için katlanılan tüm
giderlerdir.
2.11 Petrol Muhasebesi
3-Geliştirme Giderleri
Bu yöntemdeki temel öngörü, üretim öncesi
giderlerin üretilebilir petrol rezervlerinin bulunması ile aktifleştirilmesi ve amortisman yoluyla mamul maliyetine yansıtılmasıdır.
Sahanın elde edilmesi ve petrol arama aşamalarını takiben yapılan giderlerdir.
4-Üretim Giderleri
Petrolün üretimi aşamasında katlanılan giderlerdir.
Başarılı Sonuç Metodu
Başka bir ifade ile, Başarılı Sonuç Yönteminde üretim öncesi giderler, arama faaliyetinde
başarı sağlandığı taktirde mamul maliyetiyle
ilişkilendirilmektedir.
Başarısız arama faaliyetleri için katlanılan
üretim öncesi giderler dönem gideri olarak kabul edilmekte ve direkt olarak gelir tablosuna
yansıtılmaktadır.
Bu yöntemin alternatifi olan Tam Maliyet Yönteminde ise üretim öncesi araştırma ve değerlendirme harcamaları sonuç başarılı olsun
veya olmasın aktifleştirilmekte ve amortismana tabi tutulmaktadır.
Şirket, petrol arama ve geliştirme maliyetlerini
başarılı sonuç metoduna göre muhasebeleştirmektedir. Geliştirme giderleri, kanıtlanmış
sahalarda petrol veya doğal gaz üretimini hızlandırmak için katlanılan maliyetler olup, bu
faaliyetler hedefine ulaşmasa dahi, tutarlar
aktifleştirilmektedir.
Rezervlerin bulunması halinde aktifleştirilen
petrol arama ve geliştirme maliyetleri, her
yılki fiili üretimin, dönem başı toplam tahmini rezerv miktarına bölünmesiyle bulunan itfa
oranı ile tükenmeye tabi tutulur.
Petrol ve Doğal Gaz Rezerv Tahminleri
Grubun ana faaliyetini oluşturan ispat edilmiş
(kanıtlanmış) petrol ve doğal gaz rezervleri,
jeolojik ve mühendislik verilerine göre, mevcut
ekonomik ve faaliyet koşulları altında, bilinen
kuyulardan (depo) makul ihtimaller dâhilinde,
ileriki dönemlerde elde edilebileceği beklenen
tahmini petrol ve doğal gaz miktarlarıdır.
Mevcudiyeti kanıtlanmış rezervler, mevcut
kuyulardan, mevcut makine ve işletim yöntemleri kullanılarak elde edilmesi beklenen
doğal kaynak rezervleridir. Petrol ve doğal
gaz rezervleri tahmininde şirket yönetiminin
varsayım ve beklentileri baz alınmıştır.
2.12 Kuyu Terk Etme Yükümlülükleri
Kuyu terk etme yükümlülükleri, genel olarak
bir kuyunun açılması veya faaliyete başlamasıyla birlikte kayda alınan ve bu kuyunun
61
terk edilmesi sonucu katlanılması gereken
yükümlülükleri kapsar. Bir kuyunun maliyetlerinde gerçekleşen artışlarla birlikte terk etme
yükümlülüklerinin de artması sözkonusudur.
Bunun yanı sıra zaman içerisinde bu yükümlülükler güncel bedellerini yansıtmak amacıyla artarken, aynı şekilde bu yükümlükleri doğuran kuyular ise tükenmeye tabi olup zaman
içerisinde itfa olurlar.
2.13 Çalışanlara Sağlanan Faydalar
Belirli Katkı Planları
Türkiye’deki mevcut sosyal güvenlik düzenlemelerine göre, çalışan, istifa ve haklı gerekçeler dışında işten ayrılması ve bir yılı doldurması durumunda kıdem tazminatını hak
etmektedir.
Şirket buna uygun şekilde, mevcut yükümlülüğünü hesaplamaktadır. Bu yükümlülüğün
bugünkü değerini ifade etmesi için etkin faiz
oranı ile iskontoya tabi tutulur. Bu hesaplamalardan doğan tüm kazanç ve kayıplar gelir
tablosu hesaplarında raporlanır.
Güncellenmiş olan UMS 19 Çalışanlara Sağlanan Faydalar Standardı uyarınca sözkonusu türdeki ödemeler tanımlanmış emeklilik
fayda planları olarak nitelendirilir.
Bilançoda muhasebeleştirilen kıdem tazminatı yükümlülüğü, tüm çalışanların emeklilikleri
dolayısıyla ileride doğması beklenen yükümlülük tutarlarının net bugünkü değerine göre
hesaplanmış ve finansal tablolara yansıtılmıştır. Hesaplanan tüm aktüeryal kazançlar
ve kayıplar gelir tablosuna yansıtılmıştır.
62
Belirli Fayda Planları
Şirket çalışan personelinin sosyal güvenlik haklarına karşılık gelmek üzere bir resmi güvenlik kuruluşu olan Sosyal Güvenlik
Kurumu’na aylık olarak ödemeler yapmaktadır. Bu ödemeler nihaidir.
2.14 Nakit Akım Tablosu
Nakit akım tablosunda, döneme ilişkin nakit
akımları esas, yatırım ve finansman faaliyetlerine dayalı bir biçimde sınıflandırılarak raporlanır. Nakit akım hazırlama yöntemi olarak
endirekt yöntem seçilmiştir. Önceki dönem de
aynı yöntemle düzeltilmiştir.
Esas faaliyetlerden kaynaklanan nakit akımları, Grubun hampetrol, doğal gaz satışı ve
teknik hizmet faaliyetlerinden kaynaklanan
nakit akımlarını gösterir. Yatırım faaliyetleriyle
ilgili nakit akımları, Grubun yatırım faaliyetlerinde (sabit yatırımlar ve finansal yatırımlar)
kullandığı ve elde ettiği nakit akımlarını gösterir.
Finansman faaliyetlerine ilişkin nakit akımları,
Grubun finansman faaliyetlerinde kullandığı
kaynakları ve bu kaynakların geri ödemelerini
gösterir.
Hazır değerler, nakit para, vadesiz mevduat
ve satın alım tarihinden itibaren vadeleri 3 ay
veya 3 aydan daha az olan, hemen nakde
çevrilebilecek olan ve önemli tutarda değer
değişikliği riskini taşımayan yüksek likiditeye
sahip diğer kısa vadeli yatırımlardır.
sürecinde, yurtdışı iştiraklerin resmi kayıtları
USD cinsinden gerçekleştiğinden dolayı herhangi bir kur farkı ortaya çıkmamıştır.
Yalnızca TPAO Merkez ve Bölge Müdürlükleri
ile konsolidasyon kapsamındaki şirketlerden
TPIC’in bağlı ortaklığı konumundaki TPPD
resmi kayıtlarını ve finansal tablolarını Türk
Lirası (TL) cinsinden raporlamaktadır.
Söz konusu TL finansal tablolar raporlama
para birimi olan USD’ye çevrilirken ortaya
çıkan kur farkları özkaynak olarak sınıflandırılmış ve Grubun çevrim fonuna transfer edilmiştir.
Sözkonusu çevrim farklılıkları yabancı faaliyetin elden çıkarıldığı dönemde gelir tablosuna kaydedilir.
Sözkonusu TL kayıtların USD’ye çevrilmesinde bilanço kalemleri için dönem sonu kapanış
kuru, gelir ve gider kalemleri için ise ortalama
kurlar kullanılmaktadır.
2.16 İlişkili Taraflar
Aşağıdaki kriterlerden birinin varlığında, taraf
Grup ile ilişkili sayılır:
(a) Sözkonusu tarafın, doğrudan ya da dolaylı
olarak bir veya birden fazla aracı yoluyla:
i.Grubu kontrol etmesi, Grup tarafından
kontrol edilmesi ya da Grup ile ortak kontrol
altında bulunması (ana ortaklıklar, bağlı ortaklıklar ve aynı iş dalındaki bağlı ortaklıklar
dahil olmak üzere);
ii.Grup üzerinde önemli etkisinin olmasını
sağlayacak payının olması; veya
iii.Grup üzerinde ortak kontrole sahip olması;
(b) Tarafın, Grubun bir iştiraki olması;
2.15 Kur Değişiminin Etkileri
(c) Tarafın, Grubun ortak girişimci olduğu bir
iş ortaklığı olması;
Şirkete ait konsolide finansal tabloların Amerikan Doları (USD) cinsinden raporlanması
(d) Tarafın, Grubun veya ana ortaklığının kilit
yönetici personelinin bir üyesi olması;
2.17 Hisse Başına Kazanç
Gelir tablosunda belirtilen hisse başına kazanç, net karın, raporlama dönemi boyunca
piyasada bulunan hisse senetlerinin ağırlıklı
ortalama adedine bölünmesiyle bulunmaktadır.
2.18 Bilanço Tarihinden Sonraki
Olaylar
Bilanço tarihinden sonraki olaylar; kara ilişkin herhangi bir duyuru veya diğer seçilmiş
finansal bilgilerin kamuya açıklanmasından
sonra ortaya çıkmış olsalar bile, bilanço tarihi
ile bilançonun yayımı için yetkilendirilme tarihi
arasındaki tüm olayları kapsar.
(e) Tarafın, (a) ya da (d) de bahsedilen herhangi bir bireyin yakın bir aile üyesi olması;
(f) Tarafın; kontrol edilen, ortak kontrol edilen
ya da önemli etki altında veya (d) ya da (e)’de
bahsedilen herhangi bir bireyin doğrudan ya
da dolaylı olarak önemli oy hakkına sahip olduğu bir işletme olması; veya
(g) Tarafın, işletmenin ya da işletme ile ilişkili taraf olan bir işletmenin çalışanlarına işten
ayrılma sonrasında sağlanan fayda planları
olması,gerekir.
İlişkili taraflarla yapılan işlem, ilişkili taraflar
arasında kaynaklarının, hizmetlerin ya da yükümlülüklerin bir bedel karşılığı olup olmadığına bakılmaksızın transferidir.
Bilanço tarihinden sonraki düzeltme gerektiren olayların ortaya çıkması durumunda, mali
tablolara alınan tutarları bu yeni duruma uygun şekilde düzeltilmekte, bilanço tarihinden
sonra ortaya çıkan düzeltme gerektirmeyen
olayların olması halinde ise önemli olması
durumunda ilgili dönemde açıklanmaktadır.
2.19 Şarta Bağlı Varlıklar ve
Yükümlülükler
Geçmiş olaylardan kaynaklanan ve mevcudiyeti işletmenin tam olarak kontrolünde bulunmayan gelecekteki bir veya daha fazla kesin
olmayan olayın gerçekleşip gerçekleşmemesi ile teyit edilebilmesi mümkün yükümlülükler ve varlıklar mali tablolara alınmamakta ve
şarta bağlı yükümlülükler ve varlıklar olarak
değerlendirilmektedir.
63
TPAO ve Bağlı Ortaklıkları 31 Aralık 2011 ve 31 Aralık 2010
Tarihleri İtibariyle Konsolide Bilanço
bin dolar*
2011
2010
2.740.446
2.793.155
1.282.750
1.998.505
-
-
Ticari Alacaklar
402.798
268.267
Diğer Alacaklar
47.212
8.044
Stoklar
857.397
308.067
Diğer Dönen Varlıklar
150.289
210.272
4.488.192
4.213.976
Diğer Alacaklar
91.226
93.701
2.870
51
24.968
26.102
Kuyular
1.046.372
1.017.207
Maddi Duran Varlıklar
3.118.750
2.812.543
127.812
174.177
635
11.537
75.559
78.658
7.228.638
7.007.131
Varlıklar
64
Dönen Varlıklar
Nakit ve Nakit Benzerleri
Duran Varlıklar
Özkaynak Yöntemiyle Değerlenen Yatırımlar
Maddi Olmayan Duran Varlıklar
Ertelenmiş Vergi Varlığı
Diğer Duran Varlıklar
Toplam Varlıklar
Tarihleri İtibariyle Konsolide Bilanço
bin dolar*
2011
2010
716.689
1.014.894
Finansal Borçlar
210.676
208.737
Ticari Borçlar
236.618
133.722
Diğer Borçlar
101.179
428.117
Dönem Karı Vergi Yükümlülüğü
32.210
26.534
Diğer Kısa Vadeli Yükümlülükler
136.006
217.784
761.703
651.585
24.160
33.524
99
51
474.457
353.974
95.946
113.801
Ertelenmiş Vergi Yükümlülüğü
29.313
-
Diğer Uzun Vadeli Yükümlülükler
137.728
150.235
Özkaynaklar
5.750.247
5.340.652
Ana Ortaklığa Ait Özkaynaklar
5.750.247
5.340.652
980.349
980.349
-794.594
151.662
Kardan Ayrılan Kısıtlanmış Yedekler
1.405.224
1.064.255
Geçmiş Yıllar Kar / Zararları
2.724.736
1.791.570
Net Dönem Karı / Zararı
1.434.532
1.352.816
7.228.639
7.007.131
Kaynaklar
Kısa Vadeli Kaynaklar
Uzun Vadeli Kaynaklar
Finansal Borçlar
Diğer Borçlar
Borç Karşılıkları
Çalışanlara Sağlanan Faydalara İlişkin Karşılıklar
Ödenmiş Sermaye
Yabancı Para Çevrim Farkı
Toplam Kaynaklar
* 2010 yılı dolar kuru 1,5460 TL, 2011 yılı dolar kuru 1,8889 TL’dir.
65
Tarihleri İtibariyle Konsolide Gelir Tablosu
bin dolar*
66
2011
2010
Satış Gelirleri
3.295.138
2.850.823
Satışların Maliyeti (-)
1.536.637
1.424.624
Ticari Faaliyetlerden Brüt Kar (zarar)
1.758.501
1.426.199
74.949
123.291
Genel Yönetim Giderleri (-)
213.068
235.683
Araştırma ve Geliştirme Giderleri (-)
230.614
166.395
82.091
269.630
188.467
139.880
1.133.494
1.030.580
3.324
1.545
Esas Faaliyetler Dışı Finansal Gelirler
966.801
772.038
Esas Faaliyetler Dışı Finansal Giderler (-)
362.611
288.073
1.741.007
1.516.090
Sürdürülen Faaliyetler Vergi Gideri (-)
306.476
163.274
Dönemin Vergi Gideri (-)
268.319
177.269
Ertenlenmiş Vergi Geliri Gideri
- 38.157
13.994
1.434.532
1.352.816
Pazarlama, Satış ve Dağıtım Giderleri (-)
Diğer Faaliyet Gelirleri
Diğer Faaliyet Giderleri (-)
Faaliyet Karı (Zararı)
Özkaynak Yöntemiyle Değerlenen
Yatırımların Kar / Zararlarındaki Paylar
Sürdürülen Faaliyetler Vergi Öncesi Karı (Zararı)
Dönem Karı (Zararı)
* 2010 yılı dolar kuru 1,5265 TL, 2011 yılı dolar kuru 1,7175 TL’dir.
TPAO 2011 Yılı Konsolide Mali Tablolarına
Göre Çıkarılan Bazı Oranlar
Cari Oran (Çalışma Sermayesi Oranı) = 7,34
Asit - Test Oranı = 4,49
Nakit Oranı = 3,91
Finansal Kaldıraç Oranı = 0,12
Özkaynaklar / Toplam Kaynaklar= 0,88
Özkaynaklar / Yabancı Kaynaklar = 7,21
Brüt Satış Karı / Net Satışlar = 0,68
Net Kar / Toplam Varlıklar = 0,22
67
iletişim
68
Genel Müdürlük
Türkiye Petrolleri A.O.
Söğütözü Mahallesi 2180. Cadde No: 86
06100 Çankaya - Ankara / TÜRKİYE
Tel: +90 312 207 20 00
Faks: +90 312 286 90 00 - 286 90 01
e-posta: [email protected]
web: www.tpao.gov.tr
Bölge Müdürlükleri
P.K. 72100 Batman / TÜRKİYE
Tel: +90 488 213 27 10
Faks: +90 488 213 41 49 - 213 39 14
P.K. 39750 Lüleburgaz
Kırklareli / TÜRKİYE
Tel: +90 288 417 38 90
Faks: +90 288 417 22 03
P.K. 02040 Türmüs Yolu Üzeri
Adıyaman / TÜRKİYE
Tel: +90 416 227 28 11
Faks: +90 416 227 28 07 - 18
Bağlı Kuruluş
TPIC, Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti.
Söğütözü Cad. No: 27
06520 Ankara / TÜRKİYE
Tel: +90 312 285 44 55
Faks: +90 312 285 38 09
Yurtdışı Ofisleri
Azerbaycan TPAO / TPOC / TPBTC Ofisi
340 Nizami Street, 370000 ISR Plaza, 4th Floor
Baku / AZERBAYCAN
Tel: +99 412 498 95 26 - 493 14 98
Faks: +99 412 498 14 35
TPOC Libya Ofisi
Tripoli Tower 1, 10th Floor, No: 101
Tripoli / LİBYA
Tel: +218 21 335 14 94 - 335 14 96 - 97
Faks: +218 21 335 14 95
TPOC Irak Ofisi
Baghdad Al – Wazereyah 301 Section 5th St.
No:6 Baghdad / IRAK
Tel: +90 312 207 20 00 / 18 58 - 18 59
TPOC Doğu Akdeniz Ofisi
Şht. Ecvet Yusuf Cad. No: 44/A
Yenişehir, Lefkoşa, KKTC
Tel: +90 533 825 20 40
KazakTürkMunay Ltd. Ortak Şirketi
Business Center “Okan Inter-Continental”
Abay Avenue, 113, 473000,
Astana / KAZAKİSTAN
Tel: +7 7172 39 10 25
Faks: +7 7172 39 10 26

5 - Türkiye Petrolleri AO

Transkript

Benzer belgeler

enerj nn devler , turoge 2009 z rves nde bulu şuyor - Ite

PDF dosyasını indirmek için tıklayınız

PDF dosyasını indirmek için tıklayınız

Petrol ve Biz Petrol ile ülkemizin ilişkisi malumunuz... Üzerine şarkı

Slayt 1

abd`yi korkutan petrol rezervi

25.08.2016 Günlük Piyasa Analizi

Petrol Piyasası Haftalık Temel ve Teknik Görünüm (4—8 Mayıs 2015)