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

...bu ulusa ve ülkeye hizmet görevi bitmeyecektir.Mustafa Kemal Atatürk

3

4 5 öne çıkanlar

6 hakkımızda

8 organizasyon

10 yönetim kurulu başkanı ve genel müdürün notu

12 yönetim kurulumuz

14 yöneticilerimiz

16 2011’in göstergeleri

20 yurtiçi arama ve üretim faaliyetleri

26 yurtdışı arama ve üretim faaliyetleri

32 teknoloji ve servis hizmetleri

36 araştırma merkezi

38 çevre koruma ve iş güvenliği

40 insan kaynakları

42 bölge müdürlükleri

44 bağlı kuruluşlarımız ve iştirakimiz

50 finans

içindekiler

5

öne çıkanlar

2011 yılında 7 petrol, 6 doğal gaz sahası

keşfi gerçekleştirdik.

Türkiye Petrolleri olarak, Trans Anatolia Doğal Gaz Boru Hattı Projesi’nde

yer alıyoruz.

2000’li yılların başında 50 milyon dolar

olan yurtiçi yatırımlarımız 2011 yılında yaklaşık

600 milyon dolara ulaştı.

Türkiye Petrolleri olarak Irak’ta 4 önemli projede yer

alıyoruz.

2012 yılında sismik gemi alıyoruz.

Akdeniz deniz alanlarında ve Güneydoğu Anadolu Bölgesi’nde Shell ile

ortak işletme anlaşmaları imzaladık.

KKTC ile 7 deniz, 1 kara olmak

üzere toplam 8 ruhsatta petrol sahası hizmetleri ve üretim paylaşımı anlaşması imzaladık.

6

hakkımızda

• Arama, Sondaj, Üretim, • Doğal Gaz Depolama,• Boru Hattı Projeleri,• Petrol Ürünleri Ticareti ve Petrol Dağıtımı.

Ekonominin önemli oyuncularından biri olan Türkiye Petrolleri, 1954 yılında kamu adı-na hidrokarbon arama, sondaj, üretim, rafineri ve pazarlama faali-yetlerinde bulunmak üzere kurulmuştur. 58 yıllık geçmişinde petrol sektörünün pek çok ilk-lerini gerçekleştirmiştir. PETKİM, TÜPRAŞ, PETROL OFİSİ gibi 17 büyük kuruluşu ülke-mize kazandırmış olan Türkiye Petrolleri, bu-gün yurtiçinde ve yurt-dışında birçok büyük proje ve konsorsiyum-larda yer alarak faali-yetlerini sürdürmektedir.

biz kimiz?

ne yaparız?

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 faaliyetleri-mizi yurtdışında da, özellikle Hazar Bölgesi, Kuzey Afrika ile Ortadoğu’da sürdürmekteyiz. Bu kapsamda aktif olarak Azerbaycan, Kaza-kistan, Libya, Irak, Kuzey Kıbrıs Türk Cumhu-riyeti (KKTC) ve Kolombiya’da (TPIC) arama-üretim faaliyetlerimizi sürdürmekteyiz. Bunun yanı sıra zengin hidrokarbon rezervlerine sa-hip Rusya Federasyonu, Güney Amerika ve Ortadoğu’da da yoğun iş geliştirme faaliyetle-rinde bulunmaktayız.

nerelerdefaaliyet gösteririz?

7

Değerlerimizin Yapı Taşları

LiyakatEmeğe saygı ilkemiz,

Etkinlik ve VerimlilikDoğru işe doğru zamanda yatırım temel amacımız, ekonomik üretim ve çalışan ba-şına yüksek üretim katkısı başarı kriterimiz,

Değişime Açıklık ve YenilikçilikDünden 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 PaylaşımıBilginin deneyimle anlam kazandığı, pay-laştıkça çoğaldığı kurum kültürümüz,

Güvenilirlik ve DürüstlükÇalışanlarımız arasındaki güven duygusu-nu kurumumuz dışına taşıyarak, yerli-ya-bancı ortaklarımızla işbirliğini geliştirmek felsefemizdir.

değerlerimiz ve stratejilerimiz

Stratejilerimiz

Büyümek•

Avrasya’da lider bir oyuncu konumuna gelmek,

• Ülkemizin hidrokarbon potansiyelini keş-fetmek,

• Karadeniz’den sonra Ege ve Akdeniz fa-aliyetleri ile denizlerdeki gücünü artırmak,

• Büyük petrol şirketleri ile konsorsiyumlar kurarak riski paylaşmak,

Verimlilik• Operasyonel verimliliğimizi izlemek ve

geliştirmek,• Konsorsiyumlarla sağlanan teknolojik ye-

nilikleri uygulamak,

Entegrasyon• Geleneksel olmayan yöntemlerle petrol

aramacılığına yönelmek,• Doğal Gaz Depolama ve Boru Hattı proje-

lerinde etkin rol almak,

Çalışan Gelişimi• Artan rekabete, gelişen teknolojiye ayak

uydurmak ve verimliliğimizi artırmak için en değerli sermayemiz olan insan gücü-müzü yüksek performanslı bireyler haline getirmektir.

Türkiye Petrolleri olarak, yetişmiş insan gücümüz, köklü şirket kültürümüz, kendimize olan güvenimiz ile enerji bağımsızlığımızı geliştirerek gelecek ku-şaklara çok daha iyi bir Türkiye bırakmak arzusundayız.

Uluslararası portföyünü geliştirmek ve

8

organizasyon

Batman Bölge MüdürlüğüGökhan AKIN

Trakya Bölge MüdürlüğüMurat HACIHALİLOĞLU

Yurtdışı Projeler Daire BaşkanlığıTayfun Yener UMUCU

Kuyu Tamamlama Hizmetleri Daire BaşkanlığıSerdal AZARSIZ

Sondaj Daire BaşkanlığıHüseyin ÇİLOĞLU

Bilgi Teknolojileri Daire BaşkanlığıLevent ÖZKABAN

Strateji Daire BaşkanlığıMemet Ali KAYA

Yönetim Kurulu Üyesiİsmet SALİHOĞLU

Teftiş Kurulu BaşkanlığıAhmet ASLAN

Hukuk MüşavirliğiDavut İYRAS

Yönetim Kurulu Başkanı ve Genel MüdürMehmet UYSAL

Arama Daire BaşkanlığıÖmer ŞAHİNTÜRK

Genel Müdür YardımcısıBesim ŞİŞMAN

Genel Müdür YardımcısıMurat ALTIPARMAK

Yönetim Kurulu ÜyesiYusuf YAZAR

Genel Müdür Danışmanlığı

Özel Kalem Müdürlüğü

Yönetim Kurulu Büro Müdürlüğü

Ofisler

9

İnsan Kaynakları Daire BaşkanlığıYahya PEKTAŞ

Makine İkmal ve İnşaat Daire Başkanlığı Recai GÜNGÖR

İş Güvenliği ve Çevre Koruma Daire Başkanlığıİrfan MEMİŞOĞLU

Üretim Daire BaşkanlığıAli TİREK

Adıyaman Bölge MüdürlüğüHalil Murat DEMİR

Araştırma Merkezi Daire Başkanlığı Süleyman ÇALIK

İN-GE Kurulu Başkanlığı

Planlama ve Koordinasyon Daire BaşkanlığıErdal COŞKUN

Mali İşler Daire Başkanlığı Fikri NAYIR

Yönetim Kurulu ÜyesiCumali KINACI

Yönetim Kurulu ÜyesiMurat ALTIPARMAK

Yönetim Kurulu ÜyesiBesim ŞİŞMAN

Genel Müdür YardımcısıYurdal ÖZTAŞ

Genel Müdür YardımcısıMehmet Sait KİRAZOĞLU

Genel Müdür YardımcısıAhmet ADANIR

10

yönetim kurulu başkanıve genel müdürün notu

Ülkemizin petrol potansiyelini belirleme ve ih-tiyaç duyduğu petrolü üretme göreviyle 1954 yılında yola çıkan şirketimiz, bu amaca yöne-lik çalışmalarını geçmiş yıllarda olduğu gibi 2011 yılında da büyük bir gayretle sürdür-müştür. Kuruluş amacımız doğrultusunda sürdürülen bu özverili çalışmalardan elde edilecek olumlu sonuçların, gelecek 10 yıl-da ülkemizi dünya sıralamasında çok daha yukarılara taşıyacak olan unsurların en ba-şında 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, ara-ma/üretim çalışmalarını aksatmadan ve ar-tırarak sürdürmesinin önemini açıkça ortaya koymaktadır. Ortaklığımız, uluslararası are-nanın yoğun rekabet ortamında yarışabi-leceği bir yapıya kavuşturulduğu takdirde bu çalışmalarında başarıya ulaşabilecek-tir.

Son 10 yılda uygulamaya koyduğumuz ara-ma stratejilerimiz doğrultusunda yurtiçi/yurtdışı

yatırımlarımıza büyük bir ivme kazandırdık ve yurtiçi faaliyetlerimizi özellikle deniz alanları-mıza yönlendirdik.

Batı Karadeniz’de 2004 yılında gerçekleştir-diğimiz ilk ekonomik gaz keşfi, bu bölgeyi ilgi odağı haline getirmiş ve arama çalışmaları Akdeniz’i de kapsayacak şekilde yıldan yıla giderek artmıştır. Denizlerimizdeki sondaj-lardan elde edilecek başarılı sonuçların; hem Türkiye Petrollerini hem de Türkiye’yi, 2023 yılı hedeflerine taşıyacak önemde ol-duğunun bilinci ve heyecanı içerisindeyiz.

Denizlerimizdeki faaliyetler kapsamında, ça-lışmalarımızın 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 bağım-lılığımızı ortadan kaldıracak, günümüz tek-nolojilerine sahip bir sismik araştırma gemisi almak için başlatılan çalışmalardır.

Ülkemizin hampetrol ve doğal gaz arzına kat-kıda bulunmak amacıyla yurtdışında Azer-baycan, Irak, Libya, Kazakistan, Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti (KKTC) ve Kolombiya’da aktif olarak faaliyetlerimizi sürdürmekteyiz.

Denizlerimizdeki sondajlardan elde edilecek başarılı sonuç-ların; hem Türkiye Petrolleri-ni hem de Türkiye’yi, 2023 yılı hedeflerine taşıyacak önemde olduğunun bilinci ve heyecanı içerisindeyiz.

11

Irak’taki zor şartlara rağmen içinde yer al-dığımız 4 proje ile en fazla projeye sahip şirket olarak etkin varlığımızı sürdürüyor, ilave yeni projelerde yer almak için çalışı-yoruz.

2011 yılının başlarında Libya’da başlayan si-yasi karışıklık nedeniyle, diğer bütün petrol şirketleri gibi Türkiye Petrolleri de faaliyetleri-ni geçici olarak durdurmak zorunda kalmıştı. Libya’nın içinden geçtiği zor dönemde askıya alınan bu faaliyetlerimizin 2011 yılı Ekim ayı sonunda yeniden başlamış olmasını önemsi-yoruz.

Coğrafi konumumuzun sunduğu fırsatları en iyi şekilde değerlendirme amacına destek ve-ren 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 görevi-mize bir yenisini daha eklemiş bulunmaktayız.

Sektörümüzde teknoloji baş döndüren bir hızla değişmektedir. Enerji sektöründeki ge-lişmeleri yakından takip eden Ortaklığımız, ülkemizi daha da ileri seviyelere taşıyacak olan adımları vakit kaybetmeden atmaktadır. Dünya şirketleriyle yarışan bir şirket olabilme-miz için Ortaklığımızın kendini sürekli olarak yenilemek mecburiyeti vardır.

Çağımızda “Bilgi” ve “İletişim” her şirketin olduğu gibi petrol şirketlerinin de en önemli sermayesi konumuna yükselmiştir. Ortaklığı-mızda 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.

Kaya gazı (shale gas) üretim yöntemi ile ABD’de çok miktarda gaz üretimi mümkün ol-muş ve bu ülkede gaz fiyatları rekabet nedeni ile aşırı bir biçimde düşmüştür. Oyun değişti-rici nitelikli bu yöntemle, uzun vadede dünya gaz piyasalarında ciddi fiyat değişimlerinin sahne alacağı öngörülmektedir. Kaya gazı

üretiminde ülkemizin de ciddi bir potansiyele sahip olduğu bilinmektedir.

Ülkemizde kaya gazı üretim yönteminin başarılı olması halinde enerji bağımlılı-ğı azaltılarak, hem arz güvenliğimiz için önemli bir adım atılacak hem de ekono-mimiz üzerinde büyük bir yük olan enerji faturası önemli oranda azalacaktır. Bu kap-samda, kaya gazı yöntemi ile deneme üretimi çalışmaları yapmak üzere 2010 yılında Trans-atlantic ile 2011 yılında ise Shell ile arama ve üretim anlaşmaları imzalanmıştır.

Türkiye’de birçok ilke imza atan Türkiye Pet-rolleri, ülkemizde ilk olan Kuzey Marmara ve Değirmenköy Doğal gaz Depolama Tesisleri-nin kapasitesini kademeli olarak artırarak de-polanan gaz miktarını yaklaşık 3 milyar m³’e ve günlük geri üretim miktarını 50 milyon m³’e çıkartmak için çalışmaktadır. Depolama ka-pasitesini ve günlük geri üretim miktarını artırma çalışmalarımız her yerde ve her zaman vurgulanan enerji arz güvenliğimiz açısından büyük önem taşımaktadır.

Sürdürülebilir gelişmenin ancak çevre duyar-lılığı ve sosyal sorumluluk anlayışı ile müm-kün olabileceğine inanıyoruz ve bu konudaki sorumluluklarımızın bilincindeyiz. Hem yasal zorunluluklarımız hem de çalışanlarımıza ka-zandırmış olduğumuz bilinç ile faaliyetlerimizi çevre dostu politikalar çerçevesinde gerçek-leştirmeye devam edeceğiz.

Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı ku-rulduğu 1954 yılından bu yana her yıl kar eden bir kuruluştur. Ortaklığımızın hem önceki çalışanlarının hem de günümüz ça-lışanlarının TPAO’nun amacına ulaşması-na verdikleri önem ve TPAO ailesine bağlı-lığı böylesine büyük bir başarıyı oluşturan önemli unsurlardır. Bu başarının önümüz-deki yıllarda da sürdürüleceğine inancım tamdır.

Mehmet UYSALYönetim Kurulu Başkanı

ve Genel Müdür

yönetim kurulumuz

2 3 6145

1 2 3Cumali KINACIYönetim Kurulu Üyesi

İstanbul Teknik Üniversitesi İnşaat Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu. İTÜ Fen Bilimleri Enstitüsü Çevre Mühendisliği Bölümü’nde yüksek lisans ve doktora programlarını tamamladı.

2003 yılından itibaren TPAO Yönetim Kurulu Üyeliği görevinde bulunan, Prof. Dr. Cumali KINACI aynı zamanda Orman ve Su İşleri Bakanlığı Su Yönetimi Genel Müdürü olarak görev yapmaktadır.

Yusuf YAZARYönetim Kurulu Üyesi

İDMMA Harita ve Kadastro Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu. Boğaziçi Üniversitesi Kandilli Rasathanesi ve Deprem Araştırma Enstitüsü Jeodezi Anabilim Dalı’nda yüksek lisans yaptı.

2004 yılından itibaren ETKB temsilcisi olarak TPAO Yönetim Kurulu üyeliği görevinde bulunan Yusuf YAZAR, aynı zamanda Yenilenebilir Enerji Genel Müdürü olarak görev yapmaktadır.

Mehmet UYSALYönetim 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.

İsmet SALİHOĞLUYönetim Kurulu Üyesi

Murat ALTIPARMAKYönetim Kurulu Üyesi ve Genel Müdür Yrd.

Besim ŞİŞMANYönetim Kurulu Üyesi ve Genel Müdür Yrd.4 5 6

Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi’nden mezun oldu. Gazi Üniversitesi Sosyal Bilimler Enstitüsü’nde İktisat dalında yüksek lisans yaptı.

2005 yılından itibaren 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.

İstanbul Teknik Üniversitesi Petrol Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu.

2003 yılından itibaren TPAO Genel Müdür Yardımcılığı, 2010 yılından bu yana ise Yönetim Kurulu Üyeliği görevini yürütmektedir.

İstanbul Teknik Üniversitesi Petrol Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu.

2009 yılından itibaren TPAO Yönetim Kurulu Üyesi ve Genel Müdür Yardımcısı olarak görevini yürütmektedir.

13

14

yöneticilerimiz

Yönetim Kurulu Başkanıve Genel Müdür

Mehmet UYSAL

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.

Murat ALTIPARMAK

İstanbul Teknik Üniversitesi Petrol Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu.

2003 yılından itibaren TPAO Genel Müdür Yardımcılığı, 2010 yılından bu yana ise Yönetim Kurulu Üyeliği görevini yürütmektedir.

Yönetim Kurulu Üyesive Genel Müdür Yrd.

Yönetim Kurulu Üyesive Genel Müdür Yrd.

Besim ŞİŞMAN

İstanbul Teknik Üniversitesi Petrol Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu.

2009 yılından itibaren TPAO Yönetim Kurulu Üyesi ve Genel Müdür Yardımcısı olarak görevini yürütmektedir.

15

Genel Müdür Yrd.Yurdal ÖZTAŞ

Ege Üniversitesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü’nden mezun oldu. Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Petrol Jeolojisi dalında yüksek lisans yaptı.

2007-2010 tarihleri arasında TPAO Yönetim Kurulu Üyeliği görevinde bulunmuş olup, 2007 yılından itibaren TPAO Genel Müdür Yardımcılığı görevini yürütmektedir.

Genel Müdür Yrd.

Mehmet Sait KİRAZOĞLU

Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi’nden mezun oldu. ABD’de Syracuse Üniversitesinde (Maxwell School) Kamu Yönetimi dalında yüksek lisans yaptı.

2011 yılından itibaren TPAO Genel Müdür Yardımcılığı görevini yürütmektedir.

Genel Müdür Yrd.Ahmet ADANIR

İstanbul Teknik Üniversitesi Maden Fakültesi’nden mezun oldu.

2004 yılından itibaren TPAO Genel Müdür Yardımcılığı görevini yürütmektedir.

16

2011’in göstergeleri

2011 20

10 2009 20

08

579

389

336

3

18

milyon dolar

Yurtiçi Yatırım

2011 20

10 2009 20

08

1.701 3

89

1.353

1.435

Net Kar

Satış Gelirleri (milyon dolar)

Net Kar (milyon dolar)

Dönen Varlıklar (milyon dolar)

Duran Varlıklar (milyon dolar)

Özkaynaklar (milyon dolar)

Kısa Vadeli Yabancı Kaynaklar (milyon dolar)

Uzun Vadeli Yabancı Kaynaklar (milyon dolar)

Cari Oran (%)

Nakit Oranı (%)

Finansal Kaldıraç Oranı (%)

2.851

1.353

2.793

4.214

5.341

1.015

652

2,75

1,97

0,24

3.295

1.435

2.740

4.488

5.750

717

762

7,34

3,91

0,12

2011 2010

17

Jeoloji Faaliyetleri (km2)

Kara (km)

Deniz (km)

Kara (km2)

Deniz (km2)

Kara (bin m)

Deniz (bin m)

Yurtiçi (milyon varil pe)

Yurtdışı (milyon varil pe)

2011 2010

9.514

663

12.300

1.064

1.691

186

13

14,0

10,3

5.566

936

-

1.315

562

167

14

14,2

11,1

3B

2BSismik Faaliyetler

Sondaj Faaliyetleri

Üretim Faaliyetleri

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.

denizsismikleri

7.000 km2

6.000 km2

5.000 km2

4.000 km2

3.000 km2

2.000 km2

1.000 km2

0 km2

25.000 km

20.000 km

15.000 km

10.000 km

5.000 km

0 km20112010200920082007

3B2B

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

20

Türkiye Petrolleri olarak, amaç ve hedefleri-miz doğrultusunda arama, sondaj, üretim fa-aliyetlerimizi sürdürürken olumsuz çevresel etkilerin önlenmesi ve/veya en aza indirilme-si, 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.

yurtiçi arama veüretim faaliyetleri

denizde sismik

21

Her geçen gün artan petrol ve doğal gaz ih-tiyacımızı yurtiçi ve yurtdışı kaynaklardan karşılama yönündeki vizyon ve misyonumuz doğrultusunda, faaliyetlerimizi ülkemizin ye-terince aranmamış basenlerine ve özellikle Karadeniz ve Akdeniz deniz alanlarına yön-lendirerek, yatırımlarımıza son yıllarda büyük bir ivme kazandırdık.

2000’li yılların başında yaklaşık 50 milyon dolar olan yurtiçi yatırımımız, büyük hamleler-le 2011 yılında 600 milyon dolar seviyesine ulaşmıştır. Faaliyetlerimizin de katlanarak art-tığı son 10 yılda, ülkemizin yeni petrol kay-naklarını ortaya çıkaracak büyük ve önemli çalışmalara imza attık.

2004’den 2011’e kadar Karadeniz’de yakla-şık 64.000 km 2B ve 14.000 km² 3B sismik saha çalışmaları yaparak, bölgenin hidrokar-bon potansiyeli hakkında önemli bulgular elde ettik.

Bu bulgular ışığında gerçekleştirdiğimiz ilk ekonomik gaz keşfi ise bölgeyi petrol şirketle-rinin ilgi odağı haline getirmiştir.

Bu kapsamda, gerçekleştirilen ultra derin de-niz sondajlarından HopaX-1, Sinop-1, Yas-sıhöyük-1, Kastamonu-1 Kuyuları, BP, Pet-robras, 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 operatör-lüğünü üstlenerek, dünyada ultra derin deniz-lerde bu işi yapabilen 12 büyük şirketten birisi olduk.

Yakın gelecekteki hedefimiz; Karadeniz’de var olduğu düşünülen hidrokarbon potansi-yelinin keşfedilmesi ve ekonomiye kazandırıl-masıdır.

Diğer taraftan, Akdeniz’de (İskenderun, Kıb-rıs, Mersin, Antalya açıkları) 2005-2011 yılları

arasında yaklaşık 20.000 km 2B ve 2.500 km² 3B sismik çalışma gerçekleştirdik.

Yapılmakta olan sismik ve jeolojik çalışmalar-la bölgenin hidrokarbon potansiyelini ortaya çıkartmak adına önemli adımlar attık.

Öte yandan, Türkiye Petrolleri ile Shell arasın-da 23 Kasım 2011 tarihinde, Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alanlarındaki 3 arama ruhsat alanını kapsayan bir Ortak İşletme Anlaşması imzalanmıştır.

Antalya Körfezinden sonra Mersin ve İsken-derun Körfezlerindeki ruhsatlarımızı kapsa-yan farm-out çalışmalarına da başladık.

Denizlerimizdeki sondajlardan elde edilebile-cek başarılı sonuçların, hem Türkiye Petrol-lerini hem de ülkemizi, 2023 yılı hedeflerine taşıyacak önemde olduğunun bilinci ve heye-canı içerisindeyiz.

Trakya, Güneydoğu Anadolu ve İç Anadolu Bölgelerimiz başta olmak üzere, diğer kara alanlarındaki arama çalışmalarımızı da yo-ğun olarak sürdürmekteyiz. Bütün bu girişimlerimizin çatısı altında, sondaj faaliyetlerimizi yurtiçinde ve yurtdışında aralıksız olarak devam ettirme kararlılığındayız. 2011 yılında 115 kuyuda 198.875 metre son-daj faaliyetinde bulunduk. Bu çalışmalar neti-cesinde, 54 kuyu petrollü ve 9 kuyu da gazlı kuyu olarak sonuçlanmış olup, bu kapsamda 7 petrol ve 6 doğal gaz sahası keşfi gerçek-leştirilmiştir.

Bunlardan G.Akçakoca-1/1RE ile Akçako-ca-5 Kuyuları TPAO-Petrol Ofisi E&P-Tiway Oil-Foinavon ortaklığında yürütülen Batı Ka-radeniz Arama ve Geliştirme Projesi kapsa-mında açılmıştır. Karadeniz’de Exxonmobil ile ortak Kastamonu-1 ve Ortaklığımızca açı-lan Sürmene-1/1RE derin deniz kuyularının sondajlarını da yine yıl içerisinde tamamladık.

22

Ayrıca, ülkemizde bir ilk olan kaya gazı (shale gas) gibi geleneksel olmayan yöntem-ler ile petrol ve doğal gaz üretimi yapmaya yönelik çalışmalarımız da devam etmektedir.

Uluslararası petrol şirketleriyle entegrasyon sürecini benimsemiş olan bütün petrol şirket-leri için rekabetçi, güvenilir, şeffaf ve dengeli piyasa koşulları oluşturma yönündeki çalış-malarımızı da sürdürmekteyiz.

Bu süreçte Türkiye Petrolleri olarak, petrol ve doğal gaz arama çalışmalarımızda uluslara-rası petrol şirketleriyle ortaklıklar kurarak, bir-çok ortak arama ve üretim anlaşmasına imza attık.

Bu kapsamda;

• TPAO-NVT Perenco arasındaki Güneydoğu Anadolu Bölgesine yönelik Ortak Girişim An-laşması çerçevesinde üretim faaliyetlerimiz devam etmekte olup, kendi operatörlüğümüz-de açılan G.Kırtepe-11 ortak üretim kuyusunu petrollü kuyu olarak tamamladık.

•TPAO-Tiway Oil ortaklığında sürdürülen Cendere Sahasını Geliştirme Projesi kapsa-mında, yıl içerisinde Cendere-23 Kuyusunun açılmasına karar verilmiş olup, çalışmalara başlanmıştır. İlk etapta üretimi artırmak ama-cıyla Cendere-15,18 ve 20 Kuyularında yeni-den tamamlama çalışmaları yaptık.

• TPAO-Amity Oil arasında imzalanan Trak-ya Baseni Ortak İşletme Anlaşması kapsa-mında, doğal gaz ve kondensat üretimine devam edilmektedir. Ortaklıkta bulunan ara-ma ruhsatlarında ise arama çalışmaları sür-dürülmektedir. Bu kapsamda, açılan Pelit-2,3, D.Beyciler-H1, Yenibağ-1 ve Kumdere-1 Ku-yularını gazlı kuyu olarak tamamladık.

• TPAO-Transatlantic arasında imzalanan Mutabakat Zaptı ile Trakya Baseni ve Gü-neydoğu Anadolu’da geleneksel olmayan re-zervuarlardan üretim yapabilme potansiyelini belirlemek amacıyla öncelikle Trakya Base-

ninde Kaynarca-1 Kuyusuna re-entry, Kepir-tepe-1 Kuyusuna ise re-entry ve devamında Mezardere Formasyonu içerisinde 3 seviyede hydrofrac yaptık.

• TPAO-Petrol Ofisi E&P-Tiway Oil-Foinavon ortaklığında yürütülen Batı Karadeniz Arama ve Geliştirme Projesi kapsamında, Ayazlı ve Akkaya Sahalarından gaz üretimine devam ettik.

Geçtiğimiz yıllarda sondajı yapılmış olan Ak-çakoca-3 ve 4 Kuyularına ek olarak platform üzerinden açılan Akçakoca-5 Kuyusunu ise 14 Ekim 2011 tarihinde tamamlayarak, üretim faaliyetlerine başladık.

Bu kapsamda, Batı Karadeniz’de günde 2,1 milyon m³ üretim kapasitesine sahip çift katlı Akçakoca Platformu devreye alınmıştır. Söz-konusu 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-Petrobras-Exxonmobil ortaklığında yürütülen Orta Karadeniz Projesi kapsamın-da Sinop-Ayancık-Çarşamba subblokları için Petrobras ile 17 Ağustos 2006 tarihinde “Or-tak 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 operatörlü-ğünde Sinop-1 Kuyusunun sondajını gerçek-leştirdik.

• TPAO-Exxonmobil ortaklığında Orta ve Batı Karadeniz Projesi kapsamında, 3921 no’lu ruhsatında yapılan değerlendirmeler so-nucunda, Kastamonu-1 derin deniz kuyusu-nun sondajını Deepwater Champion Sondaj Gemisi ile 20 Eylül 2011 tarihinde gaz emareli kuru kuyu olarak tamamladık.

23• TPAO-Chevron Karadeniz B.V. ortak pro-jesi kapsamında ve TPAO operatörlüğünde Yassıhöyük-1 Kuyusunun sondajını yıl içeri-sinde tamamladık.

• TPAO-Shell arasında, 23 Kasım 2011 tari-hinde, Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alan-larındaki 3 arama ruhsat alanı ile Güneydo-ğu Anadolu Bölgemizde geleneksel olmayan metodlarla üretim yapmak üzere Ortak İşlet-me Anlaşmaları imzaladık.

Hampetrol ve Doğal Gaz Üretimimiz 2011 yılında yurtiçi hampetrol üretimimiz 12,1 milyon varil olmuştur. Bu rakam ülkemiz top-lam petrol üretiminin %74’üne karşılık gel-mektedir. 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 mik-tarlarda su da üretilmektedir. 2011 yılında üretilen toplam 106 milyon varil su, çevreye zarar verilmemesi amacıyla çeşitli sahaları-mızdaki 87 atık su enjeksiyon kuyusundan emniyetli zonlara enjekte edilmiştir.

Üretimi düşürmeme politikasına paralel ola-rak ülke içerisindeki rezerv geliştirme ve üre-tim faaliyetlerine 2011 yılında da devam ettik. Ağır petrol ihtiva eden sahalardaki üretim so-runları, özel teknik uygulamalar gerektirmek-tedir.

Bu amaçla, üretimdeki düşüşe engel olmak ve var olan potansiyeli değerlendirmek üzere çeşitli rezervuar çalışmaları başlattık.

2011 yılında, Ortaklığımız doğal gaz sahala-rından ise toplam 317,6 milyon sm³ gaz üre-tilmiştir. Bu üretimin, %97’si Trakya, %2’si Batman ve %1’i Adıyaman Bölgesinden kar-şılanmıştır. Üretilen doğal gazın hampetrol eşdeğeri 1,9 milyon varildir.

Böylece, TPAO sahalarından 2011 yılı içinde üretilen hidrokarbon miktarı 14 milyon varil ol-muştur.

24

Türkiye’de bir ilk; Doğal Gaz Depolama Tesisleri

2007 yılı başlarında devreye alınan 1,6 milyar sm³ kapasiteli Kuzey Marmara ve Değirmen-köy Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesislerinin kapasitesi, 2010 yılında 2,66 milyar sm³’e çı-kartılmıştır.

Önümüzdeki dönemde depolama kapasitesi-nin yaklaşık 3,0 milyar sm³’e, günlük geri üre-tim 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 depola-nacak 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 te-sisi kurularak 2,66 milyar sm³ olan toplam de-polama kapasitemizin yaklaşık 3 milyar sm³’e çıkartılması planlanmıştır.

Proje kapsamında, ÇED Olumlu Belgesi alın-mış olup, detay mühendislik çalışması devam etmektedir.

Üçüncü fazda ise, Kuzey Marmara rezervua-rına 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 tamam-lanması ile toplam geri üretim kapasitemiz 50 milyon m³/gün’e ulaşmış olacaktır.

Üretimi Artırma Projelerimiz

Batı Raman Sahası Petrol Üretimini Yükseltme Projesi1986 yılından bu yana yürütülen proje kapsa-mında, 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 yöne-lik kimyasal kullanımın etkisini görmek amacı ile 4 kuyudan NaOH ile zenginleştirilmiş su enjeksiyonuna başlanmış ve toplam 105 bin varil kimyasal katkılı suyun enjeksiyonu yapıl-mıştır.

Ayrıca, sahada yıl içerisinde 11 dik ve 2 yatay kuyu sondajı gerçekleştirilmiştir.

Buhar Enjeksiyonu Pilot Uygulaması kapsa-mında 2 adet buhar enjeksiyon kuyusu, 3 adet üretim kuyusu ve 1 adet gözlem kuyusu açıl-mıştır. Uygulama için gerekli buhar jeneratörü ve yardımcı üniteler temin edilerek montaj ça-lışmaları büyük ölçüde tamamlanmıştır.

2012 yılı ortalarında kuyular tamamlanıp, yü-zey tesisleri devreye alınarak buhar enjeksi-yonuna başlanacaktır.

Raman Sahası Üretimi Artırma ProjesiRaman 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 yakla-şık 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 ulaş-mıştır.

25

2007 yılında pilot olarak uygulanan 7 kuyuda su gelişini engellemeye yönelik jel operasyo-nunun olumlu sonuç vermesi üzerine, 2011 yılı sonuna kadar toplam 75 kuyuya jel en-jeksiyonu yapılarak, bu kuyulardan yaklaşık 756.000 varil ilave üretim sağlanmıştır.

Yıl içerisinde proje kapsamında, 20’den faz-la kuyuda kademeli debi artışı yapılmış ve jel operasyonu ile 2 adet terk edilen kuyu dev-reye alınmıştır. Yapılan bu operasyonlarla, 2011 yılında yaklaşık 18.500 varil ilave petrol üretilmiştir.

Garzan Su Enjeksiyonu ProjesiGarzan Sahaları, toplam 300 milyon varil ye-rinde 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 pet-rol üretilmiştir.

Batı Kozluca Sahası Su Ardışık Gaz Enjeksiyonu Projesi Batı Kozluca Sahasında 2011 yılı sonu itiba-riyle, toplam 5.982 MMscf (169 milyon m³) gaz ve 831.383 varil su enjeksiyonu yapılmış-tır. Halen CO2 ve su enjeksiyonuna devam edilmektedir.

Tüm bu faaliyetlerimizi sürdürürken, ülke-mizin sürdürülebilir kalkınma hedefi bilin-ciyle, enerji sektörü içinde önder bir kuru-luş olarak, faaliyetlerimizin çevresel uyum ve sosyal bilinç kavramları çerçevesinde yürütülmesi için gerekli olan tüm önlemle-rin alınması konusundaki hassasiyetimiz-den ödün vermemekteyiz.

Hepimiz sağlıklı ve dengeli bir çevrede ya-şama hakkına sahibiz. Çevreyi korumak, en önemli sorumluluğumuzdur. Yarının büyükleri çocuklarımıza yaşanabilir bir dünya bırakmak hedefiyle, faaliyetlerimiz-de her türlü çevresel önlemleri etkin bir şekilde uygulamaktayız.

26

Türkiye Petrolleri olarak son yıllarda sürdür-düğümüz küresel değerlendirme çalışmaları sonucunda ortaya çıkan bölge ve ülke önce-likleri çerçevesinde, yakın coğrafyamızdaki belli ülkelere odaklanmanın yanı sıra, rezerv büyütme konusuna da daha fazla önem ver-mekteyiz.

Ortaklığımızın stratejik hedeflerine ulaşabil-mesi için kısa sürede rezerv eklemesi ve bu rezervi üretime dönüştürmesi gereklidir. Bu nedenle, yurtdışı faaliyetlerimizin önemi gi-derek artmaktadır. Ülkemizin arz güvenliğinin temininde enerjinin stratejik önemini dikkate alarak, gelecekteki hedeflerimiz için yol hari-tamızı ve eylem planlarımızı hazırlamış bu-lunmaktayız.

yurtdışı arama veüretim faaliyetleri

milyar dolar5

27

1990’lı yılların başından itibaren yurtdışında yer aldığımız arama, üretim ve geliştirme pro-jeleriyle, özellikle bölgemizin önemli oyuncu-larından 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 sevi-yelere ulaşması beklenmektedir.

2006 yılında tamamlanmış olan Güney Kaf-kasya Doğal Gaz Boru Hattının (SCP) dev-reye girmesiyle beraber Şah Deniz Projesinin bir ortağı olarak, yurtdışındaki ilk doğal gaz üretimimiz Mart 2007 tarihinde başlamıştır.

Azerbaycan Projelerine ek olarak, Kazakis-tan’da yer alan sahalardan da üretimimiz de-vam etmektedir.

Kazakistan

TPAO olarak, Kazakistan’daki faaliyetlerimiz, ortak şirket KazakTürkMunay (KTM) Ltd. ta-rafından yürütülmekte olup, TPAO %49, Kaz-MunayGaz ise %51 hisse ile yer almaktadır. KTM Ltd, B.Kazakistan’daki Aktau Bölgesin-de 1, Aktöbe Bölgesinde ise 2 ruhsat sahası-na sahiptir. Bu üç ruhsatta yer alan toplam 7 sahada arama ve üretim faaliyetlerine devam etmekteyiz.

2011 yılında KTM Ltd. tarafından Aktau Böl-gesindeki sahalarda ortalama 1.691 varil/gün, Aktöbe Bölgesindeki sahalarda ise ortalama 3.048 varil/gün olmak üzere toplam 4.739 va-ril/gün üretim gerçekleştirilmiştir.

2011 yılında Ortaklığımız payına düşen ham-petrol üretimi 920 bin varil, 2011 yılı sonu iti-bariyle 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 bağlarımız-dan dolayı ülkemiz için özel bir değer ve öne-me sahiptir.

Ülkemiz; potansiyel pazar olması, Kafkaslar-da ve Hazar Bölgesinde oluşturulacak istik-rardaki rolü ve enerji kaynaklarının batı pa-zarlarına ulaştırılmasında oynayacağı transit ülke ve enerji merkezi konumuyla, stratejik ve jeopolitik gücünü artıracaktır.

Azerbaycan

Azerbaycan’da 3 büyük projede yer almakta-yız. Arama, Üretim ve Geliştirme Projeleri olan sözkonusu projeler, ACG (Azeri-Çıra-lı-Güneşli) (%6,75), Şah Deniz (%9) ve Alov Projeleridir (%10).

Ayrıca, Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Ham-petrol Boru Hattı Projesinde %6,53, Şah De-niz gazını Gürcistan-Türkiye sınırına taşıyan Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı Proje-sinde ise %9 hisseyle yer almaktayız.

Azeri-Çıralı-Güneşli (ACG) ProjesiAzerbaycan 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 imzalan-mıştır.

Azeri-Çıralı-Güneşli yapısı, Hazar’ın güneyin-de ve Bakü’nün 100 km. doğusunda yer al-maktadır. 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

28

itibaren Ortaklığımıza düşen üretim payı 83,3 milyon varil olup, 2011 yılı üretimimiz ise 5,63 milyon varil’dir.

ACG Projesi safhalar halinde geliştirilmiştir. İlk petrol Çıralı Sahasından Erken Üretim Projesi kapsamında Kasım 1997’de üretilme-ye başlanmıştır. Faz-1; Merkezi Azeri Sahası-nın 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 yı-lında üretime alınmıştır.

Çıralı ve Derin Su Güneşli Sahaları arasında yer alan ve mevcut platformlarca sağılama-yan 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 Projesi1997 yılında imzalanan proje kapsamında, 2001 yılında projenin arama ve uzatma-ara-ma 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 almak-tadır. 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 birin-ci aşaması kapsamında, yapılan alım satım anlaşmaları dahilinde Türkiye, Gürcistan ve Azerbaycan’a gaz ihracı yapılmaktadır.

Aralık 2006 tarihinde üretime başlayan ve Ni-san 2007 tarihinden itibaren süreklilik kaza-nan projenin 1. aşamasında plato üretimi yılda 8,6 milyar m³ olarak belirlenmiş olup, bu ga-zın 6,6 milyar m³’ü 15 yıl boyunca Türkiye’ye ulaştırılacaktır.

Projede, 2011 yılı sonu itibariyle kümülatif ola-rak 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 Ortaklığımı-za 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 teslimi-nin gerçekleştirilmesi öngörülmektedir.

Alov ProjesiArama, Geliştirme ve Üretim Paylaşımı An-laşması imzalanan projeye bağlı kuruluşumuz olan Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC), 29 Temmuz 1998 tarihinde imzala-dığı “Katılım Anlaşması” ile dahil olmuş, 21 Aralık 2011 tarihi itibariyle de projeye opera-tör 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 almak-tadır.

Üç yıllık arama süresi olan bu projede 1.400 km² 3B sismik etüd yapılmış olup, proje mü-kellefiyeti olan 3 arama kuyusundan ilkinin açılması için Hazar Denizi’nin statüsünün be-lirlenmesi beklenmektedir.

Enerji Koridorlarına Katkı Sağlayan Boru Hattı Projelerimiz

Ülkemiz, dünya petrol rezervlerinin büyük bö-lümünün yer aldığı Orta Doğu ve Hazar Böl-gelerinin 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.

29Karadeniz’in hidrokarbon potansiyelinin be-lirlenmesi halinde, ülkemiz üzerinden güvenli bir şekilde ve zamanında pazara ulaşacaktır.

Bu eksende üzerine düşen rolü üstlenen Or-taklığımız, ülkemizin petrol ve doğal gaz ihti-yacını karşılama çabasını sürdürürken, doğu-batı enerji koridoru boyunca etkinliğimizi ve kontrolümüzü artırmaya yönelik çalışmalarına bundan sonra da devam edecektir.

Azerbaycan gazını Türkiye üzerinden Avrupa’ya iletmek üzere, TANAP (Trans Ana-tolia Pipeline) boru hattı için iki ülke arasın-daki mutabakat anlaşması 26 Aralık 2011 tarihinde imzalanmıştır. BOTAŞ ile TPAO’nun da ortak olduğu proje hayata geçirildiğinde, Bakü Tiflis Ceyhan petrol boru hattından son-ra Anadolu’yu kateden ikinci büyük boru hattı projesi olacaktır.

Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Hampetrol Boru Hattı (BTC) ProjesiDoğu-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 itiba-riyle 1.742 tanker ile toplam 1.345 milyon varil petrol sevkiyatı gerçekleştirilmiştir.

Halen, Şah Deniz kondensatının tamamı, ACG Projesi üretimi petrolünün çoğu ile za-man zaman Kazakistan, Tengiz ve Türkme-nistan 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 projeler-den üretilen petrolün emniyetli, güvenilir ve çevre dostu bir boru hattıyla dünya pazarları-na taşınmasına devam edilmektedir.

Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı (SCP) ProjesiSCP Projesi ile Şah Deniz Sahasından üre-tilen doğal gaz, Türkiye-Gürcistan sınırına getirilmektedir. BTC ile aynı koridoru kullanan SCP, 690 km uzunluğundadır.

30

2004 yılında başlayan fiziki inşaat çalışmaları tamamlanarak, Şah Deniz Projesi’ndeki üre-tim faaliyetlerine paralel olarak, 7 Mart 2007 tarihinden itibaren sürekli gaz sevkine başlan-mıştır.

Boru hattı, Şangaçal Terminalindeki tek kompresör istasyonu ile yıllık 9 milyar m³ gazı AGSC-BOTAŞ arasındaki Alım-Satım Anlaş-ması (SPA) şartlarına uygun olarak, Türkiye sınırına taşıyacak kapasitededir. İlave komp-resör istasyonları ve/veya looping ile bu kapa-sitenin yıllık 22 milyar m³’e çıkarılması müm-kündür.

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 ga-zın Türkiye üzerinden Avrupa’ya iletilmesidir.

Kuzey Afrika ve Ortadoğu Bölgesi

LibyaOrtaklığımızın bağlı kuruluşu olan Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC) operatör olarak Libya Murzuk havzasında 147/3&4 bloklarında arama ve geliştirme ça-lışmalarını sürdürmektedir. Sözkonusu blok-larda açılan 11 kuyudan 7’si petrollü kuyu ola-rak tamamlanmış, Libya NOC resmi olarak 6 yapı üzerinde petrol keşfi ilanı yapmıştır. 2011 yılında ise 1 adet tespit kuyusunun sondajı ta-mamlanmıştır.

Şubat 2011’de başlayan olaylar üzerine Lib-ya’daki diğer planlanan faaliyetler yürütüle-memiş ve tüm faaliyetlere geçici olarak ara verilmiştir. TPOC Libya Branş Ofisi çalışma-larına Eylül 2011 tarihinden itibaren yeniden başlamıştır.

IrakIrak’ta hidrokarbon arama ve üretim yatırımla-rına girmek için Irak Petrol Bakanlığı ile 1994 yılından bu yana yakın temaslarda bulunmak-tayız.

2009 yılında Irak Petrol Bakanlığı yetkilileri (PCLD) tarafından açıklanan Missan ve Bad-ra Petrol Sahalarının geliştirilmesine yönelik olarak açılan 1. ve 2. ruhsat ihalelerine ilave olarak, Ortaklığımız 2010 yılında PCLD ta-rafından düzenlenen 3. ruhsat ihalesinde üç saha için teklif vermiş ve Siba ile Mansuriya Gaz Sahalarının 20 yıllık işletme hakkını ka-zanmıştır.

Badra Petrol Sahası Geliştirme Projesi2009 yılında düzenlenen Irak 2. ruhsat iha-lesinde TPAO’nun dahil olduğu konsorsiyum tarafından verilen teklif ile işletme hakkı ka-zanılmıştır. GAZPROM-NEFT operatörlüğün-deki 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 Projesiİran-Irak sınırında Basra şehrinin 175 km ku-zeyindeki Missan Sahaları, Abu Ghirab, Jabal Fauqi ve Buzurgan petrol sahalarını içermek-tedir. Sahalar, CNOOC (%63,75) operatörlü-ğünde, TPAO (%11,25) ve IDC (%25) konsor-siyumu tarafından geliştirilecektir.

Missan Sahalarında yürütülecek üretim-ge-liştirme faaliyetleri için üreten sahalar teknik servis anlaşması (PFTSC) 17 Mayıs 2010 ta-rihinde imzalanmış olup, 20 Aralık 2010 tari-hinde 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 ProjesiSiba Gaz Sahası, Ekim 2010 tarihinde düzen-lenen 3. ruhsat ihalesi ile kazanılmıştır.

31

Kuwait Energy Iraq Limited (KEIL) (%60) ope-ratörlüğünde, TPAO (%40) ile birlikte gelişti-rilecek olan sahada faaliyetler anlaşmanın 1 Temmuz 2011 tarihinde yürürlüğe girmesiyle başlamıştır. 2012 yılında ilk sondajın yapılma-sı planlanmaktadır.

Ön Geliştirme Planı, Irak yetkili makamlarına 31 Aralık 2011 tarihinde teslim edilmiş olup, saha geliştirilmesine yönelik jeofizik, jeolojik ve rezervuar çalışmalarına devam edilmekte-dir.

Mansuriya Gaz Sahası Geliştirme ProjesiIrak tarafından Ekim 2010 tarihinde gerçek-leştirilen 3. ruhsat ihalesi kapsamında ka-zanılan 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.

Mansuriya Sahası Ön Geliştirme Planı çalış-masına 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 çalış-malarına da 2012 yılında başlanması planlan-maktadır.

Doğu Akdeniz Projesi

Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti ile imzalanan anlaşma ile 1 adet karada ve 7 adet adanın kuzeyini ve doğusunu çevreleyen deniz ruh-satında arama çalışmalarımız başlamıştır. Böylece, TPAO Doğu Akdeniz’de sahip oldu-ğu ruhsatlarla, bölgenin en büyük oyuncusu konumuna yükselmiştir. KKTC’de, ilk kuyu-muz olan Türkyurdu-1 Kuyusunda sondaj ça-lışmalarına devam edilmektedir.

Diğer Faaliyetlerimiz

Sözkonusu faaliyetlere ek olarak, zengin hid-rokarbon rezervlerine sahip olan Rusya Fede-rasyonu gibi komşu ülkelerin yanı sıra Ortado-ğu 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.

32

Gelişen çağdaş teknolojinin, Ortaklığımıza kazandırılması kapsamında; mevcut sismik ekiplerden birisinde var olan 240 aktif kanal kapasiteli 2B sismik veri toplama sistemi ye-niden dizayn edilerek 1.440 aktif kanallı 3B sismik veri toplama sistemine dönüştürülerek kilometrekareye düşen atış sayısında azal-ma, maliyetlerde düşüş ve zamandan tasarruf sağlanmıştır.

3B Görüntüleme ve Yorum Merkezi hidrokar-bon aramacılığındaki risk faktörünü minimi-ze etmek ve daha isabetli jeolojik ve jeofizik yorum yapmak suretiyle yeni sahaların keş-findeki başarı oranını yükseltmek amacıyla, sismik yorumda etkin bir entegre çalışmayı sağlamak için Mayıs 2005’ten bu yana Ortak-lığımız bünyesinde kullanılmaktadır.

teknoloji ve servishizmetleri

sismikgemi

33

Günümüzde petrol şirketleri sahip oldukları kuyu ve sismik verilerin verimli ve güvenli bir şekilde arşivlenmesi problemiyle karşı karşı-yadır. Bu problem şirketler tarafından Petro-Bank ® MDS™ yazılımı ile aşılmaktadır.

2011 yılında artan faaliyetler nedeniyle, TPAO’nun envanterinde kayıtlı sondaj kulele-rinde kullanılan ekipmanların zamanla yıpran-ması ve aynı zamanda teknolojik gelişmele-rin getirdiği ihtiyaçlardan dolayı, mevcut kule ekipmanlarının yenilenmesiyle ilgili çalışma-lar yapılmıştır.

Üretim Sahalarını Geliştirme Teknolojisi

Sürekli güncellenen dijital veri tabanı, fark-lı disiplinler tarafından ortak kullanılabilen modern bilgisayar programları ve sahalarda kurulan hızlı iletişim ağı sayesinde petrol ve doğal gaz sahaları aktif bir şekilde takip edil-mektedir. Bununla birlikte, farklı saha geliş-tirme planları da sanal olarak karşılaştırılıp, riskler ve kazançlar belirlenerek saha yöne-timi yapılmaktadır. Böylelikle kuyuların ve sa-hanın anlık performansı sürekli takip edilerek, performanslar üst seviyede tutulabilmektedir.

Ayrıca, “Debi Azalım Eğrileri” analiz edilerek, hem kuyunun, hem de tüm sahanın ileriye yö-nelik üretim tahminleri yapılabilmektedir.

Tüm bu teknolojik ve bilimsel gelişmeler kul-lanılarak yapılan çalışmalar sonucunda, yeni üretim kuyularının lokasyon tespiti, yeni üre-tim zonlarının belirlenmesi, mevcut kuyuların performanslarını iyileştirmek için uygun uyar-ma metodlarının tespiti, gerekiyorsa sahada ikincil üretim metodlarından uygun olanının belirlenmesi, kısaca rezervuar yönetimleri ya-pılabilmektedir.

AR-GE Teknolojileri

Araştırma Merkezi teknolojide kazandığı do-nanım gücünü bilgi birikimi ile birleştirerek, petrol arama ve üretim faaliyetlerinde labora-tuvar destekli AR-GE projelerine yansıtmak-tadır. 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 ToplamaOrtaklığımız bünyesinde bulunan 3 adet Sis-mik Ekip ile “Sismik Veri Toplama” çalışmaları yürütülmektedir.

Sismik-1 ve Sismik-3 ekiplerimiz enerji kay-nağı olarak “Vibroseis” yöntemini kullanmakta olup, genellikle 3B sismik çalışmalarında kul-lanılan toplam 2500 kanal ve yedek ekipman-ları 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 kullanıl-maktadır.

Sismik-2 Ekibimiz ise enerji kaynağı olarak “Dinamit” kullanmakta olup, ekibimiz 2B sis-mik veri toplamanın yanında, toplam 2000. kanal ve yedek ekipmanlarıyla birlikte 12 alıcı

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 ekip-manları olarak tüm sismik ekiplerimizde, “Le-ica GPS system 1200” sistemi kullanılmakta olup, EGHAS yazılımı ile gerekli kalite kontrol ve ön planlama işlemleri yapılmakta, tüm ara safhalarda “Kalite Kontrol” prosedürleri uygu-lanmaktadır.

Ayrıca, Sismik Veri Toplama Hizmetleri kap-samında; Sismik Saha Dizaynı, Topografik Kontrol, Kayıt Kontrol ve Statik Hesabı çalış-maları da yapılmaktadır.

Non Sismik Veri Toplama Gravimetrik ve Manyetik EtüdlerOrtaklığımızın Jeofizik Operasyonlar Mü-dürlüğü bünyesinde bulunan 1 adet Gravite-Manyetik 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 Yazılımları2B veya 3B, kara ve deniz sismik verilere ilişkin proses uygulamaları Pradigm Firma-sının Focus ve Geodepth yazılımları ile ger-çekleşmektedir. Bunun yanında, Güneydoğu Anadolu’daki bindirme kuşağındaki tektoniği çözmek için Geotomo Firması’nın uzun açı-lımlı sismik yazılımı olan Thrustline kullanıl-maktadır.

Yorum SistemleriOrtaklığımız bünyesinde, petrol aramacılığı ve diğer ihtiyaçlarla ilgili yazılım ve donanım gereksinimlerini karşılamak üzere CBS sis-temi ve diğer uygulamalar için ORACLE veri

tabanı kullanılmaktadır. Bu sistemlerin kul-landığı yaklaşık 110 TB disk kapasitesi EMC, HITACHI ve IBM disk üniteleri üzerinde bu-lunmaktadır. Buna ek olarak, 300 TB’ye yakın bir kapasiteye sahip ve genişletilebilir yapıları sayesinde rahatlıkla kapasite artımı yapılabi-lecek ADIC ve IBM Teyp kütüphaneleri yedek-leme ve felaket kurtarma sistemi için kullanıl-maktadır.

CBS (Coğrafi Bilgi Sistemleri) ve Uzaktan Algılama Uygulamaları CBS çalışmalarında ESRI ürünleri olan Arc-GIS desktop yazılımları ve ArcGIS Server/ArcSDE coğrafi veri sunucuları, veritabanı olarak da ORACLE yazılımları kullanılmak-tadır. Ortaklığımızca yapılan arazi çalışma-larıyla üretilen jeoloji haritalarının sayısallaş-tırılması ve CBS yaklaşımıyla vektör veriler halinde bütünleştirilmesi, en güncel ve yoğun olarak üzerinde çalışılan projedir. Bunun ya-nında, temin edilecek vektör topografik harita-ların yine CBS yaklaşımıyla bütünleştirilmesi-ne yönelik çalışmalar planlanmaktadır.

Kuyu Jeolojisi Hizmetleri

Mud Logging Unit (MLU) SistemleriKuyuların modern kuyu takibine hizmet veren MLU sistemleri ile jeolojik ve sondaj disiplini-ne ait kuyu takip verileri kayıtlı ve düzenli bir şekilde toplanmakta olup, ilgili proje ve karar mercilerinin kullanımına sunulmaktadır.

Gerçek Zamanlı Görüntüleme SistemiGelişen teknoloji ve Ortaklığımızın ihtiyaçla-rına uygun olarak 2007 yılı başında geliştiril-meye başlanmış olup, Eş Zamanlı Görüntüle-me projemiz 2008 yılında hizmete alınmıştır.

Araştırma Merkezi Laboratuvar HizmetleriAraştırma Merkezimiz, eğitim, danışmanlık, mühendislik servis hizmeti vb. çeşitli iş istem-lerini 2011 yılında da sürdürmüştür. Yerli ve yabancı petrol şirketlerinin yürüttüğü faaliyet-lerde ihtiyaç duyulan sedimantolojik, minera-lojik petrografik, biyostratigrafik ve jeokimya-sal analizler yapılmıştır.

35

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,

• Petrol ve Doğal Gaz Üretiminde Korozyon Kontrolü.

Sondaj Servis HizmetleriHizmet 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.

Kuyu Tamamlama Servis HizmetleriOrtaklığımızca yurtiçi ve yurtdışında Kuyu Ta-mamlama Servis Hizmetleri verilmekte olup, bu kapsamda petrol, doğal gaz ve jeotermal kuyularında workover, çimentolama, asitle-me, DST, log ve perfore işleri yüksek stan-dartlarda gerçekleştirilmektedir.

Workover Operasyonları2011 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 arı-zası giderme işi gerçekleştirilmiştir.

Log Operasyonları2011 yılı içerisinde toplam 632 adet log ope-rasyonu ve 26 Checkshot/VSP operasyonu yapılmıştır.

Teknik Operasyonlar2011 yılı içerisinde, 12.312 ton çimento kul-lanılarak 530 adet çimentolama operasyonu, 804.265 galon asit kullanılarak 254 adet asit-leme operasyonu ve 121 adet DST operasyo-nu gerçekleştirilmiştir.

36

Türkiye Petrolleri, uluslararası düzeyde çağ-daş, güvenilir, modern donanımlı ve akredite olmuş laboratuvarları ile bölgesinde güçlü petrol şirketleri arasında yerini almıştır.

1974 yılında hizmete açılan Araştırma Merke-zi, bünyesindeki 90 kişilik uzman personeli ve teknolojik donanıma sahip 29 ayrı laboratuva-rı ile 400 farklı hizmet sunmaktadır.

Merkezimiz, ARGE çalışmalarına yönelik pro-jeleri, farklı konularda verilen danışmanlık hizmetleri ve sahip olduğu uzmanlık konuları ile bugün etkin bir eğitim ve araştırma merke-zi konumundadır.

araştırma merkezi

37

Bu kapsamda, yıl içinde, arama, üretim, iş güvenliği ve çevre koruma konularında ilgili ünitelerle ortaklaşa yürütülen projeler ile ken-di bünyesi içinde AR-GE ve teknoloji izleme-kazanmaya yönelik projelerin toplamı 29’dur.

Ayrıca, TÜBİTAK ve İTÜ ile ortaklaşa “Petrol ve Doğal Gaz Üretim Faaliyetleri Sonucu Olu-şan Atıksuların Yönetimi Projesi” ve “TPAO Faaliyetlerinden Kaynaklanan Atıksuların Yö-netimi ve Bertarafı Uygulamaları Projesi” ol-mak üzere 2 projede faaliyette bulunulmuştur.

Bu çalışmalar kapsamında, Jeoloji ve Mühen-dislik Laboratuvarlarında olmak üzere toplam 44.244 adet analiz ve kalite kontrol testi yapıl-mış, 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 veri-len Uygulamalı Kuyu Kontrolü Kursları Kasım 2011-Kasım 2015 tarihleri arasında geçerli olmak üzere “Rotary Drilling Programme” ve “Rotary Drilling Introductory Level Program-me” için IWCF tarafından akredite edilmiştir.

Böylece, 19 kurs kapsamında toplam 202 ki-şiye TPAO Kuyu Kontrolü, IWCF sertifikaları ile TPAO Katılımcı Belgeleri verilmiştir.

Bu kurslarla birlikte 12 farklı konuda, 40 kurs düzenlenerek, toplam 388 kişiye mesleki-tek-nik eğitim verilmiştir.

Araştırma Merkezi LaboratuvarHizmetleri

Jeoloji Laboratuvarlarında gerçekleştirilen analizler; biyostratigrafi (mikropaleontoloji, nanno-plankton ve palinoloji), sedimantolo-ji 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 La-boratuvarlarında çimento ve çamur programı, katkı maddesi kalite kontrolü, kaya mekaniği, rezervuarı hidrolik ve asitle çatlatma simülas-yonu ve kuyu stabilitesi simülasyonu, koroz-yon 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 ulusla-rarası düzeyde, çağdaş, güvenilir ve hakem laboratuvarlar olma özelliklerinin resmi olaraktescili amacıyla TS EN ISO/IEC 17025:2005 “Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Ye-terliliği İçin Genel Şartlar” standardına uygun aşağıda verilen ana başlıklar altında toplanan 34 adet analiz ile çalışmalara devam edil-miştir.

• Petrol Ürünleri Analizi, • Su, Sondaj Sıvıları Katkı Maddeleri Analizi,• SEM/EDS ve Kil Mineralleri Analizi, • Biyodizel Analizi.

Ayrıca, 2011 yılında kapsam genişletme ça-lışması yapılmış, motorin, fuel-oil ve doğal gazda 3 yeni analiz için gerekli çalışmalar ta-mamlanmış, TÜRKAK’a başvuruda bulunul-muştur.

38

Çalışanlarımıza kazandırdığımız çevre bilin-ci ve örnek uygulamalarla gelecek kuşaklara havası, suyu ve toprağı temiz bir çevre bırak-mak sorumluluğu içerisindeyiz.

Çevreye saygının insana saygı olduğu bilin-ciyle, 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 düşüncesiy-le, yüksek teknolojiyi kullanarak, çevreye za-rar vermeden ve çevre mevzuatlarıyla uyum içerisinde faaliyetlerimizi sürdürmekteyiz.

çevre koruma ve iş güvenliği

insanasaygılı

39

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 güven-liği ve çevre koruma açısından tatbikatlar ya-pılarak çalışan personel eğitilmektedir.

Çevre Koruma

Yıl içerisinde, mevzuata uyum sağlamak ve saha faaliyetlerimizden kaynaklanan çevre kirliliğini önlemek amacıyla, biyoremidas-yon, stabilizasyon-nötralizasyon çalışmala-rı 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 So-nucu Oluşan Atıksuların Yönetimi Projesi” kapsamında; doğal gaz üretim kuyularından kaynaklanan atıksuların prosesten geçirilerek bertarafının sağlanması için Hamitabat Saha-sında bir pilot tesis kurulmuş ve deneme ça-lışmalarına 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 kulla-nımı veya bertarafı için mümkün olan en kü-çük boyutlarda bir mobil endüstriyel arıtma sisteminin pilot sahalarda çalıştırılması sağ-lanmıştır. Sondaj faaliyetleri sırasında oluşan atık suyun yoğun çamur kısmından ayrılarak sondaj çamuru hazırlanmasında tekrar kul-lanılması konusunda başarılı sonuçlar elde edilmiştir.

İş Güvenliği ve Çalışma Sağlığı

Ortaklığımız faaliyetlerinin tüm risk düzeyleri göz önünde tutularak; risklerin ortadan kal-dırılması veya kabul edilebilir ve uygulana-bilir seviyeye düşürülmesi hedeflenmektedir. Risk çalışmalarında; tehlikelerin belirlenmesi, iş kazalarının nedenlerinin araştırılması, gü-vensiz durum ve güvensiz hareketlerin tespit edilmesi, yapılan periyodik denetimlerle sağ-lanmıştır.

Bu kapsamda, yıl içerisinde Çayağzı Doğal Gaz Üretim Tesisi, Silivri Doğal Gaz Proses Tesisi ve Marmara Ereğlisi Hampetrol Depo-lama Tesisleri için “Acil Müdahale Planı ve Risk Değerlendirmesi” çalışması yapılmıştır.

Yangından korunma çalışmaları kapsamında, mevcut sistemler gözden geçirilerek sapta-nan eksiklikler giderilmiş, eğitim ve tatbikatlar gerçekleştirilerek, yangın risklerinin ortadan kaldırılması sağlanmıştır.

Ortaklığımız çalışma sağlığı ünitesinde, ça-lışanlara birinci kademe sağlık hizmeti veril-mekte olup, bu kapsamda, “Hasta Takip Prog-ramı” kullanılmaktadır.

İş güvenliği ve çevre koruma konusunda sorumluluğun, en üst kademeden en alt kademeye kadar paylaşılması ve bilinç dü-zeyinin artırılması amacıyla eğitimler dü-zenlenmiştir.

Bu kapsamda, 2011 yılı içerisinde 1.056 per-sonelimize eğitim verilmiştir. Her yıl eğitim çeşitliliğimiz artmakta olup, derikmenlere yük-sekte 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, De-rin Denizde Platforma çıkacak personelimize BOSIET (Basic Offshore Safety Induction and Emergency Training) ve HUET (Helicopter Underwater Escape Training) eğitimleri dü-zenlenmiştir.

40

Türkiye Petrolleri olarak, dinamik bir insan kaynakları sistemine sahip olmanın gururuy-la; başarının, ancak işinde uzman ve moti-vasyonu yüksek bireylerce sağlanabileceğine inanıyoruz.

Dünya çapındaki teknolojik alt yapısı ve ulus-lararası platformda, Ortaklığımızı başarıyla temsil eden yetişmiş insan gücü ile 58 yıldır faaliyetlerimizi büyük bir azim ve mutlulukla sürdürüyoruz.

insan kaynakları

5.000

41

Bu bağlamda, Ortaklığımız, bölgesinde etkin bir “Dünya Enerji Şirketi” olmak vizyonu doğ-rultusunda, geleceğe daha emin adımlarla ilerlemek için çalışanlarına yatırım yapmaya devam etmektedir.

Çalışanlarının büyük gayreti ve fedakârlığı ile köklü bir şirket kültürüne sahip olan Or-taklığımızda, 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 sa-hip olan 1.410 kapsam dışı ve 3.441 kapsam içi çalışanımızın sahip oldukları takım çalış-ması, iletişim, yenilikçilik ve sorumluluk duy-gusu gibi değerlerle, Ortaklığımız gelecekte daha büyük başarılara imza atacaktır.

İş Analizi Projesi ve Performans Yönetim Sistemi

Küreselleşmenin gerektirdiği piyasa koşulla-rında rekabet edebilmek için işletmelerde en önemli kaynak insandır. Bu nedenle işletme-ler insana yatırım yaparken sistemler geliştir-mek ve uygulamak zorundadır.

Bu kapsamda, “Modern İnsan Kaynakları Yö-netim Fonksiyonları”nı, Ortaklığımız yapısına entegre etme çalışmalarına katkı sağlayacak olan “İş Analizi Projesi” yürütülerek 2011 yı-lında kapsam içi personelimizin iş tanımları hazırlanmış, iş değerlendirme ve ücret siste-mi çalışmaları tamamlanmıştır. Kapsam dışı personelimizin iş analizi için ise ön hazırlık çalışmalarına başlanmıştır.

Çalışanlarımızın performanslarını yükseltme-ye yönelik olarak hayata geçirilmiş olan “Per-formans Yönetim Sistemi” geçmiş yıllardan edinilen tecrübeyle 2011 yılında revize edile-rek 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 hedef-lerine ulaşmasını sağlayabilecek donanıma sahip çalışanlara ihtiyacı vardır. Eğitim faali-yetlerinin amacı da çalışanların kurum hedef-lerine katkıda bulunmalarına olanak sağlaya-cak bilgi ve becerilerle donatılmasıdır.

Bu itibarla, Ortaklığımız personelinin güncel bilgiyi öğrenmesi ve teknolojiyi izlemesi ama-cıyla, 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 per-sonelimiz ise oryantasyon eğitim programı dahilinde, faaliyet alanlarımız ile ilgili bilgi-lendirilmiş ve Bölge Müdürlüklerimizde saha operasyonlarını yerinde izleyebilme imkanı bulmuşlardır.

Çalışanlarımızın Yaşam Kalitesi

Yaşam kalitesi yüksek bireyin, özverili çalışa-cağı ve yüksek performans göstereceği ger-çeğinden yola çıkarak, çalışanlarının motivas-yonunu 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. Ay-rıca, çalışanlarımıza yılın tüm yorgunluğunu atabilmeleri için Güllük/Muğla Eğitim ve Din-lenme Tesislerimizde tatil olanağı sağlan-mıştır.

42

Türkiye Petrolleri olarak tüm faaliyetlerimizde Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED) kural-larına uygun hareket etmekteyiz. Faaliyette bulunduğumuz alanlarda ağaçlandırma ya-parak gelecek kuşaklara daha yeşil alanlar bırakmak için yoğun bir çalışma içerisindeyiz.

Bölge Müdürlüklerimiz faaliyetlerini gerçek-leştirirken, bölgesinin ekonomik ve sosyal hayatının gelişiminde de önemli rol oynamak-tadır.

Ortaklığımız, Batman, Trakya ve Adıyaman olmak üzere üç Bölge Müdürlüğü şeklinde teşkilatlandırılmıştır.

bölge müdürlükleri

milyon12

43

Batman Bölge Müdürlüğü

Batman Bölge Müdürlüğümüz, ülke ekonomi-si için önemi tartışılmaz olan yeraltı kaynakla-rımızdan 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 devre-ye alınmasıyla birlikte ekonomik anlamda ilk üretim gerçekleştirilmiştir. 1954 yılında TPAO’nun kurulmasıyla birlikte ülkemizdeki arama, sondaj, üretim ve rafinaj faaliyetlerinin yürütülmesine Batman Bölge Müdürlüğü ön-cülük etmiştir.

Batman Bölge Müdürlüğü, hidrokarbon ara-ma ve üretim faaliyetleri sırasında ve sonra-sında, toprağın korunması ve toprak kirliliği-nin önlenmesini sağlamak amacıyla, petrollü atıklarla kirlenmiş toprakların nötralizasyon ve stabilizasyon yönteminin yanı sıra, dünya-daki petrol şirketleri tarafından da kullanılan biyoremidasyon tekniklerini uygulamaktadır.

Petrolün keşfi ile birlikte Batman, ekonomik ve sosyal yönden büyük canlılık kazanmış-tır. TPAO sitesi ve tesisleri etrafında kurulan, gelişen ve büyüyen Batman’da sağlanan is-tihdam ile ülkemiz ekonomisine büyük kat-kılar sağlanmıştır. Ayrıca, sosyal sorumluluk projeleri kapsamında yaklaşık 200 öğrencinin faydalandığı TPAO Anaokulu 2011 yılında Batman Bölge Müdürlüğü Yerleşkesi içerisin-de açılmış olup, 40 derslikli Atatürk İlköğretim Okulu ise yine aynı yerleşke içerisinde 2012 yılında hizmete girecektir.

Trakya Bölge Müdürlüğü

TPAO, Trakya Havzasında arama ve sondaj çalışmalarına 1960 yılında açılan Uluman-1 Kuyusu ile başlamıştır. Trakya Bölgesinde yapılan çalışmalar sonucu ekonomik anlam-da ilk doğal gaz keşfi 1970 yılında Hamitabat ve Kumrular Sahalarında, ilk petrol keşfi ise 1973- 1974 yıllarında K.Osmancık ve Deve-çatak Sahalarında açılan kuyulardan yapılmıştır.

Ülkemizde bir ilk olan, Silivri Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisleri 2007 yılında açılmış olup, halen 5. depolama döneminde geri üre-tim faaliyetlerine devam edilmektedir. Depo-lama 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 sürdü-rülmektedir.

Ayrıca, Trakya Bölgesinde faaliyet gösteren ve ülke sanayiinde de önemli bir paya sahip olan fabrikalara Ortaklığımızca ucuz enerji girdisi sağlanarak, yöreye önemli ölçüde eko-nomik katkıda bulunulmaktadır.

Adıyaman Bölge Müdürlüğü

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 Over-seas Petroleum tarafından açılan Kahta-1 Kuyusunda Adıyaman Bölgesindeki ilk petrol keşfi gerçekleştirilmiştir.

TPAO’nun Adıyaman Bölgesi’ndeki ilk pet-rol keşfi ise 1971 yılında Adıyaman Saha-sının bulunması ile gerçekleştirilmiştir. Ara-ma çalışmalarının sürmesiyle G. Adıyaman, K.Adıyaman ve Bölükyayla (1977), Çember-litaş (1982), Çukurtaş (1985), B.Fırat ve Akpı-nar (1986) Sahaları keşfedilmiştir.

Karakuş Sahasının 1988 yılında keşfi ile böl-gede artırılan arama faaliyetleri sonucu, Cen-dere, Beşikli, O.Sungurlu, Tokaris ve İkizce gibi bir çok sahanın ardından 2011 yılında Güzelçay, D.Yananköy ve D.Şambayat Saha-larının da keşfi gerçekleştirilmiştir.

Çaylarbaşı Üretim Sahasında üretimi arttırma amaçlı AR-GE çalışması kapsamında yön-lü sondaj tekniğiyle yapılan Çapraz Kesişim Projesi devam etmektedir. Ayrıca, bölgede sosyal hayatın gelişmesinde önemli rol oy-nayan Bölge Müdürlüğümüz, faaliyetlerinde operasyonel verimliliğini ve teknik kapasitesi-ni artırarak bölge ve ülke ekonomisine önemli ölçüde katkı sağlamaktadır.

44

Bağlı Kuruluşlarımız

Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti. (TPIC)

Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti. (TPIC)1988 yılında petrol endüstrisinin bütün değer zincirinde faaliyet göstermek üzere Jersey/ Channel Adaları’nda kurulmuştur.

TPIC arama, üretim ve servis hizmetleri ile il-gili çalışmalarını Türkiye ve Kolombiya’da yo-ğunlaştırmış olup, aynı zamanda Orta Doğu, Orta Asya ve Latin Amerika’da da iş geliştir-me faaliyetlerini sürdürmektedir.

bağlı kuruluşlarımızve iştirakimiz

TPIC TP BADRA

TPBTCTPOC

TPIC

TPOC

TÜRKİYE PETROLLERİ

TÜRKİYE PETROLLERİ

TÜRKİYE PETROLLERİ

TP MISSAN

TP MISSAN

TP MISSAN TPSCP

TPSCPKAZAKTURKMUNAY

TPIC TP BADRA

TP BADRATPBTC

TPBTC

TPOC

45

Kolombiya Faaliyetleri

Gonzalez BloğuTPIC Şubat 2008’den itibaren Kolombiya’nın Catatumbo Baseni’nde bulunan Gonzalez Bloğu’nda Kolombiya Milli Petrol Şirketi ECO-PETROL ile ortak arama çalışmalarında bu-lunmaktadır. TPIC, projede hem operatör hem de %50 hisse sahibidir. 2. arama fazında sismik veri toplama çalışması 2008 yılında ta-mamlanmıştır. İlk arama kuyusu olan Rio Zu-lia West-3 (RZW-3) Kuyusunun sondajı Kasım 2009’da başlamış ve Mart 2010’da petrol keş-fiyle tamamlanmıştır. İkinci arama kuyusu Rio Zulia West-4 (RZW-4) Kuyusu petrol emareli olarak tamamlanmıştır. Ekim 2011’de, ECO-PETROL hisselerini TPIC’e devretme kararı almış olup, devir süreci devam etmektedir.

Maria Conchita Bloğu2009 yılında TPIC Kolombiya’nın kuzeyinde Guajira Baseninde bulunan 243 km²’lik Maria Conchita Bloğu için Ulusal Hidrokarbon Ajansı (ANH) ile arama üretim anlaşması imzalamış-tır. 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

TPIC’in yurtiçinde toplam 37 adet arama ruh-satı bulunmaktadır. 2011 yılı içerisinde Baş-pınar-2, Şambayat-12, Doğu Şambayat-1, Şambayat-13 ve Doluharman-1 Kuyularında sondaj faaliyetlerinde bulunulmuştur. Ayrı-ca, yıl içerisinde Şambayat-1, Şambayat-12 ve Doğu Şambayat-1 Kuyularından toplam 120.355 varil test üretimi gerçekleştirilmiştir.

Petrol Saha HizmetleriTPIC, 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-

ti vermiştir. TPIC, 86 kuyuda (5’i yurtdışında) 150 bin metrenin üzerinde sondaj yapmış olup, 2011 yılı sonu itibariyle 439 (34’ü yurtdı-şında) kuyunun sondajını tamamlamıştır.

Petrol ve Jeotermal Saha ServisleriTPIC’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 Mühen-dislik A.Ş., Akça/Menderes Enerji, Güriş/Gür-mat Elektrik, Zorlu Enerji ve Kayen Enerji şir-ketlerine 3 kule ile jeotermal sahalarda sondaj ve kuyu tamamlama hizmetleri verilmiştir.

Irak Faaliyetleri

TPIC, Irak’a yakın mesafede bulunan lojis-tik ve bakım atölyelerinin verdiği avantajla, Irak’taki servis işlerini artırmak amacıyla çe-şitli sahalardaki ihalelere katılma çalışmaları-na 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 bu-lunmuştur.

Kazakistan Faaliyetleri

Kazakistan’daki projelerde çalışmalar sürdü-rülmekte olup, yıl içerisinde KazakTurkMunay Şirketine 5 kuyuluk sondaj servis hizmeti ve-rilmiştir.

Petrol Ürünleri Ticareti

1999 yılından bu yana uluslararası petrol ve petrol ürünleri ticareti faaliyetinde bulunan TPIC, 2011 yılında da başta Türkiye olmak üzere, KKTC, Libya, Irak, Avrupa pazarların-da özellikle motorin, fuel oil ve bitümen alım-satım faaliyetlerinde bulunmuştur.

TPIC, Libya’nın ihraç ettiği hampetrol ve pet-rol ürünlerine yönelik faaliyetlerini devam et-tirmek için Libya Devlet Petrol Şirketi (NOC) ile sürekli temas halindedir.

46

Bunun yanısıra, KKTC’nin elektrik üretimi için ihtiyaç duyduğu ürünler ise yine TPIC tara-fından en uygun şartlarda tedarik edilmiştir. Ayrıca, Avrupa’nın Akdeniz pazarına da bu yıl içerisinde ürün satışları gerçekleştirilmiştir.

TPIC, Irak Devlet Petrol Şirketi’nin (SOMO)Türkiye üzerinden motorin ve benzin alım iha-lesine katılmış ve kazanan firmalardan biri ol-muştur. Irak Elektrik Bakanlığı’nın santralleri için Basra Körfezi rotasından ihtiyaç duyulan motorinin tedarikinde TPIC de tedarikçi firma-lar arasında yer almıştır.

TPIC, Venezuela’ya Petrol Ürünleri Karşılığı Türk Firmaları Tarafından Konut ve Diğer Ya-pım Projelerin Gerçekleştirilmesine Yönelik Projesi kapsamında, PDVSA ile petrol ürün-lerinin alımına ilişkin görüşmeleri sürdürmek-tedir.

2011 yılı içerisinde TPIC diğer uluslararası petrol şirketleriyle aynı pazarda yer alabilmek ve ticari faaliyetlerini arttırmak amacıyla pet-rol 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 ku-rulmuştur. Başlangıçta 50.000 TL olan ser-mayesi, ihtiyaçlara bağlı olarak yıllar içinde artırılmış, bugün itibariyle sermayesi tamamı ödenmiş olmak üzere 100 milyon TL’ye ulaş-mıştır.

2020 yılında 750 bayi ile %10 pazar payı he-defleyen TP Petrol Dağıtım, 2011 yılında da istasyon ağını genişletme çalışmalarını de-vam ettirmiş olup, 2011 yılı sonu itibariyle top-lam bayi sayısını 132’ye çıkarmıştır.

2011 yılında Hatay-Dörtyol Terminalinden 102.000 m³ motorin ithal edilerek satışı ger-çekleştirilmiştir. Ayrıca siyah ürün ithalatı da

başlamıştır. Kurulduğu günden bu yana büyü-meye 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 faaliyetler-de bulunmak amacıyla 1996 yılında Jersey/Channel Adalarında kurulmuş olup, halen bu amaçlar doğrultusunda çalışmalarını sürdür-mektedir.

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 ruhsa-tında ise %100 hisse ile faaliyetlerini opera-tör 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 fa-aliyetlerde bulunmak amacıyla 10 Ağustos 2010 tarihinde Jersey/Channel Adalarında kurulmuş olup, halen bu amaçlar doğrultu-sunda çalışmalarını sürdürmektedir. TP Mis-san 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 fa-aliyetlerde bulunmak amacıyla 10 Ağustos 2010 tarihinde Jersey/Channel Adalarında kurulmuş olup, halen bu amaçlar doğrultu-sunda çalışmalarını sürdürmektedir. TP Bad-ra Ltd., Irak Projelerinden Badra’da %10 his-seye sahiptir.

47

Türkiye Petrolleri BTC Ltd. Şirketi (TPBTC)

TPBTC Ltd. Ortaklığımızın öncelikli olarak ACG’nin ve diğer Hazar Bölgesi petrollerinin uluslararası pazarlara taşınabilmesi için oluş-turulan Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Ham-petrol Boru Hattı (BTC) Projesi ve proje şir-ketlerine (BTC Co., BTC Investment Co. ve BTC Finance B.V.) iştiraki amacıyla Cayman Adalarında 20 Şubat 2002 tarihinde kurul-muştur.

Hisselerinin tamamı TPAO’ya ait olan şirketin ortağı olduğu BTC Projesindeki ve ilgili şirket-lerindeki hisseleri %6,53’tür.

Türkiye Petrolleri SCP Ltd. Şirketi (TPSCP)

TPSCP Ltd. Şah Deniz doğal gazının taşın-ması için kurulan Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı (SCP) proje şirketlerine, ilgili proje anlaşmaları çerçevesinde Ortaklığımızın işti-rakinin sağlanması amacıyla 24 Mayıs 2002 tarihinde Cayman Adalarında kurulmuştur. TPSCP Ltd. 27 Şubat 2003 tarihinde imzala-nan SCP Proje Anlaşmalarına taraf olmuştur. Şirketin SCP Projesindeki hissesi %9’dur.

İştirakimiz

KazakTürkMunay (KTM) Ltd. Ortak Şirketi

KazakTürkMunay (KTM) Ltd. Ortak Şirketi, TPAO ile Kazakistan Jeoloji ve Yeraltı Kay-naklarını Koruma Bakanlığına bağlı Kazza-rubejgeologia Cumhuriyet Devlet İşletmesi (KZBG) arasında, 9 Ocak 1993’te imzalanan kuruluş anlaşmasıyla tesis edilmiştir. Ortak şirketteki Kazak hissesini %51 ve TPAO his-sesini %49 olarak belirleyen anlaşma ile KTM Ltd., Batı Kazakistan’ın 4 ayrı bölgesindeki 7 ruhsatta hidrokarbon arama ve işletme hakkı elde etmiştir.

48

Çevre koruma çalışmalarımızda reaktif yaklaşımı

benimseyen Ortaklığımız, yurtiçinde ve yurtdışında

sürdürdüğü çalışmalar ve yatırımlarla sektördeki

yolculuğuna, bölgesinde etkin bir dünya şirketi

olarak devam edecektir.

49

50

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.

finans

600

51

TPAO 2011 yılında Azerbaycan ve Kazakistan’da üretim, Libya’da arama ve Irak’da ise arama-üretim 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 önü-müzdeki dönemlerde artarak devam edecektir.

(bin dolar)

2011 2010

Azerbaycan

ACG Projesi

Şah Deniz Projesi

SCP Projesi

BTC Projesi

Alov Projesi

TPAO Bakü Ofisi

Kazakistan

Libya

Irak

TPOC Merkez Ofisi

İş Geliştirme

TOPLAM

316.943

219.825

95.874

13

11

-

1.220

44

10.142

41.695

296

608

369.728

250.925

184.233

65.495

59

51

38

1.049

78

85.328

13.652

-

44

350.027

Yurtdışı Yatırım ve İşletme Harcamalarımız

52

53

54

İştirak ve Bağlı Ortaklıkların Ünvanları ve Hisse Oranları

Fi̇nansal Tabloların Sunumuna İlişkin Esaslar

1.1 Yasal Defter ve Fi̇nansal Tablolar

TPAO ve Grubun konsolide mali tabloları Uluslararası Finansal Raporlama Standartla-rı (UFRS) ile uyumlu olarak hazırlanmıştır. Türkiye’de faaliyetlerini sürdürmekte olan şir-ket, muhasebe kayıtlarını ve yasal mali tablo-larını 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 ya-sal mali tablolarını faaliyet gösterdikleri ülke-lerde yürürlükte olan ticari ve mali mevzuata göre/proje anlaşmaları, ekleri ve proje yöneti-mi tarafından referans alınmasına karar veri-len standartlara göre ilgili ülkenin para birimi üzerinden tutmaktadırlar.

İlişikte sunulan konsolide mali tablolar Gru-bun, bağlı ortaklıklarının ve iştirakinin yasal kayıtlarına UFRS ile uyumlu bir şekilde su-

num amacıyla yapılan düzeltme ve sınıflan-dırma değişikliklerini içermektedir. Avrupa Birliği tarafından kabul edilen UMS/UFRS’nin UMSK tarafından yayımlananlardan farkları TMSK tarafından ilan edilinceye kadar, finan-sal tablolar UMS/UFRS’ye göre hazırlanmak-tadır.

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-

Pay Oranı (%)

İştirak ve Bağlı Ortaklık

Uygulanan Yöntem

KTM

TPIC

TPBTC

TPSCP

TPOC

AIOC

TP MISSAN

TP BADRA

49

100

100

100

100

100

100

100

Özkaynak Yöntemi

Tam Konsolidasyon

Tam Konsolidasyon

Tam Konsolidasyon

Tam Konsolidasyon

Tam Konsolidasyon

Tam Konsolidasyon

Tam Konsolidasyon

(ACG Projesi'nin %6,75 ortağıdır)

55

lanmış 29 No’lu “Yüksek Enflasyonlu Eko-nomilerde Finansal Raporlama” Standardı (“UMS/TMS 29”) uygulanmamıştır.

1.3 Önceki Dönem Mali Tabloların Karşılaştırılması

Cari dönem mali tabloların sunumu ile uy-gunluk sağlanması açısından karşılaştırmalı bilgiler gerekli görüldüğünde yeniden sınıflan-dırılmıştır.

1.4 Konsolidasyon Esasları

Konsolide mali tablolar TPAO (“Şirket”,”Ana Ortaklık”) ile TPAO tarafından kontrol edilen ortaklıkları içermekte olup 31 Aralık 2011 ta-rihinde sona eren yıla ait mali tablolar esas alınarak hazırlanmıştır.

Ana Ortaklık tarafından doğrudan veya do-laylı olarak sermaye ve yönetim ilişkileri çer-çevesinde %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 tanım-lanmıştır.

Kontrol gücü, Ana Ortaklığın, bir işletmenin faaliyetlerinden fayda sağlamak amacıyla sözkonusu işletmenin finansal ve faaliyet po-litikaları ile ilgili kararlarında etkin rol oynama, bu politikaları yönetme gücünü ifade etmekte-dir. Kontrol gücünün bulunmadığı ancak Ana Ortaklığın %10 ile %50 arasında pay sahibi olduğu şirketler iştirak olarak tanımlanmakta-dır.

31 Aralık 2011 itibariyle iştirak ve bağlı ortak-lıkların unvanları ve hisse oranları yandaki tabloda belirtilmiştir.

Şirket’in KTM adındaki kuruluştaki iştiraki öz sermaye yöntemi kullanılarak mali tablolara yansıtılmıştır. Öz sermaye yönteminde işti-raklerin kar ve zararları ana ortaklığın payı-na düşen kısma isabet eden tutar kadar gelir tablosuna yansıtılır. İştiraklerin net varlıkların-

da ana ortaklığın payına düşen kısma isabet eden tutar kadar konsolide bilançoda göste-rilir.

Konsolidasyona dahil edilen ortaklıklarda Ana Ortaklığın sahip olduğu payların defter değe-ri, ortaklıkların öz sermaye hesaplarıyla kar-şılıklı olarak mahsup edilmiş ve Ana Ortaklık ile konsolidasyona dahil edilen ortaklıklar ara-sındaki tüm alım satım işlemleri ve borç ala-cak bakiyeleri netleştirmeye tabi tutulmuştur.

1.5 Muhasebe Politikalarındaki Değişiklikler

Muhasebe tahminlerindeki değişiklikler, yal-nızca bir döneme ilişkin ise, değişikliğin yapıl-dığı cari dönemde, gelecek dönemlere ilişkin ise, hem değişikliğin yapıldığı dönemde hem de gelecek dönemlerde, ileriye yönelik olarak uygulanır. Grubun cari yıl içerisinde muhase-be tahminlerinde önemli bir değişikliği olma-mıştır.

Önemli Muhasebe Politikalarının Özeti

2.1 Hasılat

Grubun gelirleri, hampetrol ve doğal gaz satı-şı ile çeşitli hizmet gelirlerinden oluşmaktadır.

Satıştan elde edilen gelir, aşağıdaki şartların tamamı yerine getirildiğinde muhasebeleştiri-lir:•Grubun mülkiyetle ilgili tüm önemli riskleri ve kazanımları alıcıya devretmesi,•Grubun mülkiyetle ilişkilendirilen ve sürege-len bir idari katılımının ve satılan mallar üze-rinde 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 faaliyet-lerinden elde edilen hasılatı kapsam dışında bıraksa da çeşitli tavsiye metinleri ve litera-türde genel kabul görmüş uygulamalar UMS

56

18’in maden endüstrisinde hasılatın doğma zamanı ile ilgili temel bir rehber olduğunu göstermektedir. Şirket hampetrol üretimi yap-tıktan sonra bunu boru hatlarıyla alıcıya ulaş-tırmakta ve bu süreçte mal üzerindeki önemli riskler henüz alıcıya devredilmemektedir.

Ürünün alıcıya teslim edildiği noktada ise standart hükümleriyle örtüşür şekilde, mülki-yetle ilgili tüm önemli riskler ve kazanımlar alı-cıya devredildiğinden hasılatın doğduğu ka-bul edilmekte ve gelir kayıtlara alınmaktadır.

Şirket geliri, bu süreç sonunda mal satışla-rının 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 bu-lunması durumunda, makul bedel gelecekte oluşacak tahsilatların, finansman maliyeti içe-risinde yer alan gizli faiz oranı ile indirgenme-si ile tespit edilir. Gerçek değerleri ile nominal değerleri arasındaki fark tahakkuk esasına göre faiz geliri olarak değerlendirilir.

Hasılat olarak kayıtlara alınan tutarların tah-silinin şüpheli hale gelmesi durumunda, ayrı-lan şüpheli alacak karşılığı, hasılat tutarının düzeltilmesi suretiyle değil, bir gider olarak finansal tablolara alınır.

2.2 Stoklar

Stoklar, elde etme maliyeti ve net gerçekleşe-bilir değerin düşük olanı ile değerlendirilmiştir. Stokların maliyeti tüm satın alma maliyetlerini, dönüştürme maliyetlerini ve stokların mevcut durumuna ve konumuna getirilmesi için kat-lanılan diğer maliyetleri içerir. Stokların birim maliyeti, ağırlıklı ortalama maliyet yöntemi ile belirlenir.

Net gerçekleşebilir değer, işin normal akı-şı içinde tahmini satış fiyatından tahmini ta-mamlama 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 ma-liyetinin belirlenemediği durumlarda ise İlk giren ilk çıkar yöntemi (FIFO) veya Ortalama Maliyet Yönteminin kullanılmasını önermek-tedir. 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 Varlıklar1 Ocak 2005 tarihinden önce satın alınan maddi duran varlıklar 31 Aralık 2004 tarihi iti-barıyla enflasyonun etkilerine göre düzeltilmiş maliyet değerlerinden birikmiş amortisman ve kalıcı değer kayıpları düşülerek; 1 Ocak 2005

Amortisman Oranı

Yeraltı ve Yerüstü Düzenleri

Binalar

Makine ve Teçhizat*

Taşıtlar

Demirbaşlar

%5 - %15

%2

%10 - %20

%20

%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 düşüle-rek yansıtılmıştır.

İşletmede bir yıldan fazla süre kullanılacağı tahmin edilen maddi duran varlıklar, ilk defa maliyet bedelleri ile kayda alınırlar. Daha son-raki dönemlerde de maliyet bedeli ile değer-lenirler.

Maddi duran varlığın maliyet değeri, alış fiya-tı, ithalat vergileri ve iadesi mümkün olmayan satın alma vergileri, maddi duran varlığı kulla-nıma hazır hale getirmek için yapılan masraf-lar ve sözkonusu maddi duran varlığın edini-mi amacıyla kullanılmış kredilerin sözkonusu maddi duran varlığın yatırım aşamasındayken katlanılmış faiz giderlerinden oluşmaktadır.

Şirket mali tablolarında amortisman oranı ola-rak Vergi Usul Yasası’nda belirtilen ekonomik ömürleri dikkate alarak amortisman hesap-lamıştır. Amortisman ayırma yöntemi olarak doğrudan amortisman yöntemi belirlenmiş ve amortisman gideri hesaplanmıştır. Kullanılan amortisman oranları yandaki tabloda belirtil-miştir.

Amortisman oranlarının asgari olarak her he-sap dönemi sonunda gözden geçirilmesi ge-rekmektedir.

Diğer taraftan yine maddi varlıklarda değer düşüklüğünün olup olmadığına ilişkin testle-rin 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 du-ran varlıklar tahmini kullanım süresine göre itfa edilirler.

2.4 Şerefiye

1 Ocak 2005 tarihinden itibaren TFRS 3 “İş-letme Birleşmeleri” çerçevesinde, iktisap edi-len tanımlanabilir varlık, yükümlülük ve şarta bağlı yükümlülüklerin makul değerinin satın alma bedelini aşan kısmı şerefiye olarak mu-hasebeleştirilir.

İşletme birleşmesi sırasında oluşan şerefiye amortismana tabi tutulmaz, bunun yerine yıl-da bir kez veya şartların değer düşüklüğünü işaret ettiği durumlarda daha sık aralıklarla değer düşüklüğü tespit çalışmasına tabi tutulur.

Grubun TFRS 3 “İşletme Birleşmeleri” kapsa-mında bir şerefiye hesabı bulunmamaktadır.

2.5 Varlıkların Değer Düşüklüğü

Varlıkların kayıtlı değerlerinin, geri kazanıla-bilir değerlerinden fazla olduğu durumlarda, değer düşüklüğü karşılığı ayırmak suretiyle, varlığın kayıtlı değeri geri kazanılabilir tuta-rına indirilir ve karşılık gelir tablosuna gider olarak yansıtılır.

Diğer taraftan; nakit üreten varlıkların geri ka-zanılabilir tutarı, net satış fiyatları ile kullanım değerlerinden yüksek olanıdır. Bahse konu varlıkların kullanım değeri, bu varlıkların sü-rekli kullanımından ve satışlarından elde edi-

58

lecek net nakit girişlerinin, uygun bir iskonto oranı ile iskonto edilmiş net bugünkü değer-lerini ifade eder.

Ancak bilanço döneminde böyle bir tespit sözkonusu değildir.

2.6 Borçlanma Maliyetleri

Finansal borçlardan kaynaklanan finansman maliyetleri, özellikli varlıkların iktisabı veya inşası ile ilişkilendirildikleri takdirde, özellik-li varlıkların maliyet bedeline dahil edilirler. Özellikli varlıklar amaçlandığı şekilde kullanı-ma 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 DeğerlerKasa, bankalar ve yoldaki paralar hazır de-ğerleri oluşturmaktadır.

Kasadaki paralar Türk Lirası ve dövizli baki-yelerden oluşmaktadır. Türk Lirası bakiyeler kayıtlı değeriyle, dövizli bakiyelerse bilanço tarihindeki T.C. Merkez Bankası döviz alış kuru ile değerlenerek kayıtlarda gösterilmek-tedir. Aktiflerin değerlemesinde döviz alış kuru, yükümlülüklerin değerlemesinde döviz satış kuru uygulanır.

Banka mevduatları, vadeli ve vadesiz mev-duatlardan ve bu mevduatların faizlerinden oluşmaktadır. Türk Lirası mevduatlar maliyet değerleriyle, döviz tevdiat hesapları ise bilan-ço 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 var-lıkların gerçeğe uygun değerlerinin kayıtlı de-

ğerlerine eşdeğer olduğu kabul edilmektedir.

Banka mevduatları, kasanın kayıtlı değerleri-nin ve alınan çeklerin, bu varlıkların kısa va-delerde elden çıkarılmaları ve değer düşüklü-ğü 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 de-ğeri, borsa değerinin oluşmaması durumun-da ise değerleme gününde bu tanıma uygun alım satım değeri, gerçeğe uygun değer ola-rak 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, varlıkla-rın gerçeğe uygun değerine eşdeğer olduğu varsayılmaktadır.

İlişkili TaraflarEkteki mali tablolarda konsolidasyon kapsa-mındaki şirketler (direkt) ve bu şirketler tara-fından kontrol edilen şirketler (dolaylı), işti-rakler, proje ortakları ilişkili taraf olarak kabul edilmiştir.

Kısa ve Uzun Vadeli Banka Kredileri ve Ticari BorçlarKısa ve uzun vadeli banka kredileri, anapara ve bilanço tarihi itibariyle tahakkuk eden faiz giderlerinin toplanması sonucu oluşan değer-lerin etkin faiz oranı yöntemi ile iskonto edil-miş tutarları ile kayıtlarda gösterilmektedir.

Ticari borçlar, satıcılardan doğrudan mal ve hizmet almak suretiyle oluşan finansal borç-lar olup iskonto edilmiş tutarları ile bilançoda gösterilmektedir.

Finansal YatırımlarAktif bir piyasada kayıtlı bir fiyatı bulunmayan

59

ve gerçeğe uygun değeri güvenilir bir şekilde ölçülemeyen özkaynağa dayalı finansal araç-lar maliyet değerleriyle raporlanırlar.

2.8 Karşılıklar, Koşullu Borçlar ve Yükümlülükler

Grup yönetimi, geçmiş olaylardan kaynakla-nan mevcut bir hukuki veya zımni yükümlülü-ğün bulunduğu, bu yükümlülüğün yerine geti-rilmesi için ekonomik fayda içeren kaynakların işletmeden çıkmasının muhtemel olduğu ve sözkonusu yükümlülük tutarının güvenilir bir biçimde tahmin edilebildiği durumlarda, ilişik-teki konsolide finansal tablolarda sözkonusu yükümlülük tutarı kadar karşılık ayırmaktadır.

Şarta bağlı yükümlülükler, ekonomik fayda içeren kaynakların işletmeden çıkma ihtima-linin muhtemel hale gelip gelmediğinin tespiti amacıyla sürekli olarak değerlendirmeye tabi tutulur. Ekonomik fayda içeren kaynakların işletmeden çıkma ihtimalinin uzak olduğu du-rumlar hariç finansal tablo dipnotlarında açık-lanır.

Ekonomik faydanın işletmeye gireceğinin muhtemel hale gelmesi halinde, koşullu var-lıkla ilgili olarak finansal tablo dipnotlarında açıklama yapılır. Ekonomik faydanın işlet-meye gireceğinin kesine yakın hale gelmesi durumunda ise, sözkonusu varlık ve bununla ilgili gelir değişikliğinin olduğu tarihte konsoli-de finansal tablolara alınır.

2.9 Kurum Kazancı Üzerinden Hesaplanan Vergi

2.9.1 Kurumlar VergisiTürkiye’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 ku-rum kazancından mahsuplaştırılmak üzere beş yıl süre ile taşınabilir. Ancak, mali zarar-lar, geçmiş yıl karlarından mahsup edilemez.

Türkiye’de ödenecek vergiler konusunda ver-gi idaresi ile mutabakat sağlama gibi bir uygu-lama yoktur.

Kurumlar Vergisi beyannameleri hesap dö-neminin 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 ya-pabilirler.

Konsolidasyon’a tabi şirketler, bu şirketler vasıtasıyla yürütülen projelerin, kanunların üzerinde yaptırıma sahip anlaşmalarında ta-nımlanan hükümlere uygun olarak vergilendi-rilirler.

2.9.2 Ertelenen VergiErtelenen vergiler, yükümlülük metodu kulla-nılarak, varlıkların ve yükümlülüklerin indirile-bilir 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 kay-naklanmaktadır. Ertelenen vergi yükümlülüğü vergiye tabi tüm geçici farklar için hesaplanır-ken, indirilecek geçici farklardan oluşan erte-lenen vergi alacakları, gelecek dönemlerde vergiye tabi kazançlarının olacağı varsayı-mıyla hesaplanmaktadır.

Şirket ertelenen vergi varlık ve yükümlülük-lerini bilanço kalemlerinin Sermaye Piyasası Kurulu’nun Tebliğ XI-29 hükümleri ile yasal finansal tabloları arasındaki farklı değerlen-dirilmelerin sonucunda ortaya çıkan geçici farkların etkilerini dikkate alarak hesaplamak-tadır. Söz konusu geçici farklar genellikle gelir ve giderlerin tebliğ ve vergi kanunlarına göre değişik raporlama dönemlerinde muhasebe-leşmesinden kaynaklanmaktadır.

Konsolidasyon kapsamında bulunan şirketle-re ait vergi varlıkları ve yükümlülükleri konso-

60

lidasyon sırasında olduğu gibi kayıtlara alın-mıştır.

Ertelenmiş vergi yükümlülükleri, Grubun ge-çici farklılıkların ortadan kalkmasını kontrol edebildiği ve yakın gelecekte bu farkın orta-dan kalkma olasılığının düşük olduğu durum-lar haricinde, bağlı ortaklık ve iştiraklerdeki yatırımlar ile ilişkilendirilen vergilendirilebilir geçici farkların tümü için hesaplanır.

Bu tür yatırım ve paylar ile ilişkilendirilen ver-gilendirilebilir 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 şartla-rıyla 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 oluşmakta-dır.

1-Arama GiderleriArama ruhsatının alınmasından ticari petrol keşfi yapılmasına kadar ki süreç içerisinde yapılan giderler genel olarak arama gideri olarak kabul edilir.

2-Elde Etme GiderleriPetrol hakkına sahip olmak için katlanılan tüm giderlerdir.

3-Geliştirme GiderleriSahanın elde edilmesi ve petrol arama aşa-malarını takiben yapılan giderlerdir.

4-Üretim GiderleriPetrolün üretimi aşamasında katlanılan gider-lerdir.

Uluslararası Finansal Raporlama Standardı 6: Maden Kaynaklarının Arama ve Değerlen-dirilmesi Standardı yalnızca arama ve değer-lendirme giderlerinin muhasebeleştirilmesini konu edinmekte, arama ruhsatının alınma-sından 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 gider-leri aşağıda uygulaması açıklanan başarılı sonuç metoduna göre muhasebeleştirmiştir.

Açılan kuyunun faaliyeti ile ilgili yapılan yeral-tı 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 di-ğer duran varlıklar aktifleştirilmekte ve amor-tisman yolu ile itfa edilmektedir.

Yurt dışı ortak işletim anlaşmaları dolayısıyla ödenen tutarlar (yatırımlar ve alacaklar) aktif-leştirilmekte, bilahare petrol keşfi olması du-rumunda elde edilen gelirler ile itfa edilmek-tedir. Yeterli petrolün kalmaması durumunda itfa edilemeyen yatırım ve/veya alacak baki-yesi giderleştirilmektedir.

Casing gibi sondaj malzemeleri arama faali-yetinin sonucuna göre işleme tabi tutulmakta-dır. Kuyu başarılı ise casing aktifleştirilmekte ve amortisman ayrılmakta, kuyu kuru ise za-rar kaydedilmektedir.

2.11 Petrol Muhasebesi

Başarılı Sonuç MetoduBu yöntemdeki temel öngörü, üretim öncesi giderlerin üretilebilir petrol rezervlerinin bu-lunması ile aktifleştirilmesi ve amortisman yo-luyla mamul maliyetine yansıtılmasıdır.

Başka bir ifade ile, Başarılı Sonuç Yöntemin-de üretim öncesi giderler, arama faaliyetinde

61

başarı sağlandığı taktirde mamul maliyetiyle ilişkilendirilmektedir.

Başarısız arama faaliyetleri için katlanılan üretim öncesi giderler dönem gideri olarak ka-bul edilmekte ve direkt olarak gelir tablosuna yansıtılmaktadır.

Bu yöntemin alternatifi olan Tam Maliyet Yön-teminde ise üretim öncesi araştırma ve de-ğerlendirme harcamaları sonuç başarılı olsun veya olmasın aktifleştirilmekte ve amortisma-na tabi tutulmaktadır.

Şirket, petrol arama ve geliştirme maliyetlerini başarılı sonuç metoduna göre muhasebeleş-tirmektedir. Geliştirme giderleri, kanıtlanmış sahalarda petrol veya doğal gaz üretimini hız-landırmak 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 tahmi-ni rezerv miktarına bölünmesiyle bulunan itfa oranı ile tükenmeye tabi tutulur.

Petrol ve Doğal Gaz Rezerv TahminleriGrubun 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 yön-temleri 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 başla-masıyla birlikte kayda alınan ve bu kuyunun

terk edilmesi sonucu katlanılması gereken yükümlülükleri kapsar. Bir kuyunun maliyetle-rinde gerçekleşen artışlarla birlikte terk etme yükümlülüklerinin de artması sözkonusudur. Bunun yanı sıra zaman içerisinde bu yüküm-lülükler güncel bedellerini yansıtmak amacıy-la artarken, aynı şekilde bu yükümlükleri do-ğuran kuyular ise tükenmeye tabi olup zaman içerisinde itfa olurlar.

2.13 Çalışanlara Sağlanan Faydalar

Belirli Katkı PlanlarıTürkiye’deki mevcut sosyal güvenlik düzenle-melerine göre, çalışan, istifa ve haklı gerek-çeler dışında işten ayrılması ve bir yılı dol-durması durumunda kıdem tazminatını hak etmektedir.

Şirket buna uygun şekilde, mevcut yüküm-lülüğünü hesaplamaktadır. Bu yükümlülüğün bugünkü değerini ifade etmesi için etkin faiz oranı ile iskontoya tabi tutulur. Bu hesapla-malardan doğan tüm kazanç ve kayıplar gelir tablosu hesaplarında raporlanır.

Güncellenmiş olan UMS 19 Çalışanlara Sağ-lanan Faydalar Standardı uyarınca sözkonu-su türdeki ödemeler tanımlanmış emeklilik fayda planları olarak nitelendirilir.

62

Bilançoda muhasebeleştirilen kıdem tazmina-tı yükümlülüğü, tüm çalışanların emeklilikleri dolayısıyla ileride doğması beklenen yüküm-lülük tutarlarının net bugünkü değerine göre hesaplanmış ve finansal tablolara yansıtıl-mıştır. Hesaplanan tüm aktüeryal kazançlar ve kayıplar gelir tablosuna yansıtılmıştır.

Belirli Fayda PlanlarıŞirket çalışan personelinin sosyal güven-lik haklarına karşılık gelmek üzere bir res-mi güvenlik kuruluşu olan Sosyal Güvenlik Kurumu’na aylık olarak ödemeler yapmakta-dır. Bu ödemeler nihaidir.

2.14 Nakit Akım Tablosu

Nakit akım tablosunda, döneme ilişkin nakit akımları esas, yatırım ve finansman faaliyet-lerine dayalı bir biçimde sınıflandırılarak ra-porlanır. Nakit akım hazırlama yöntemi olarak endirekt yöntem seçilmiştir. Önceki dönem de aynı yöntemle düzeltilmiştir.

Esas faaliyetlerden kaynaklanan nakit akım-ları, Grubun hampetrol, doğal gaz satışı ve teknik hizmet faaliyetlerinden kaynaklanan nakit akımlarını gösterir. Yatırım faaliyetleriyle ilgili nakit akımları, Grubun yatırım faaliyetle-rinde (sabit yatırımlar ve finansal yatırımlar) kullandığı ve elde ettiği nakit akımlarını gös-terir.

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.

2.15 Kur Değişiminin Etkileri

Şirkete ait konsolide finansal tabloların Ame-rikan Doları (USD) cinsinden raporlanması

sürecinde, yurtdışı iştiraklerin resmi kayıtları USD cinsinden gerçekleştiğinden dolayı her-hangi 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 sınıflandı-rılmış ve Grubun çevrim fonuna transfer edil-miştir.

Sözkonusu çevrim farklılıkları yabancı faali-yetin elden çıkarıldığı dönemde gelir tablosu-na kaydedilir.

Sözkonusu TL kayıtların USD’ye çevrilmesin-de 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 or-taklıklar ve aynı iş dalındaki bağlı ortaklıklar dahil olmak üzere);ii.Grup üzerinde önemli etkisinin olmasını sağlayacak payının olması; veyaiii.Grup üzerinde ortak kontrole sahip olma-sı;

(b) Tarafın, Grubun bir iştiraki olması;

(c) Tarafın, Grubun ortak girişimci olduğu bir iş ortaklığı olması;

(d) Tarafın, Grubun veya ana ortaklığının kilit yönetici personelinin bir üyesi olması;

63

(e) Tarafın, (a) ya da (d) de bahsedilen her-hangi 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 ol-duğu bir işletme olması; veya

(g) Tarafın, işletmenin ya da işletme ile ilişki-li taraf olan bir işletmenin çalışanlarına işten ayrılma sonrasında sağlanan fayda planları olması,gerekir.

İlişkili taraflarla yapılan işlem, ilişkili taraflar arasında kaynaklarının, hizmetlerin ya da yü-kümlülüklerin bir bedel karşılığı olup olmadı-ğına bakılmaksızın transferidir.

2.17 Hisse Başına Kazanç

Gelir tablosunda belirtilen hisse başına ka-zanç, net karın, raporlama dönemi boyunca piyasada bulunan hisse senetlerinin ağırlıklı ortalama adedine bölünmesiyle bulunmakta-dır.

2.18 Bilanço Tarihinden Sonraki Olaylar

Bilanço tarihinden sonraki olaylar; kara iliş-kin 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.

Bilanço tarihinden sonraki düzeltme gerekti-ren olayların ortaya çıkması durumunda, mali tablolara alınan tutarları bu yeni duruma uy-gun 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 mevcudi-yeti işletmenin tam olarak kontrolünde bulun-mayan gelecekteki bir veya daha fazla kesin olmayan olayın gerçekleşip gerçekleşmeme-si ile teyit edilebilmesi mümkün yükümlülük-ler ve varlıklar mali tablolara alınmamakta ve şarta bağlı yükümlülükler ve varlıklar olarak değerlendirilmektedir.

64

2011 2010

Dönen Varlıklar

Nakit ve Nakit Benzerleri

Finansal Yatırımlar

Ticari Alacaklar

Diğer Alacaklar

Stoklar

Diğer Dönen Varlıklar

Duran Varlıklar

Diğer Alacaklar

Finansal Yatırımlar

Özkaynak Yöntemiyle Değerlenen Yatırımlar

Kuyular

Maddi Duran Varlıklar

Maddi Olmayan Duran Varlıklar

Ertelenmiş Vergi Varlığı

Diğer Duran Varlıklar

Toplam Varlıklar

2.793.155

1.998.505

-

268.267

8.044

308.067

210.272

4.213.976

93.701

51

26.102

1.017.207

2.812.543

174.177

11.537

78.658

7.007.131

2.740.446

1.282.750

-

402.798

47.212

857.397

150.289

4.488.192

91.226

2.870

24.968

1.046.372

3.118.750

127.812

635

75.559

7.228.638

TPAO ve Bağlı Ortaklıkları 31 Aralık 2011 ve 31 Aralık 2010 Tarihleri İtibariyle Konsolide Bilanço

bin dolar*

Varlıklar

65

2011 2010Kaynaklar

Kısa Vadeli Kaynaklar

Finansal Borçlar

Ticari Borçlar

Diğer Borçlar

Dönem Karı Vergi Yükümlülüğü

Diğer Kısa Vadeli Yükümlülükler

Uzun Vadeli Kaynaklar

Finansal Borçlar

Diğer Borçlar

Borç Karşılıkları

Çalışanlara Sağlanan Faydalara İlişkin Karşılıklar

Ertelenmiş Vergi Yükümlülüğü

Diğer Uzun Vadeli Yükümlülükler

Özkaynaklar

Ana Ortaklığa Ait Özkaynaklar

Ödenmiş Sermaye

Yabancı Para Çevrim Farkı

Kardan Ayrılan Kısıtlanmış Yedekler

Geçmiş Yıllar Kar / Zararları

Net Dönem Karı / Zararı

Toplam Kaynaklar

1.014.894

208.737

133.722

428.117

26.534

217.784

651.585

33.524

51

353.974

113.801

-

150.235

5.340.652

5.340.652

980.349

151.662

1.064.255

1.791.570

1.352.816

7.007.131

716.689

210.676

236.618

101.179

32.210

136.006

761.703

24.160

99

474.457

95.946

29.313

137.728

5.750.247

5.750.247

980.349

-794.594

1.405.224

2.724.736

1.434.532

7.228.639

TPAO ve Bağlı Ortaklıkları 31 Aralık 2011 ve 31 Aralık 2010 Tarihleri İtibariyle Konsolide Bilanço

bin dolar*

* 2010 yılı dolar kuru 1,5460 TL, 2011 yılı dolar kuru 1,8889 TL’dir.

66

TPAO ve Bağlı Ortaklıkları 31 Aralık 2011 ve 31 Aralık 2010 Tarihleri İtibariyle Konsolide Gelir Tablosu

* 2010 yılı dolar kuru 1,5265 TL, 2011 yılı dolar kuru 1,7175 TL’dir.

Satış Gelirleri

Satışların Maliyeti (-)

Ticari Faaliyetlerden Brüt Kar (zarar)

Pazarlama, Satış ve Dağıtım Giderleri (-)

Genel Yönetim Giderleri (-)

Araştırma ve Geliştirme Giderleri (-)

Diğer Faaliyet Gelirleri

Diğer Faaliyet Giderleri (-)

Faaliyet Karı (Zararı)

Özkaynak Yöntemiyle DeğerlenenYatırımların Kar / Zararlarındaki Paylar

2010

bin dolar*

2.850.823

1.424.624

1.426.199

123.291

235.683

166.395

269.630

139.880

1.030.580

772.038

288.073

1.516.090

163.274

177.269

13.994

1.352.816

1.545

2011

3.295.138

1.536.637

1.758.501

74.949

213.068

230.614

82.091

188.467

1.133.494

966.801

362.611

1.741.007

306.476

268.319

- 38.157

1.434.532

3.324

Esas Faaliyetler Dışı Finansal Gelirler

Esas Faaliyetler Dışı Finansal Giderler (-)

Sürdürülen Faaliyetler Vergi Öncesi Karı (Zararı)

Sürdürülen Faaliyetler Vergi Gideri (-)

Dönemin Vergi Gideri (-)

Ertenlenmiş Vergi Geliri Gideri

Dönem Karı (Zararı)

67

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

TPAO 2011 Yılı Konsolide Mali Tablolarına Göre Çıkarılan Bazı Oranlar

Batman Bölge MüdürlüğüP.K. 72100 Batman / TÜRKİYETel: +90 488 213 27 10Faks: +90 488 213 41 49 - 213 39 14

Trakya Bölge MüdürlüğüP.K. 39750 Lüleburgaz Kırklareli / TÜRKİYETel: +90 288 417 38 90Faks: +90 288 417 22 03

Adıyaman Bölge MüdürlüğüP.K. 02040 Türmüs Yolu Üzeri Adıyaman / TÜRKİYETel: +90 416 227 28 11Faks: +90 416 227 28 07 - 18

Genel Müdürlük

Bölge Müdürlükleri

Bağlı Kuruluş

Yurtdışı OfisleriTürkiye Petrolleri A.O.Söğütözü Mahallesi 2180. Cadde No: 8606100 Çankaya - Ankara / TÜRKİYETel: +90 312 207 20 00Faks: +90 312 286 90 00 - 286 90 01e-posta: tpaocc@tpao.gov.trweb: www.tpao.gov.tr

Azerbaycan TPAO / TPOC / TPBTC Ofisi340 Nizami Street, 370000 ISR Plaza, 4th FloorBaku / AZERBAYCANTel: +99 412 498 95 26 - 493 14 98Faks: +99 412 498 14 35e-posta: info@tpao-az.com

TPOC Libya OfisiTripoli Tower 1, 10th Floor, No: 101 Tripoli / LİBYATel: +218 21 335 14 94 - 335 14 96 - 97Faks: +218 21 335 14 95e-posta: tpoc@tpoclibya.com

TPOC Irak OfisiBaghdad Al – Wazereyah 301 Section 5th St. No:6 Baghdad / IRAKTel: +90 312 207 20 00 / 18 58 - 18 59e-posta: kyunus@tpao.gov.tr

TPOC Doğu Akdeniz OfisiŞht. Ecvet Yusuf Cad. No: 44/AYenişehir, Lefkoşa, KKTCTel: +90 533 825 20 40 e-posta: sgorgun@tpao.gov.tr

KazakTürkMunay Ltd. Ortak ŞirketiBusiness Center “Okan Inter-Continental”Abay Avenue, 113, 473000, Astana / KAZAKİSTANTel: +7 7172 39 10 25Faks: +7 7172 39 10 26e-posta: ktm@aktm.kz

TPIC, Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti.Söğütözü Cad. No: 27 06520 Ankara / TÜRKİYETel: +90 312 285 44 55 Faks: +90 312 285 38 09e-posta: tpican@tpic.com.tr

iletişim

68