2010 Yâºllâºk Rapor - TPAO

2010 Y›ll›k Rapor

TÜRKİYE PETROLLERİ ANONİM ORTAKLIĞI 

TPAO 2010 

1

Giriştiğimiz büyük işlerde, milletimizin yüksek kabiliyet ve sağduyusu 

başlıca rehberimiz ve başarı kaynağımız olmuştur. 

M. Kemal ATATÜRK 

2 TPAO 2010 


3

2010'DAN BASLIKLAR 

‹Ç‹NDEK‹LER 

• Karadeniz’de 2010 yılında dünyanın en büyük arama 

platformlarından biri olan “Leiv Eiriksson” ile Sinop–1, 

Yassıhöyük–1 ve Sürmene–1 olmak üzere 3 derin deniz 

sondajı başarıyla gerçekleştirilmiştir. 

• TPAO tarafından Libya’da açılan 11 kuyudan 7'sinde 

petrol keşfi gerçekleştirilmiştir. 

05 

06 

08 

10 

12 

14 

16 

18 

26 

34 

42 

46 

48 

50 

52 

56 

2010'dan başlıklar 

hakkımızda 

organizasyon şeması 

yönetim kurulu başkanı ve genel müdür'ün mesajı 

yönetim kurulu 

yöneticilerimiz 

şirket profili 

yurtiçi arama ve üretim faaliyetleri 

yurtdışı arama ve üretim faaliyetleri 

teknoloji ve servis hizmetleri 

araştırma merkezi 

iş güvenliği ve çevre koruma 

insan kaynakları 

bölge müdürlükleri 

bağlı kuruluşlarımız ve iştirakimiz 

finans 

• TPAO, Irak’ta Missan ve Badra Petrol Sahaları için 

teknik servis anlaşmaları imzalamıştır. 

• TPAO Irak’ta yapılan 3. ruhsat ihalesi sonucunda 

Mansuriya Gaz Sahasında operatör, Siba Gaz Sahasında 

ise konsorsiyum ortağı olmaya hak kazanmıştır. 

• Batı Karadeniz Geliştirme Projesinde, TPAO 

operatörlüğünde Faz-II çalışmaları kapsamında, 

Akçakoca platformu devreye alınarak üretim 

çalışmalarına başlanmıştır. 

• “Ankonvensiyonel Rezervuarlardan” petrol ve doğal 

gaz üretiminin devam ettirilmesi için, TPAO ile 

TRANSATLANTIC arasında 9 Nisan 2010 tarihinde bir 

mutabakat zaptı imzalanmıştır. 

• TPAO, 2010 yılında sondaj filosuna yeni bir sondaj 

(NOV-1500) kulesi eklemiştir. 

• 2010 yılında Türkiye'nin 8. büyük dağıtım şirketi olan 

TPpd sektördeki payını giderek artırmaktadır. 



5

HAKKIMIZDA 

biz kimiz? 

Ülkemizin milli petrol şirketi olan TPAO, 1954 yılında, 6327 sayılı özel hukuk 

hükümlerine tabi bir kanunla, kamu adına hidrokarbon arama, sondaj, üretim, 

rafineri ve pazarlama faaliyetlerini yürütmek amacıyla kurulmuştur. 1983 yılına 

kadar entegre bir petrol şirketi olarak aramadan taşımacılığa kadar pek çok 

alanda faaliyetlerde bulunan TPAO, 1983 yılında yapılan yasal düzenlemeler 

sonucunda bugünkü statüsünü kazanmıştır. 

Ülkemizin petrol ve doğal gaz ihtiyacını karşılayan, çalışılması en çok arzu edilen, 

bölgesinde etkin bir dünya enerji şirketi olmak vizyonu ve 

ne yapar›z? 

TPAO petrol sektöründe 4 ayrı alanda faaliyet göstermektedir. 

• Arama, Sondaj, Üretim ve Kuyu Tamamlama 

• Doğal Gaz Depolama 

• Boru Hattı Projelerine Katılım 

• Petrol Ürünleri Ticareti ve Petrol Dağıtımı (TPIC) 

ülkemizin petrol ve doğal gaz potansiyelini tespit etmek ve milli ekonomiye kazandırmak, 

uluslararası faaliyetler ile gelir kaynakları temin etmek ve enerji sektöründe etkin rol 

oynamak, ülkemizin enerji koridoru olmasında aktif görev almak misyonu 

ile dünya konjonktürüne ayak uyduran ve küreselleşme sürecinde üzerine düşen görevi 

yerine getiren Ortaklığımız çalışanları; sahip oldukları kurum kültürü, bilgi birikimi ve 

deneyimleri ile şirketimizin geleceğini şekillendirmek için elele vermiştir. 

nerede faaliyet gösteririz? 

TPAO, 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 ile teşkilatlanmıştır. TPAO, 

ülkemizin arz güvenliğinin temini için yurtdışında da, özellikle Hazar Bölgesi, 

Kuzey Afrika ve Ortadoğu’da yatırım, faaliyet ve operasyonlarını sürdürmektedir. 

Bu kapsamda aktif olarak Azerbaycan, Kazakistan, Libya ve Irak'ta aramaüretim 

faaliyetlerinin yanı sıra zengin hidrokarbon rezervlerine sahip Rusya 

Federasyonu, Endonezya, Sudan, Yemen gibi ülkeler ile Kuzey Afrika ve Güney 

Amerika’da da yoğun iş geliştirme faaliyetlerinde bulunmaktadır. 

Yol Haritas› 

Verimlilik, entegrasyon, çalışan gelişimi, topluma ve çevreye duyarlılık alanlarına 

odaklanan Ortaklığımızın yol haritası; 

l Bölgesel ve küresel etkinliğini artırmak, 

l Yurtiçi ve yurtdışı hampetrol ve doğal gaz rezerv ve üretimini artırmak, 

l Mevcut doğal gaz depolama kapasitesini artırmak, 

l Yüksek performanslı çalışan kültürünü artırmak. 

6 TPAO 2010 TPAO 2010 7

ORGAN‹ZASYON 

Yönetim Kurulu Başkanı ve Genel Müdür 

Mehmet UYSAL 

Yönetim Kurulu Büro Müdürlüğü 

Özel Kalem Müdürlüğü 

Genel Müdür Danışmanlığı 

Yönetim Kurulu Üyesi 

Yusuf YAZAR 


İsmet SALİHOĞLU 


Cumali KINACI 


Murat ALTIPARMAK 


Besim ŞİŞMAN 

Arama Daire Başkanlığı 

Ömer ŞAHİNTÜRK 

Genel Müdür Yardımcısı 





Ahmet ADANIR 


Yurdal ÖZTAŞ 


Hakan BİLİR 

Teftiş Kurulu Başkanlığı 

Ahmet ASLAN 

Hukuk Müşavirliği 

Davut İYRAS 

Batman Bölge Müdürlüğü 

Süleyman ÇALIK 

Sondaj Daire Başkanlığı 

Hüseyin ÇİLOĞLU 

İnsan Kaynakları Daire Başkanlığı 

Yahya PEKTAŞ 

Trakya Bölge Müdürlüğü 

Murat HACIHALİLOĞLU 

Yurtdışı Projeler Daire Başkanlığı 

Tayfun Yener UMUCU 

Ofisler 

Kuyu Tamamlama Hizmetleri 

Daire Başkanlığı 

Serdal AZARSIZ 

Mak-İkmal ve İnşaat Daire Başkanlığı 

Recai GÜNGÖR 

İş Güvenliği ve Çevre Koruma 


Yusuf AHÇI 

Üretim Daire Başkanlığı 

Ali TİREK 

Adıyaman Bölge Müdürlüğü 

Halil Murat DEMİR 

Araştırma Merkezi Daire Başkanlığı 

Ömer ŞAHİNTÜRK (V.) 

İN-GE Kurulu Başkanlığı 

Planlama ve Koordinasyon 


Erdal COŞKUN 

Mali İşler Daire Başkanlığı 

Fikri NAYIR 

Bilgi Teknolojileri Daire Başkanlığı 

Levent ÖZKABAN 

Strateji Daire Başkanlığı 

Memet Ali KAYA 


Türkiye Petrolleri olarak en büyük hedefimiz; Cumhuriyetimizin kuruluşunun 100. 

yılında, ülkemizin ihtiyacı olan petrol ve doğal gazın tamamını üretebilmektir. Yurtiçi 

ve yurtdışı çalışmalarımızda bu hedefe ne kadar çok yaklaşabilirsek sevincimiz de o 

kadar büyük olacaktır. Dışarıya ödenen ortalama yıllık 50 milyar dolar enerji ithalat 

faturamızın, yapacağımız çalışmalara paralel olarak önümüzdeki yıllarda hızla 

azaltılarak sıfırlanması, Türkiye’nin 2023 yılında dünyanın ilk on büyük ekonomisi 

arasında yer alma hedefine ulaşmasını kolaylaştıracak önemli bir gelişme olacaktır. 

Türkiye Petrolleri’nin sürdürdüğü çalışmaların 

önemi, ülkemiz için her geçen gün giderek 

artmaktadır. Uzun vadeli enerji arz güvenliği 

planlarının, ülkelerin stratejik planlarının başında 

yer alıyor olması, Türkiye Petrolleri’nin ülkemiz 

için önemini kendiliğinden ortaya koymaktadır. 

Günümüzde Kuzey Afrika ile Ortadoğu’daki halk 

hareketleri de dahil olmak üzere, enerji dünyasını 

yakından ilgilendiren önemli gelişmelerin yaşandığı 

kritik bir süreç yaşanmaktadır. Bu süreçte gelişmiş 

ülkeler, enerji politikalarına yeni yönler vermeye ve 

yeni stratejiler belirlemeye başlamışlardır. 

Ancak, geçtiğimiz üç yılın politika belirleyici en önemli 

gelişmesinin ise siyasal değil teknik bir gelişme 

olduğunu da söylemeliyim. Bu gelişme, geleneksel 

yöntemler dışındaki yöntemler ile petrol ve doğal 

gaz üretiminin arttırılabileceğini ortaya koymuştur. 

Özellikle, ABD’nin 200 yıllık doğal gaz ihtiyacının bu 

yolla sağlanmış olması dikkat çekicidir. Geçtiğimiz 

yüzyıl, petrolün altın yüzyılı olarak tariflenirken, 

önümüzdeki yüzyılın da, büyük miktardaki doğal 

gaz rezervleri nedeniyle, doğal gazın altın yüzyılı 

olacağı öngörülmektedir. 

Diğer bir önemli gelişme ise; büyük üreticiler de dahil 

olmak üzere tüm kesimlerin petrol ve doğal gazın 

sınırlı bir kaynak olduğu gerçeğini artık kabullenmesi 

ve stratejilerini bu gözle yenilemeleri olmuştur. Bu 

kapsamda, bütün büyük uluslararası petrol şirketleri 

“Enerji Şirketi” olarak yeni bir yapılanmaya giderken, 

milli petrol şirketleri de uluslararası piyasada etkin 

rol oynayabilecek “Uluslararası Milli Petrol Şirketi”ne 

dönüştürülmektedir. İzleyen süreçte uluslararası 

milli petrol şirketlerinin de “Enerji Şirketi”ne 

dönüşebilecekleri muhakkaktır. 

Ülkemizin önümüzdeki 10 yıl içerisindeki petrol 

ve doğal gaz ithalatı için yaklaşık 600 milyar 

dolar gibi yüksek bir bedel ödeyecek olması; 

arama ve üretim çalışmalarımızın aksatılmadan 

ve artırılarak hem yurtiçinde hem de yurtdışında 

sürdürülmesini gerekli kılmaktadır. 

Türkiye Petrolleri, son yıllarda ülkemizin yeterince 

aranmamış alanlarına ve özellikle denizlerimize 

yönelerek, büyük bir yatırım hamlesi başlatmış, 

2000’li yılların başında yaklaşık 50 milyon dolar 

olan yurtiçi yatırımımız, 2011 yılında 823 milyon 

dolar seviyesine ulaşmıştır. 

Şirketimiz, bu büyük yatırımları yaparken, ülkemiz 

ekonomisine pozitif katkısını da sürdürmektedir. 

Türkiye Petrolleri 2010 yılında, 1,87 milyar TL gelir 

karşılığında vergi öncesi 1,3 milyar TL kar elde 

etmiş ve kanuni yükümlülükler ve temettü ödemeleri 

ile birlikte, ülke hazinesine yaklaşık 1,06 milyar TL 

katkıda bulunmuştur. 

Türkiye Petrolleri, faaliyetlerinin katlandığı son 10 

yıldaki yatırım hamleleriyle, ülkemizin yeni petrol 

kaynaklarını ortaya çıkaracak olan çalışmaları 

sürdürmektedir. 2010 yılında dünyanın büyük 

sondaj platformlarından biri olan “Leiv Eiriksson” 

ile gerçekleştirilen Sinop-1, Yassıhöyük-1 ve 

Sürmene-1 “ultra derin deniz” sondajları, TPAO 

açısından önemli adımlardır. Türkiye Petrolleri, 

Yassıhöyük-1 kuyusunun sondaj operatörlüğünü 

yaparak, dünyada ultra derin denizlerde bu işi 

yapabilen 12 büyük şirketten birisi olmuştur. 

Yakın gelecekteki hedefimiz; Karadenizde var olduğu 

düşünülen hidrokarbon potansiyelinin test edilmesi 

ve ekonomiye kazandırılmasıdır. “Leiv Eiriksson” ile 

başlatılan üç kuyuluk ilk sondaj hamlesinden sonra, 

ikinci sondaj hamlemiz olan dört kuyuluk “ultra derin 

deniz” sondajları programlanmış durumdadır. Bu 

program en son teknolojik yeniliklerle donatılarak 

inşa edilen “Deep Water Champion” sondaj gemisinin 

Karadenize gelmesi ile başlamış bulunmaktadır. 

Denizlerimizdeki sondajlardan elde edilebilecek 

başarılı sonuçların; hem Türkiye Petrolleri’ni 

hem de Türkiye’yi, 2023 yılı hedeflerine 

taşıyacak önemde olduğunun bilinci ve heyecanı 

içerisindeyiz. 

Ayrıca, Akdenizde yürütülmekte olan yatırımlarımızdan 

son derece ümitli sonuçlar elde ettiğimizin de 

bilinmesini isterim. Bu çalışmalar sonucunda, 

İskenderun Körfezi’ndeki kuyunun 2012 yılı 

ortalarında, Antalya açıklarındaki ilk “ultra derin 

deniz” kuyumuzun ise 2013 yılı ortalarına kadar 

açılması planlanmaktadır. 

Batı Karadenizde, günde 2,1 milyon m 3 üretim 

kapasitesine sahip çift katlı Akçakoca Platformu 

devreye alınmıştır. Üretim katından günde 360.000 

m 3 doğal gaz üretimi yapılırken, sondaj katından 

doğal gaz üretimini artıracak olan geliştirme ve 

yeni üretim kuyularının sondajına eş zamanlı olarak 

devam edilmektedir. 

Trakya Baseni ve Güneydoğu Anadoluda, ülkemizde 

bir ilk olan şeyl gaz ve şeyl petrol gibi geleneksel 

olmayan yöntemler ile petrol ve doğal gaz üretimini 

sağlayabilmek için tecrübeli yabancı ortaklarla 

çalışmalar başlatılmıştır. Bu yöntemler ile yapılacak 

üretimin, uzun vadede ülkemizin hidrokarbon 

ihtiyacının karşılanması yolunda önemli katkılar 

sağlayacağına inanıyorum. 

Yine ülkemiz için bir ilk olan ve 2007 yılı başlarında 

devreye alınan 1,6 milyar m 3 kapasiteli Kuzey 

Marmara ve Değirmenköy Yeraltı Doğal Gaz 

Depolama Tesislerinin kapasitesi, 2010 yılında 2,66 

milyar m 3 ’e çıkartılmış olup, önümüzdeki dönemde 

depolama kapasitesinin yaklaşık 3,0 milyar m 3 ’e 

ve günlük geri üretim miktarının da 50 milyon m 3 ’e 

yükseltilmesi için çalışmalar sürdürülmektedir. 

1990’lı yıllarda başlattığımız yurtdışı yatırım ve 

operasyonlar, bugün özellikle Hazar Bölgesi, 

Ortadoğu, Kuzey Afrika ve Güney Amerika’da 

sürdürülmektedir. 

Türkiye Petrolleri, bir yandan Azerbaycan’da 

dünyanın önde gelen petrol şirketlerinin de ortak 

olduğu Azeri-Çıralı-Güneşli (ACG), Şahdeniz (SD), 

Alov, Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) ve Güney Kafkasya 

(SCP) gibi büyük projelerde faaliyetlerini sürdürürken 

diğer taraftan Kazakistan’da da ortak yatırım 

şirketi KazakTürkMunay (KTM) ile çalışmalarını 

yürütmektedir. 

Irak Bağdat’ta ofis açan ilk yabancı petrol 

şirketi ünvanına sahip olan Türkiye Petrolleri, 

konsorsiyumlar yolu ile Missan ve Badra 

Petrol Sahaları ile Siba ve Mansuriya Gaz 

Sahaları projelerinde yer almıştır. Mansuriya 

Gaz Sahasının operatörlüğü Türkiye Petrolleri 

tarafından yürütülecektir. 

Libya’da Murzuk Basenindeki 147/3-4 ruhsatında 

2009 yılında açılan ilk kuyuda yapılan petrol keşfi, 

Libya’da son yıllarda yapılan önemli keşiflerden birisi 

olmuştur. Petrol potansiyeli yüksek olan bu ruhsatta 

daha sonra açılan 11 arama kuyusundan 7’si petrol 

keşfi ile sonuçlanmıştır. Karışıklıkların başlaması 

ile birlikte, görevli Türk personel büyük bir sürat ve 

emniyetle Türkiye’ye getirilmiş olup, Libyalı yerel 

çalışanlarımız ile Trablusdaki ofis çalışmaları devam 

ettirilmektedir. Bu keşiflerin geliştirilmesine yönelik 

üretim faaliyetlerimize en kısa sürede Libya’da 

istikrarın sağlanmasıyla beraber başlayabileceğimizi 

ümit ediyoruz. 

Yukarıda bahsettiğim tüm bu faaliyetler, Türkiye 

Petrolleri mensuplarının iyi niyetli ve fedakarane 

çalışmaları ile yürütülmektedir. Mensuplarımızın 

zor ve büyük projeleri, uluslararası yoğun rekabet 

ortamı içerisinde çok başarılı bir şekilde hayata 

geçirmeleri takdir-i şayan’dır. Tüm Türkiye 

Petrolleri çalışanlarına ve emeklilerine bu 

hizmetlerinden dolayı şükranlarımı sunuyorum. 

Türkiye Petrolleri olarak en büyük hedefimiz; 

Cumhuriyetimizin kuruluşunun 100. yılında, 

ülkemizin ihtiyacı olan petrol ve doğal gazın 

tamamını üretebilmektir. Yurtiçi ve yurtdışı 

çalışmalarımızda bu hedefe ne kadar çok 

yaklaşabilirsek sevincimiz de o kadar büyük 

olacaktır. Dışarıya ödenen ortalama yıllık 50 milyar 

dolar enerji ithalat faturamızın, yapacağımız 

çalışmalara paralel olarak önümüzdeki yıllarda 

hızla azaltılarak sıfırlanması, Türkiye’nin 2023 

yılında dünyanın ilk on büyük ekonomisi arasında 

yer alma hedefine ulaşmasını kolaylaştıracak 

önemli bir gelişme olacaktır. 

Türkiye’nin ve Türkiye Petrollerinin büyük 

hedeflere ulaşabilmesi için Türkiye Petrollerinin 

uluslararası petrol şirketleri ile rekabet edebilecek 

etkin bir petrol şirketi olarak yapılandırılmasının 

zamanı gelmiştir. Böyle bir yapılandırmanın, 

Türkiye’nin büyük hedeflerine ulaşabilmesi 

için atılacak önemli, belkide en önemli adım 

olacağını düşünüyorum. 

Mehmet UYSAL 

Yönetim Kurulu Başkanı ve Genel Müdür 



11

YÖNET‹M KURULU 

1 

2345 

6 

Cumali KINACI 


Yusuf YAZAR 


Mehmet UYSAL 

Yönetim Kurulu Başkanı 

ve Genel Müdür 

İsmet SALİHOĞLU 




ve Genel Müdür Yrd. 




1 2 3 4 5 6 



13

YÖNET‹C‹LER‹M‹Z 

Mehmet UYSAL 

Yönetim Kurulu Başkanı 

ve Genel Müdür 







Ahmet ADANIR 

Genel Müdür Yrd. 

Yurdal ÖZTAŞ 


Hakan BİLİR 


1952 yılında Afyonkarahisar’da 

doğdu. 1975 yılında İstanbul 

Teknik Üniversitesi Jeoloji 

Bölümünden mezun oldu. Saint 

Louis Üniversitesi’nde Jeofizik 

Mühendisliği dalında master 

yaptı. 

1979-1997 yılları arasında TPAO 

Arama Daire Başkanlığında 

Jeofizik Mühendisi, Proje 

Danışmanı ve Daire Başkan 

Yardımcısı; 1997-2000 yılları 

arasında TPAO Yurt Dışı Projeler 

Daire Başkan Yardımcısı, 2000- 

2003 yılları arasında TPAO 


Danışman ve Uzman Mühendis, 


Yurt Dışı Projeler Daire Başkanı 

olarak görev yaptı. 2006-2007 

yılları arasında TPAO Genel 

Müdür Yardımcısı ve Yönetim 

Kurulu Üyesi, 2007 yılından 

itibaren ise TPAO Genel Müdürü 

ve Yönetim Kurulu Başkanı 

olarak görevini sürdürmektedir. 

İngilizce bilmektedir. Evli ve 

2 çocuk babasıdır. 

1957 yılında Sivas’ta doğdu. 

1979 yılında İstanbul Teknik 

Üniversitesi Petrol Mühendisliği 

Bölümünden mezun oldu. 


Batman Bölge Müdürlüğünde 

Sondaj Mühendisi, Şef, 

Başmühendis ve Sondaj Müdürü, 

1997-2000 yılları arasında 

İkmal Daire Başkan Yardımcısı 

ve 2001-2003 yılları arasında 

Sondaj Daire Başkan Yardımcısı 

olarak görev yaptı. 2003 yılından 

itibaren TPAO Genel Müdür 

Yardımcısı ve 2010 yılı itibariyle 

ise TPAO Yönetim Kurulu Üyesi 

olarak görevini sürdürmektedir. 



1966 yılında Rize’de doğdu. 

1988 yılında İstanbul Teknik 

Üniversitesi Petrol Mühendisliği 



Batman Bölge Müdürlüğünde 

ve TPAO Adıyaman Bölge 

Müdürlüğünde Log Mühendisi, 


Adıyaman Bölge Müdürlüğünde 

Kuyu Tamamlama Mühendisi, 

Teknik Operasyonlar Şefi ve 

Workover Başmühendisi, 2003- 

2005 yılları arasında TPAO 


Kuyu Tamamlama Hizmetleri 

Müdürü, 2005-2007 yılları 

arasında TPAO Adıyaman Bölge 

Müdür Yardımcısı ve 2007-2009 

yılları arasında TPAO Adıyaman 

Bölge Müdürü olarak görev 

yaptı. 2009 yılından itibaren ise 

TPAO Yönetim Kurulu Üyesi ve 

Genel Müdür Yardımcısı olarak 

görevini sürdürmektedir. 



1956 yılında Rize’de doğdu. 

1980 yılında İstanbul 

Teknik Üniversitesi Maden 

Fakültesinden mezun oldu. 


Trakya Bölge Müdürlüğünde 

Sondaj Mühendisi, 1987-1992 

yılları arasında Sondaj Şefi, 



Sondaj Başmühendisi olarak 

görev yaptı. 1994-1997 

yılları arasında Kazakistan 

KTM Şirketinde Sondaj 

Operasyonlarından sorumlu 

olarak çalıştı. 1998-2004 yılları 

arasında Sondaj Daire Başkan 

Yardımcısı olarak görev yaptı. 

2004 yılından itibaren TPAO 



Evli ve 3 çocuk babasıdır. 

1955 yılında Aydın’da doğdu. 

1980 yılında Ege Üniversitesi 

Jeoloji Mühendisliği Bölümünden 

mezun oldu. Ankara Üniversitesi 

Fen Bilimleri Enstitüsü Petrol 

Jeolojisi dalında master yaptı. 


Arama Daire Başkanlığında Saha 

Jeoloğu ve Kıdemli Jeolog; 1989- 

1993 yılları arasında Batman 

Bölge Müdürlüğünde Kuyu 

Jeoloğu ve Laboratuar Servis 

Şefi; 1993-2003 yılları arasında 


Kıdemli Jeolog, Uzman Jeolog, 

Kıdemli Uzman Jeolog, Proje 

Danışmanı; 2003-2007 yılları 

arasında Libya Arama Müdürü ve 

TPIC Libya Ofis Müdürü olarak 

görev alıp, aynı zamanda da 

TPAO Libya Ofis Müdürlüğüne 

vekalet etmiştir. 2007 yılında da 

Danışman olarak tekrar Arama 

Daire Başkanlığında görev yaptı. 

2007-2010 yılları arasında TPAO 

Yönetim Kurulu Üyeliği ve Genel 

Müdür Yardımcılığı görevlerini 

yürütmüş olup, halen TPAO 



1973 yılında Kütahya’da doğdu. 

1996 yılında Orta Doğu Teknik 

Üniversitesi (ODTÜ) İşletme 


2004 yılında ODTÜ Sosyal 

Bilimler Enstitüsünden Bilim 

ve Teknoloji Politikaları, 

2006 yılında İngiltere’de 

Essex Üniversitesinden, 

Bilgi Teknolojileri, Medya 

ve E-Ticaret Hukuku (LLM) 

alanlarında yüksek lisans 

derecesi almıştır. Halen Ankara 

Üniversitesi Sosyal Bilimler 

Enstitüsü İşletme Bölümünde 

doktora çalışmalarına devam 

etmektedir. 

1996-1997 yılları arasında Yapı 

ve Kredi Bankası Kurumsal 

Pazarlama Bölümünde 

çalışmasının ardından, 1999- 

2010 yılları arasında Rekabet 

Kurumunda sırasıyla Rekabet 

Uzman Yardımcılığı, Rekabet 

Uzmanı ve Rekabet Başuzmanı 

görevlerinde bulunmuştur. 2010 

yılından itibaren TPAO Genel 

Müdür Yardımcısı olarak görevini 

sürdürmektedir. 



İngilizce bilmektedir. 


S‹RKET PROF‹L‹ 

Satış Gelirleri (milyon dolar) 

2010 2009 

2.851 

2.026 

Jeoloji Faaliyetleri (km 2 ) 


5.566 

5.880 

Net Kar (milyon dolar) 

1.353 

389 

Dönen Varlıklar (milyon dolar) 

Duran Varlıklar (milyon dolar) 

Özkaynaklar (milyon dolar) 

Kısa Vadeli Yabancı Kaynaklar (milyon dolar) 

2.793 

4.214 

5.341 

1.015 

2.090 

4.073 

4.925 

481 

Sismik Faaliyetler 

2B 

3B 

Kara (km) 

Deniz (km) 

Kara (km 2 ) 

Deniz (km 2 ) 

936 

- 

1.315 

562 

816 

9.747 

790 

4.040 

Uzun Vadeli Yabancı Kaynaklar (milyon dolar) 

652 

757 

Cari Oran 

Nakit Oranı 

2,75 

1,97 

4,35 

3,15 

Sondaj Faaliyetleri 

Kara (bin m) 

Deniz (bin m) 

167,0 

14,0 

154,3 

3,9 

Finansal Kaldıraç Oranı 

0,24 

0,20 

Üretim Faaliyetleri 

Yurtiçi (milyon varil pe) 

Yurtdışı (milyon varil pe) 

14,2 

11,1 

14,0 

11,0 

Satış Gelirleri 

Net Kar 

Cari Oran 

Nakit Oranı 

Yurtiçi Sismik Faaliyetler 

3.500 

3.000 

2.500 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

5 5 

4 4 

3 3 

2 2 

1 1 

Karadenizin derin sularında ilk defa 2010 

yılında 3 derin deniz kuyusunun birden 

açılması uzun süredir kırılamayan sondaj 

metrajı rekorunun da kırılmasını sağlamıştır. 

Denizlerimizde son 7 yılda gerçekleştirilen 

sismik faaliyetler, TPAO’nun 57 yıllık tarihinde 

denizlerimizde yaptığı sismik faaliyetlerin 

toplamından daha fazladır. 

km 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

km 2 

0 0 0 0 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2007 

2008 

2009 


2007 

2008 

2009 


2007 

2008 

2009 


2007 

2008 

2009 


2B 

3B 

milyon dolar 


YURT‹Ç‹ ARAMA VE ÜRET‹M FAAL‹YETLER‹ 

yönelik arama hedeflerimiz açısından büyük 

önem taşımaktadır. Bu bölgedeki hidrokarbon 

potansiyelinin ortaya çıkarılması, yatırım riskinin 

paylaşımı ve en ileri arama teknolojisinin 

kullanımının sağlanabilmesi amacıyla 

hızlandırılan yabancı petrol şirketleri ile ortaklık 

çalışmalarımız, 2010 yılında da devam etmiştir. 

Denizlerimizde Her Yeri Arıyoruz 

Akdenizde, 2010 yılında 562 km² 3B sismik 

faaliyet gerçekleştirilmiştir. Buradan elde edilen 

verilerin değerlendirilmesiyle, önümüzdeki 

yıllarda sondaj programlarına ağırlık verilmesi 

planlanmıştır. 

Denizlerimizde son 7 yılda gerçekleştirilen 

sismik faaliyetler, TPAO’nun 57 yıllık tarihinde 

denizlerimizde yaptığı sismik faaliyetlerin 

toplamından daha fazladır. Bu durum, son yıllarda 

denizlerimizdeki hidrokarbon aramacılığına 

verilen önemin bir göstergesidir. 

Türkiye Petrolleri olarak, son 

10 yılda arama çalışmalarımızı 

katlayarak artırdık. 2010 yılında 

dünyanın en büyük arama 

platformlarından biri olan “Leiv 

Eiriksson” ile gerçekleştirilen 

S i n o p – 1 , Y a s s ı h ö y ü k – 1 

ve Sürmene–1 derin deniz 

sondajları, TPAO açısından son 

derece aydınlatıcı olmuştur. 

Yakın gelecekteki hedefimiz; 

açılan 3 kuyunun bilgisi ışığında 

Karadeniz’in derin suları 

altında tespit edilen yapıların 

hidrokarbon potansiyelinin 

keşfedilmesi ve ekonomiye 

kazandırılmasıdır. Şirketimizin 

bu hedefinin Türkiye’nin önünü 

açacak önemde olduğunun bilinci 

ve heyecanı içerisindeyiz. 

Ortaklığımızın vizyon, misyon ve stratejileri 

doğrultusundaki 2010 yılı faaliyetleri; Trakya, 

İç Basenler, Doğu Anadolu ve Güneydoğu 

Anadolu Bölgeleri ile özellikle denizlerimizde 

yoğunlaşmıştır. 

Günümüzde, ülkemizin sürekli artan petrol ve 

doğal gaz talebini kendi öz kaynaklarından 

karşılamayı hedefleyen TPAO, rekabetçi, 

güvenilir, şeffaf ve dengeli piyasa koşullarının 

kurulmasına yönelik çalışmalarını sürdürmekte, 

ayrıca uluslararası petrol şirketlerinin entegrasyon 

sürecinde de yer almaktadır. 

Ülkemizin her geçen gün artan petrol ve doğal 

gaz ihtiyacını yurtiçi ve yurtdışı arama ve üretim 

aktiviteleri ile karşılama vizyon ve misyonuna 

sahip TPAO, son yıllarda geliştirdiği yeni arama 

stratejisi ile aktivitelerini Türkiye’nin aranmamış 

basenlerine ve özellikle deniz alanlarına 

yönlendirerek, büyük bir yatırım hamlesi 

gerçekleştirmiştir. 

Özellikle, Batı Karadeniz’deki Ayazlı-1 

kuyusunda gerçekleştirilen doğal gaz keşfini 

takiben Akçakoca açıklarında yeni arama, 

tespit ve üretim kuyularının açılmasına ilişkin 

programlar yapılmış ve ilave kuyular açılmıştır. 

Bunun yanı sıra Karadeniz’in münhasır ekonomik 

sınırı içerisinde kalan alanının da hidrokarbon 

potansiyelini ortaya çıkarmak amacıyla 2B ve 3B 

sismik programlar gerçekleştirilmiştir. 

Yapılan arama çalışmaları sonucunda, umut 

verici yeni yapıların belirlenmiş olması, geleceğe 

Son yıllarda Karadeniz, Antalya, Mersin ve 

İskenderun Körfezleri’nden toplanan sismik 

dataların prospekte yönelik yorumlama 

çalışmalarına 2010 yılında da devam edilmiştir. 

Ayrıca, yıl içerisinde petrol şirketleriyle söz 

konusu alanlara yönelik farm-out görüşmelerine 

devam edilmiştir. Akdeniz offshore alanlarında 

sondajlı arama çalışmalarına ise 2012 yılında 

başlanılması hedeflenmiştir. 

Karadenizde Üç Derin Deniz Sondajı 

Denizlerimizdeki arama-sondaj çalışmaları, 

Ortaklığımız tarihinde erişilmemiş bir düzeyde, 

bütün hızıyla devam etmektedir. TPAO, 

Karadeniz’de kendi imkânları ile Sürmene-1 

kuyusu, ortakları PETROBRAS-EXXONMOBIL 

ile Sinop-1 kuyusu ve CHEVRON ile Yassıhöyük-1 

kuyusu olmak üzere toplam 3 kuyuda derin deniz 

sondajı gerçekleştirmiştir. 

Ülkemiz kara alanlarında da aynı heyecan 

ve beklentilerle arama, sondaj ve üretim 

programlarının gerçekleştirilmesi için gerekli 

yatırımlara ağırlık verilmiştir. 

2010 yılında, Ortaklığımızca Trakya, Marmara, 

Ege, Karadeniz, İç Anadolu, Doğu Anadolu, 

Akdeniz ve Güneydoğu Anadolu Bölgelerinde 

5.566 km²’lik alanın jeolojisi değerlendirilmiş 

olup, 936 km 2B ve 1.315 km² 3B sismik veri 

toplama çalışması gerçekleştirilmiştir. 

Sondaj Aktivitelerimiz 

Ortaklığımızın, 2010 yılı içerisindeki sondaj 

faaliyetleri; Güneydoğu Anadolu, Trakya ve 

Karadeniz deniz alanlarında yoğunlaşmıştır. 

2010 yılı faaliyet programında, 92 kuyunun 

açılması programlanmış olup, elde edilen olumlu 

sonuçlara ve gelişmelere bağlı olarak, 103 

kuyuda sondaj çalışması yapılmış ve 92 kuyunun 

sondajı tamamlanmıştır. 

Kara ve deniz alanlarında yapılan petrol ve 

doğal gaz arama ve sondaj çalışmalarını son 

5 yılda iki katına çıkaran TPAO; bilinen arama 

alanlarının yanı sıra, Suriye ve Irak sınırı civarı, 

Mardin, Ankara, Niğde, Gaziantep, Trabzon, 

Zonguldak vb. alanlarda yürütülen çalışmalarla 

arama sahalarının hidrokarbon potansiyelinin 

araştırılması ve tespitine ilişkin önemli veriler 

elde etmiştir. 

Petrollü ve Gazlı Kuyular 

l X no’lu Siirt Petrol Bölgesi’nde açılan 

Güzeldere-4, G.Şelmo-5 ve Köseler-2 kuyuları 

“petrollü kuyu”, 

l XI no’lu Diyarbakır Petrol Bölgesi’nde açılan 

D.Çemberlitaş-2,3, G.Sarık-2, Karacan-4,5,6, 

Beyazçeşme-3, Sivritepe-101, G.Kırtepe 7R,8 

kuyuları (NVT PERENCO ile ortak) “petrollü 

kuyu”, 


yapımı ve 2010 yılı yaz ayları içerisinde de 

platformun mobilizasyonu tamamlanarak, 2011 

Mart ayında üretime alınmıştır. 

Şubat–Ağustos 2010 tarihleri arasında 

PETROBRAS operatörlüğünde Sinop-1 

kuyusunun sondajı gerçekleştirilmiştir. 

l XII no’lu Gaziantep Petrol Bölgesi’nde 

açılan Elbeyli-2,3,4,6, Gökçe-3, D.Karakuş-8, 

K.Akçeli-2, B.Sarısöğüt-1, K.Eskitaş-1, 

B.Gökçe-6 ve D.Lilan-1 kuyuları “petrollü kuyu”, 

yıl içerisinde Göçerler, Adatepe, D.Adatepe, 

Velimeşe, B.Velimeşe, Reisdere, Eskitaşlı ve 

Dikilitaş Sahalarından doğal gaz ve kondensat 

üretimi sürdürülmüştür. 

GSP-31 sondaj kulesinin de mobilizasyonunun 

tamamlanmasını takiben, Akçakoca-3 ve 

Akçakoca-4 kuyularının “tie-back” ve tamamlama 

işlemlerine başlanmıştır. Yıl içerisinde STRATIC, 

FOINAVON tarafından satın alınarak, ortaklık 

TPAO-PETROL OFİSİ E&P-TIWAY OIL ve 

FOINAVON olarak faaliyetlerini sürdürmüştür. 

TPAO-PETROBRAS-EXXONMOBIL 

Ortaklığımız ile PETROBRAS arasında 

imzalanan “Ortak İşletme Anlaşması” 

kapsamında, 2010 Ocak ayı içerisinde 

PETROBRAS hissesinin %50’sini 

EXXONMOBIL’e devrederek, bu doğrultuda 

imzalanan I. Değişiklik Metni çerçevesinde ortak 

faaliyetler TPAO-PETROBRAS-EXXONMOBIL 

ortaklığında gerçekleştirilmiştir. 

TPAO-EXXONMOBIL arasında 19 Kasım 2008 

tarihinde imzalanan “Ortak İşletme Anlaşması” 

kapsamında yürütülen ortak çalışmalar 

neticesinde, prospektlerin daha iyi tariflenebilmesi 

için 2010 yılı ilk ayları içerisinde kaynak kontrollü 

elektro-magnetik veri toplama (CSEM) çalışması 

yapılmıştır. 2011 Nisan ayında EXXONMOBIL 

operatörlüğünde kazılması planlanan kuyunun 

lokasyonuna yönelik site survey çalışması 

yürütülerek, lokasyon seçimi tamamlanmıştır. 

“Deep Water Champion” sondaj gemisinin 2011 

yılının ikinci çeyreğinde lokasyona gelmesi 

planlanmaktadır. 

TPAO-CHEVRON 

Ortaklığımızca Karadeniz deniz alanlarındaki 

AR/TPO/3921 no’lu ruhsatın bir kısmı 

l I no’lu Marmara Petrol Bölgesi’nde açılan 

Umurca-O11, Fidanlık-4,5, Kavakdere-O1 ve 

Pelit-1,2 (AMITY OIL ile ortak) kuyuları “gazlı 

kuyu”, Vakıflar-O8 kuyusu ise “gazlı-petrollü 

kuyu” 

olarak tamamlanmıştır. 

Yurtiçi Ortak Arama, Geliştirme ve Üretim 

Faaliyetleri 

Kara Alanları 

TPAO-TIWAY OIL 

TPAO-TIWAY OIL arasındaki Cendere Sahası 

ile ilgili “Arama ve Geliştirme Anlaşması” 

kapsamında, sondaj ve üretim faaliyetlerine 

2010 yılında da devam edilmiştir. 

TPAO-NVT PERENCO 

TPAO-NVT PERENCO arasındaki “Ortak 

Girişim Anlaşması” kapsamında, Kastel, Karaali 

ve Yalankoz Sahalarından yapılan üretime 

2010 yılında da devam edilmiştir. Ortaklığımız 

operatörlüğünde G.Kırtepe-7R ve 8 kuyularının 

sondajları gerçekleştirilmiştir. Ayrıca, bölgede 

gerçekleştirilen jeolojik-jeofizik faaliyetlerin 

ışığında yıl içerisinde NVT PERENCO 

operatörlüğünde B.Gercüş-B1 Kuyusunun 

sondajı gerçekleştirilmiştir. 

TPAO-AMITY OIL 

AMITY OIL ile “Trakya Baseni Ortak İşletme 

Anlaşması” kapsamında, 2010 yılında da 

çalışmalara yoğun olarak devam edilmiş olup, 

Ortaklığımız operatörlüğünde yıl içerisinde 

D.Beyciler-H1 Kuyusu sondajı yapılmış olup, 

AMITY OIL ortaklığında açılan Pelit-1 ve Pelit-2 

kuyularında gaz keşfi gerçekleştirilmiştir. 2011 

yılı İş Programı dahilinde 4B sismik çalışma 

yapılması planlanmıştır. 

2010 yılı ikinci yarısında AMITY OIL, 

TRANSATLANTIC tarafından satın alınmıştır. 

TPAO-TRANSATLANTIC 

Ortaklığımızca, Trakya Baseni ve Güneydoğu 

Anadolu’da “Unconventional Rezervuar”lardan 

üretim yapabilme potansiyelini belirlemek 

amacıyla TRANSATLANTIC ile 9 Nisan 2010 

tarihinde bir Mutabakat Zaptı (MOU) imzalanmış 

olup, bu kapsamda çalışmalara başlanmıştır. 

Anlaşma kapsamında, öncelikle Trakya 

Baseninde Kaynarca-1 Kuyusuna re-entry, 

Kepirtepe-1 Kuyusuna ise re-entry ve devamında 

hydrofrac yapılmıştır. 

Deniz Alanları 

TPAO-PETROL OFİSİ E&P 

TIWAY OIL-FOINAVON 

TPAO-PETROL OFİSİ E&P-TIWAY OIL- 

FOINAVON arasındaki “Batı Karadeniz Ortak 

İşletme Anlaşması” kapsamında, ortak 

ruhsatlarda bulunan Ayazlı, D.Ayazlı ve Akkaya 

kuyularından gaz üretimine devam edilmiştir. 

Batı Karadeniz Arama ve Geliştirme Projesi 

kapsamında, Akçakoca Üretim Platformunun 


için CHEVRON ile müzakere çalışmaları 

sürdürülerek, taraflarca TPAO-%50, CHEVRON- 

%50 hisse dağılımına dayanan “Ortak İşletme 

Anlaşması” imzalanmış ve 16 Eylül 2010 

tarihinde yürürlüğe girmiştir. Bu süreçte, ortak 

faaliyetleri kapsayan ilk yükümlülük kuyusu olan 

Yassıhöyük-1 kuyusunun sondajına başlanmış 

ve Ortaklığımız operatörlüğündeki bu kuyu, 1 

Kasım 2010 tarihinde “gaz emareli kuru kuyu” 

olarak tamamlanmıştır. Taraflarca, kuyudan 

elde edilen veriler ışığında tüm ruhsat alanının 

yeniden değerlendirilmesi çalışmaları devam 

etmektedir. 

Batı Karadeniz Arama, Üretim ve 

Geliştirme Projesi 

TPAO ve proje ortakları POAŞ, FOINAVON 

(STRATIC) ve TIWAY OIL tarafından yıl içinde 

doğal gaz üretim çalışmalarının yanı sıra 

Akçakoca Sahası’nda da sondaj faaliyetlerine 

devam edilmiştir. 

Ortaklık deniz sahalarında, Faz I kapsamında 

imalatı ve montajı yapılan 3 adet deniz üretim 

platformunda toplam 7 üretim kuyusundan 

doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. 2010 yılı 

sonunda Batı Karadeniz Projesi kapsamında, 

yaklaşık 470 milyon sm 3 doğal gaz üretilmiştir. 

Akçakoca Sahasının devreye alınması 

çalışmaları kapsamında imalatı Köstence/ 

Romanya’da tamamlanan platformun ana boru 

hattı tarafındaki montaj işlemleri Eylül 2010 tarihi 

itibariyle tamamlanmıştır. 

Projede, TPAO’nun operatör olarak sorumlu 

olduğu Faz-II çalışmaları kapsamında; Akçakoca 

Platformunda 13 Mart 2011 tarihi itibariyle nihai 

bağlantılar ve sistem fonksiyon testleri yapılarak, 

Akçakoca-3 ve 4 kuyularından test üretimine 

başlanmıştır. 2011 yılı ilk çeyreğinde açılan 

G.Akçakoca-1 kuyusunun sondaj çalışmaları 

devam etmektedir. Denizde eş zamanlı 

gerçekleştirilen bu sondaj/üretim operasyonları, 

Ortaklığımız ve ülkemiz için bir ilk olup, 2011 yılı 

itibariyle platformdan ortalama günlük 360.000 

sm 3 gaz üretilmektedir. 

Yurtiçi Hampetrol Üretimi 

2010 yılında yurtiçi hampetrol üretimimiz 12,7 

milyon varil olmuştur. Bu rakam ülkemiz toplam 

petrol üretiminin %73’üne karşılık gelmektedir. 

Bu üretimin, %71’i Batman, %28’i Adıyaman ve 

%1’i Trakya Bölgesinden elde edilmiştir. 

2010 yılı sonunda kuyu sayısı, 52 yeni, 15 eski 

kuyunun devreye girmesi ve 16 kuyunun da 

devreden çıkmasıyla 1.136 olmuştur. 

Sahalarımızdan, petrolle birlikte önemli 

miktarlarda su da üretilmektedir. 2010 

yılında üretilen toplam 107 milyon varil su, 

çevreye zarar verilmesini önlemek amacıyla 

çeşitli sahalarımızdaki 92 atık su enjeksiyon 

kuyusundan emniyetli zonlara enjekte edilmiştir. 

Ortaklığımız, üretimini düşürmeme politikasına 

paralel olarak ülke içerisindeki rezerv geliştirme 



23

Garzan Sahası Su Enjeksiyonu Projesi 

Garzan Sahaları, toplam 300 milyon varil yerinde 

petrol rezervi ile Türkiye’nin en büyük petrol 

sahaları arasındadır. 

ve su enjeksiyonuna devam edilmektedir. CO 2 

enjeksiyonunun yaygınlaştırılması amacıyla Batı 

Kozluca Sahasında 2006 yılından itibaren ilave 

12 kuyu daha açılmıştır. 

ve üretim faaliyetlerine 2010 yılında da devam 

etmiştir. Ağır petrol ihtiva eden sahalardaki 

üretim sorunları, özel teknik uygulamalar 

gerektirmektedir. Bu amaçla, üretimdeki 

düşüşe engel olmak ve var olan potansiyeli 

değerlendirmek üzere çeşitli rezervuar 

çalışmaları başlatılmıştır. 

Batı Raman Sahası Petrol Üretimini 

Yükseltme Projesi 

1986 yılından bu yana yürütülmekte olan Batı 

Raman Sahası Petrol Üretimini Yükseltme 

Projesi kapsamında, bugüne kadar rezervuara 

toplam 9,6 milyar CO 2 basılmıştır. Bu amaçla, 

Dodan Sahasından toplam 7,2 milyar CO 2 

üretilmiştir. Batı Raman Sahasından 2010 yılı 

sonuna kadar 103,8 milyon varil petrol üretilmiş 

olup, bunun 67,9 milyon varillik kısmı proje 

sayesinde üretilmiş olan ilave petroldür. 

Yıl içinde sahaya toplam 421,9 milyon CO 2 

basılmış, bunun 286,2 milyon m 3 ’lük kısmı 

geri üretilmiştir. Üretilen gazdan tekrar 

yararlanabilmek amacı ile bu gazın 262 milyon 

m 3 ’lük kısmı rezervuara geri basılmıştır. 

CO 2 süpürme etkinliğini artırmaya yönelik su 

enjeksiyonuna 2010 yılında da devam edilmiş, 

belirli aralıklarla gaz ile dönüşümlü olarak 

13 değişik kuyuya toplam 235.758 varil su 

enjeksiyonu yapılmıştır. 

Su enjeksiyonunun etkinliğini artırmaya yönelik 

kimyasal kullanımın etkisini görmek amacı 

ile 2 kuyudan NaOH ile zenginleştirilmiş su 

enjeksiyonuna başlanmış ve toplam 77 bin varil 

kimyasal katkılı suyun enjeksiyonu yapılmıştır. 

Ayrıca, sahada yıl içerisinde 18 yeni dik kuyu 

sondajı tamamlanmıştır. 

Raman Sahası Üretimi Artırma Projesi 

Raman Sahasında, 1994 yılından itibaren 

periyotlar halinde devam edilen üretimi artırma 

çalışmaları sonucu 2010 yılı sonu itibariyle 

yaklaşık 16,2 milyon varil ilave petrol üretilmiştir. 

2010 yılında üretimi artırmaya yönelik olarak, 

sahada 1 adet yeni kuyunun sondajı yapılmış ve 

sahadaki toplam kuyu sayısı 241’e ulaşmıştır. 

2007 yılında pilot olarak uygulanan 7 kuyuda su 

gelişini engellemeye yönelik jel operasyonunun 

olumlu sonuç vermesi üzerine, 2010 yılı sonuna 

kadar toplam 57 kuyuya jel enjeksiyonu yapılarak 

bu kuyulardan yaklaşık 515.000 varil ilave üretim 

yapılmıştır. 

Yıl içerisinde proje kapsamında 22 kuyuda debi 

değişimi yapılmış ve jel operasyonu sonrası 

3 adet terk durumunda bulunan kuyu tekrar 

devreye alınmıştır. Yapılan bu operasyonlarla, 

2010 yılında yaklaşık 25.000 varil ilave petrol 

üretilmiştir. 

1960 yılında başlanan ve 1983 yılında ara 

verilip, 1992 yılında tekrar başlatılan Garzan 

Su Enjeksiyonu Projesi kapsamında, Garzan-B 

Sahasına 2010 yılı içinde 11 kuyudan 1,5 milyon 

varil olmak üzere, toplamda yaklaşık 68 milyon 

varil su enjeksiyonu gerçekleştirilmiştir. 

Garzan-C Sahasına ise 2010 yılı içinde 4 

kuyudan 700 bin varil olmak üzere, toplam 46,7 

milyon varil su enjeksiyonu yapılmıştır. 

Garzan Su Enjeksiyonu Projesi ile 2010 yılı sonu 

itibariyle Garzan-B Sahasında 28,7 milyon varil, 

Garzan-C Sahasında ise 13,1 milyon varil ilave 

petrol üretilmiştir. 

Batı Kozluca Sahası Su Ardışık 

Gaz Enjeksiyonu Projesi 

Batı Kozluca Sahasına karbondioksit/su-ardışık 

gaz (WAG) enjeksiyonunun uygulanabilirliği 

bir rezervuar çalışmasını müteakip olumlu 

sonuçların alınmasını takiben ilgili alt yapı 

yatırımları yapılarak, CO 2 ve su enjeksiyonuna 

yıl içerisinde devam edilmiştir. 

2010 yılı sonu itibariyle toplam 5,86 milyar scf 

gaz ve 800 bin varil su basılmıştır. Halen CO 2 

Yurtiçi Doğal Gaz Üretimi 

2010 yılında, Ortaklığımız doğal gaz sahalarından 

toplam 260,7 milyon sm 3 doğal gaz üretilmiştir. 

Bu üretimin, %94’ü Trakya, %5’i Batman ve %1’i 

Adıyaman Bölgesinden elde edilmiştir. Üretilen 

doğal gazın hampetrol eşdeğeri 1,5 milyon 

varildir. Böylece TPAO sahalarında 2010 yılı 

içinde üretilen hidrokarbon miktarı 14,2 milyon 

varil olmuştur. 

Kuzey Marmara ve Değirmenköy Sahaları 

Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisleri Kapasite 

Artırımı Projesi 

Kuzey Marmara ve Değirmenköy Sahaları 

Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesislerinde 13 

Nisan 2007’de başlayan enjeksiyon ve geri 

üretim faaliyetlerine devam edilmiştir. Ülkemizin 

yıllar içerisindeki gaz talebi, sürekli artma eğilimi 

göstermekte, buna bağlı olarak yeni depolama 

tesislerine acilen ihtiyaç duyulmaktadır. 

Bu amaçla, Ortaklığımızca, mevcut tesislerin 

depolama ve geri üretim kapasitelerinin üç 

aşamada ve 2016 yılının son çeyreğine kadar 

50 milyon sm 3 /gün'e, depolama kapasitesinin 

ise yaklaşık 3 milyar sm 3 'e çıkarılması 

planlanmıştır. 


YURTDISI ARAMA VE ÜRET‹M FAAL‹YETLER‹ 

nedenle, yurtdışı faaliyetlerinin önemi giderek 

artmaktadır. Ülkemizin arz güvenliğinin temininde 

enerjinin stratejik öneminin farkında olan TPAO, 

gelecekteki hedefleri için yol haritalarını ve eylem 

planlarını hazırlamıştır. 

Hazar Bölgesi 

Hazar Bölgesinin, dünya petrol rezervlerinin 

%4’üne, dünya doğal gaz rezervlerinin ise 

%6’sına sahip olduğu tahmin edilmektedir. Hazar 

Bölgesi, tarihi ve kültürel bağlarımızdan dolayı 

ülkemiz için özel bir değer ve öneme sahiptir. 

Türkiye; potansiyel pazar olması, Kafkaslarda 

ve Hazar Bölgesinde oluşturulacak istikrardaki 

rolü ve enerji kaynaklarının batı pazarlarına 

ulaştırılmasında oynayacağı transit ülke ve 

enerji merkezi konumuyla, stratejik ve jeopolitik 

gücünü artıracaktır. 

Kazakistan 

TPAO’nun, Kazakistan’daki faaliyetleri, ortak 

şirketi KazakTürkMunay (KTM) Ltd. tarafından 

yürütülmekte olup, KTM Ltd.’de TPAO %49, 

KazMunayGaz ise % 51 hisse ile yer almaktadır. 

KTM Ltd, Batı Kazakistan’daki Aktau Bölgesinde 

1, Aktöbe Bölgesinde ise 2 ruhsat sahasına 

sahiptir. Bu üç ruhsatta yer alan toplam 7 sahada 

arama ve üretim faaliyetleri devam etmektedir. 

2010 yılında KTM Ltd. tarafından Aktau 

Bölgesindeki sahalarda ortalama 1.760 varil/ 

gün, Aktöbe Bölgesindeki sahalarda ise ortalama 

2.910 varil/gün petrol olmak üzere toplam 4.670 

varil/gün üretim gerçekleştirilmiştir. 

Kazakistan’da 1993 yılından itibaren faaliyet 

gösteren TPAO, yüksek rezervleri ile ilgi odağı 

olan bu ülkedeki portföyünü büyütme konusunda 

kararlılığını sürdürmektedir. 

2010 yılında KTM Ltd’nin hampetrol üretimi 1,71 

milyon varil, 2010 yılı sonu itibariyle kümülatif 

hampetrol üretimi 25,07 milyon varil, hampetrol 

rezervi ise 30,7 milyon varil olmuştur. 

Azerbaycan 

TPAO, Azerbaycan’da 3 adet arama, geliştirme 

ve üretim projesine ortaktır. Bunlar, ACG (Azeri- 

Çıralı- Güneşli) Projesi (%6,75), Şah Deniz 

Projesi (%9) ve Alov Projesi (%10)’dir. Ayrıca, 

Ortaklığımız, Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç 

Hampetrol Boru Hattı Projesini yapıp işleten 

BTC Co.’da %6,53, Şah Deniz gazını Gürcistan- 

Türkiye sınırına taşıyan Güney Kafkasya Doğal 

Gaz Boru Hattı Projesinde ise %9 hisseyle yer 

almaktadır. 

Bugün, ispatlanmış hampetrol 

rezervlerinin üçte ikisini barındıran 

Ortadoğu, Kuzey Afrika ve Hazar 

Bölgesi, kısa vadede TPAO’nun 

öncelikli iş geliştirme alanlarını 

oluşturmaktadır. 

TPAO, 1990’lı yılların başından itibaren 

yurtdışındaki faaliyetleriyle özellikle bölgenin 

önemli oyuncularından biri haline gelmiştir. 

Yurtdışı üretimimizin büyük bir kısmı, 

Azerbaycan’daki Azeri-Çıralı-Güneşli Üretim 

Projesinden gelmektedir. 2006 yılında BTC 

Hampetrol Boru Hattı devreye girmiş olup, bu 

sayede Azerbaycan projelerinin üretimlerinin 

artarak önümüzdeki yıllarda en yüksek seviyelere 

ulaşması beklenmektedir. 

2006 yılında tamamlanmış olan SCP Gaz Boru 

Hattının devreye girmesiyle beraber Şah Deniz 

Projesinin bir ortağı olan TPAO’nun yurtdışındaki 

ilk doğal gaz üretimi Mart 2007’de başlamıştır. 

Bu üretimle beraber, Temmuz 2007’den itibaren 

TPAO ülkemizin doğal gaz ihtiyacının bir kısmını 

da yurtdışından karşılamaya başlamıştır. 

Azerbaycan projelerine ilaveten TPAO, 

Kazakistan’da yer alan sahalarından da üretime 

devam etmektedir. 

Libya’da yürütülen arama projeleri kapsamında 

Murzuk Basenindeki 147/3-4 ruhsatında 2009 

yılında kazılan ilk kuyuda yapılan petrol keşfi ile 

de Libya’da petrol üretimine başlamaya yönelik 

ciddi bir adım atılmıştır. 2010 yılında 10 kuyu ile 

10 yapı test edilmiştir. Kazılan toplam 11 kuyudan 

7’si petrollü kuyu olarak tamamlanmış, Libya 

NOC resmi olarak 6 yapı üzerinde petrol keşif 

ilanını yapmıştır. Libya, NOC ruhsat alanındaki 

arama süresini 10 Haziran 2012 tarihine kadar 

uzatmıştır. 

TPAO, son yıllarda sürdürdüğü küresel 

değerlendirme sonucunda ortaya çıkan 

bölge ve ülke öncelikleri çerçevesinde, yakın 

coğrafyamızdaki belli ülkelere odaklanmanın 

yanında, rezerv büyütme konusuna da daha fazla 

önem vermektedir. TPAO’nun stratejik hedeflerine 

ulaşabilmesi için kısa sürede rezerv eklemesi ve 

bu rezervi üretime dönüştürmesi gereklidir. Bu 



27

2001 yılında projenin arama ve uzatma-arama 

dönemi mükellefiyetleri tamamlanmış olup, 

“Ticari Doğal Gaz ve Kondensat Keşfi” ilanı 


625 milyar m³ doğal gaz ile 750 milyon varil 

kondensat rezervine sahip olan projede, 

keşfedilen doğal gaz için Aşama-1 kapsamında 

BOTAŞ-SOCAR arasında Alım-Satım Anlaşması 

ile Türkiye-Gürcistan ve Türkiye-Azerbaycan 

arasında ise Hükümetlerarası Anlaşmalar 

imzalanmıştır. 

Satış anlaşması yılda 6,6 milyar m³ doğal 

gazın 15 yıl boyunca Türkiye’ye ulaştırılmasını 

kapsamaktadır. Ayrıca projede; Azerbaycan’a, 

Gürcistan’a ve yakıt gazı olarak da BTC Projesine 

gaz satılmaktadır. Toplam plato satışı Aşama-1 

için yılda 8,6 milyar m³ olarak planlanmıştır. 

Şah Deniz Aşama-1’de, Saha Geliştirme ve 

İnşaat Kararı ile 2003 yılında inşaat dönemine 

girilmiştir. Sürekli ticari üretime 7 Mart 2007 

tarihinde geçilmiş olup, halen üretim faaliyetleri 

sürdürülmektedir. 

1998 yılında, Arama, Geliştirme ve Üretim 

Paylaşımı Anlaşması imzalanan projeye 

Ortaklığımız, 29 Temmuz 1998 tarihinde 

imzaladığı “Katılım Anlaşması” ile dahil olmuştur. 

Üç yıllık arama süresi olan bu projede 1.400 km² 

3B sismik etüd yapılmış olup, proje mükellefiyeti 

olan 3 arama kuyusundan ilkinin kazılması 

için Hazar Denizi’nin statüsünün belirlenmesi 

beklenmektedir. 

Enerji Koridorlarına Katkı Sağlayan Boru 

Hattı Projelerimiz 

Dünya petrol rezervlerinin büyük bölümünün yer 

aldığı Orta Doğu ve Hazar Bölgelerinin hemen 

yanı başında yer alan ülkemizde, buralardaki 

kaynağı dünya pazarlarına taşıyacak olan enerji 

koridorunun temeli BTC ve SCP Boru Hattı 

Projeleri ile atılmıştır. 

Karadenizin hidrokarbon potansiyelinin 

belirlenmesini takiben kaynak üçgenin 

tamamlanması beklentisinin gerçekleşmesi 

halinde, bu kaynak Anadolu ekseni üzerinden 

güvenli bir şekilde ve zamanında pazara 

ulaşacaktır. 

ACG (Azeri-Çıralı-Güneşli) Projesi 

Azerbaycan Cumhuriyeti Devlet Petrol Şirketi 

(SOCAR) ile yabancı şirketlerin oluşturduğu 

konsorsiyum arasında ACG Projesine ilişkin 

olarak “Ortak Geliştirme ve Üretim Paylaşımı 

Anlaşması” 1994 yılında Bakü’de imzalanmıştır. 

Üretilebilir rezervi 5,56 milyar varil olan ve 

projenin başlangıcından 2010 yılı sonuna kadar 

1,64 milyar varil hampetrol üretilen projede, 

2010 yılında 301,3 milyon varil (TPAO hissesi 

825 varil/gün) hampetrol üretilmiştir. 

ACG Projesi safhalar halinde geliştirilmiştir. 

İlk petrol Çıralı Sahasından Erken Üretim 

Projesi kapsamında Kasım 1997’de üretilmeye 

başlanmıştır. Faz-1 (Merkezi Azeri Sahasının 

Geliştirilmesi) Şubat 2005’de üretime alınmıştır. 

Faz-2 (Batı Azeri ve Doğu Azeri Sahalarının 

Geliştirilmesi) üretimine Ocak 2006 (Batı 

Azeri) ve Ekim 2006 (Doğu Azeri) tarihlerinde 

başlanmıştır. 

Faz-3 (Derin Su Güneşli Sahasının Geliştirilmesi) 

Projesinde ise Nisan 2008 tarihinde üretime 

geçilmiştir. Çıralı ve Derin Su Güneşli Sahaları 

arasında yer alan ve mevcut platformlarca 

sağılamayan alandaki petrolü üretmek amaçlı 

Çıralı Petrol Projesinin (COP) detay mühendislik 

ve dizayn çalışmaları 2010 yılında tamamlanmış 

olup, saha geliştirme ve inşaat kararı 2010 yılı 

Mart ayında alınmıştır. 

Şah Deniz Projesi 

Şah Deniz yapısı, Güney Hazar’da Bakü’nün 

70 km. güneydoğusu ve Azeri-Çıralı-Güneşli 

Sahasının 70 km. güneybatısında yer almaktadır. 

Ruhsat bölgesi yaklaşık 860 km²’lik bir alanı 

kapsamaktadır. 

Projeden 2010 yılında 6,9 milyar m³ doğal gaz ile 

14,7 milyon varil kondensat üretilmiş olup, 2010 

yılı sonu itibariyle kümülatif olarak 23,6 milyar 

m³ doğal gaz ve 49,8 milyon varil kondensat 

üretimine ulaşılmıştır. 

Aşama-2 için ise 2013 yılında inşaat kararının 

alınması ve 2017 yılında ilk gaz tesliminin 

gerçekleştirilmesi öngörülmektedir. 

Alov Projesi 

Güney Hazar Denizi’nin orta kesiminde yer alan 

385 milyar m³ doğal gaz, 5 milyar varil petrol 

rezervine sahip Alov Arama Projesi; Sharg, Alov 

ve Araz adlı 3 ayrı prospektten oluşmaktadır. 

Bu eksende üzerine düşen rolü üstlenen TPAO, 

ülkemizin petrol ve doğal gaz ihtiyacını karşılama 

çabasını sürdürürken, doğu-batı enerji koridoru 

boyunca etkinliğimizi ve kontrolümüzü artırmaya 

yönelik çalışmalarına bundan sonra da devam 

edecektir. 

Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Hampetrol 

Boru Hattı (BTC) Projesi 

Doğu-Batı enerji koridorunun ilk ayağı olan proje 

ile Hazar Bölgesi’nden, özellikle Azerbaycan 

ACG (Azeri-Çıralı-Güneşli) ve diğer projelerden 

üretilen petrolün emniyetli, güvenilir ve çevre 

dostu bir boru hattıyla dünya pazarlarına 

taşınmasına devam edilmektedir. 

mevcut projeler 

yeni girişimler 



29

Azerbaycan’da Bakü yakınlarındaki Şangaçal 

Terminalinden başlayarak, Tiflis-Gürcistan 

yakınlarından geçip, Akdeniz’de Ceyhan 

Terminaline ulaşan 50 milyon ton/yıl kapasiteli, 

1.768 km uzunluğundaki boru hattı ve 

gerekli tesislerin 2003 yılı Nisan ayında her 

üç ülkede başlatılan fiziki inşaat, imalat ve 

montajı tamamlanmış olup, ilk tanker Ceyhan 

Terminali’nden 3 Haziran 2006 tarihinde dünya 

pazarlarına taşınmak üzere yüklenmiştir. 13 

Temmuz 2006 tarihinde BTC Ana İhraç Hampetrol 

Boru Hattı’nın açılış töreni Ceyhan Terminali’nde 

gerçekleştirilmiştir. Sürtünme azaltıcı kimyasal 

madde kullanımıyla hattın mevcut taşıma 

kapasitesi günde 1,2 milyon varile ulaşmıştır. 

Halen, Şah Deniz kondensatının tamamı, ACG 

Projesi üretimi petrolünün çoğu ile Kazakistan, 

Tengiz ve Türkmenistan petrolünün bir kısmının 

taşındığı projede, Ceyhan’daki Haydar Aliyev 

Deniz Terminali’nden 2010 yılında 366 tankere 

287 milyon varil petrol yüklenmiştir. Kümülâtif 

olarak 2010 yılı sonu itibariyle 1.387 tanker 

ile 1.088 milyon varil Azeri ve Kazak petrolü 

BTC Boru Hattı vasıtasıyla dünya pazarlarına 

ulaştırılmıştır. 

Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı 

(SCP) Projesi 

SCP Projesi ile Şah Deniz Sahasından 

üretilen doğal gaz, Türkiye-Gürcistan sınırına 

getirilmektedir. BTC ile aynı koridoru kullanan 

SCP, 690 km uzunluğundadır. 

2004 yılında başlayan fiziki inşaat çalışmaları 

tamamlanarak, Şah Deniz Projesi’ndeki 

üretim faaliyetlerine paralel olarak, 7 Mart 

2007 tarihinden itibaren sürekli gaz sevkine 


Yaklaşık maliyeti 1,4 milyar ABD Doları olan hattan 

mevcut güzergah boyunca Azerbaycan’daki 

Şangaçal Terminalinden, BTC’nin Azerbaycan ve 

Gürcistan’daki pompa istasyonları ile Gürcistan 

ve Türkiye’ye gaz taşınmaktadır. 

Boru hattı, Şangaçal Terminalindeki tek 

kompresör istasyonu ile yıllık 9 milyar m³ gazı 

AGSC-BOTAŞ arasındaki Alım-Satım Anlaşması 

(SPA) şartlarına uygun olarak Türkiye sınırına 

taşıyacak kapasitededir. İlave kompresör 

istasyonları ve/veya looping ile bu kapasitenin 

yıllık 22 milyar m³’e çıkarılması mümkündür. 

2010 yılı içinde toplam 6,8 milyar m³ gaz taşınmış 

olup, bu miktarın 4,4 milyar m³’ü BOTAŞ’a 

satılmıştır. Projenin ana hedefi ikinci aşamada 

bölgede üretilecek doğal gazın Türkiye üzerinden 

Avrupa’ya iletilmesidir. 

Kuzey Afrika ve Ortadoğu Bölgesi 

Libya 

Ortaklığımız bağlı kuruluşu olan Turkish 

Petroleum Overseas Company’nin (TPOC) 

2000 yılında Libya’da başlattığı arama projeleri 

kapsamında, sondaj operasyonlarına 2010 

yılında da devam etmiştir. 


Blok NC188-NC189 Arama Projesi 

TPOC ile Libya Milli Petrol Şirketi (NOC) arasında 

imzalanan Ghadames Basenindeki NC188 

ve Sirte Basenindeki NC189 nolu ruhsatlara 

ilişkin “Arama ve Üretim Paylaşım Anlaşması” 

kapsamında arama yükümlülüklerimiz yerine 

getirilmiş olup, TPOC operatörlüğünde 5 yıllık 

arama döneminde 5 kuyu kazılmıştır. Kuyulardan 

elde edilen veriler ışığında NC-188 ruhsatı terk 

edilmiş olup, NC-189 ruhsatının ise terk işlemleri 


Blok 147/3-4 Arama Projesi 

TPOC ile NOC arasında imzalanan “Arama ve 

Üretim Paylaşım Anlaşması” 10 Aralık 2005 

tarihinde yürürlüğe girmiştir. Anlaşmaya göre 

2.783 km²’lik bir alanı kapsayan ruhsatta, 5 yıllık 

arama döneminde sismik veri toplama ve 2 kuyu 

kazılması yükümlülüğü bulunmaktadır. 

Ruhsatta 2007 yılında, 573 km 2B ve 352 

km² 3B sismik veri toplama çalışması 

gerçekleştirilmiştir. 

2009 yılında ruhsatta kazılan ilk arama 

kuyusu olan A1-147/3 kuyusunda petrol keşfi 

gerçekleştirilmiştir. 2010 yılında açılan toplam 11 

kuyunun 7’si petrollü kuyu olarak tamamlanarak 

keşif ilanı yapılmıştır. NOC, söz konusu ruhsattaki 

arama faaliyetlerini 10 Haziran 2012 tarihine 

kadar uzatmıştır. Ülkedeki durumun normal 

şartlara dönmesine müteakip açılması planlanan 

arama kuyularından keşif yapma beklentimiz 

yüksektir. 

Irak 

TPAO, Irak’ta hidrokarbon arama ve üretim 

yatırımlarına girmek için Irak Petrol Bakanlığı 

ile 1994 yılından beri yakın temaslarda 

bulunmaktadır. 

TPAO’nun 2009 yılında Irak Petrol Bakanlığı 

yetkilileri (PCLD) tarafından açıklanan 1. ve 

2. ruhsat ihalelerinde Missan ve Badra petrol 

sahalarının geliştirilmesi için işletme hakkı 

kazanması başarısına ilave olarak, TPAO 2010 

yılında PCLD tarafından düzenlenen 3. ruhsat 

ihalesinde üç saha için teklif vermiş ve Siba 

ve Mansuriya Gaz Sahalarının 20 yıllık işletme 

hakkını kazanmıştır. 

Badra Petrol Sahası Geliştirme Projesi 

2009 yılında düzenlenen Irak 2. ruhsat 

ihalesinde Badra Sahası için TPAO’nun dahil 

olduğu konsorsiyum tarafından verilen teklif ile 

işletme hakkı kazanılmıştır. Konsorsiyum TPAO 

dışında, GAZPROM (operatör-Rusya), KOGAS 

(Güney Kore) ve PETRONAS’dan (Malezya) 

oluşmaktadır. Ortaklığımız konsorsiyumda %10 

hisse ile yer almaktadır. 

İmzalanan Anlaşma 18 Şubat 2010 tarihinde 

yürürlüğe girmiştir. 2010 yılında sahanın ön 

geliştirme planı tamamlanmış olup, çalışmalara 


Missan Petrol Sahası Geliştirme Projesi 

Basra şehrinin 175 km kuzeyinde, İran-Irak 

sınırındaki Missan Sahaları Abu Ghirab, 

Jabal Fauqi ve Buzurgan Petrol Sahalarını 

içermektedir. Sahalar, CNOOC (%63,75) 

operatörlüğünde, TPAO (%11,25) ve IDC (%25) 

konsorsiyumu tarafından geliştirilecektir. 

Missan Sahalarında yürütülecek üretim/ 

geliştirme faaliyetleri için Üreten Sahalar Teknik 

Servis Anlaşması (PFTSC) 17 Mayıs 2010 

tarihinde imzalanmıştır. Anlaşma 20 Aralık 2010 

tarihinde yürürlüğe girmiştir. 

Siba Gaz Sahası Geliştirme Projesi 

Siba Sahasında KEC (operatör,%60) ve TPAO 

(%40) şirketlerinden oluşan konsorsiyum ihaleyi 

kazanmıştır. Siba Sahasında öngörülen yerinde 

gaz miktarı 1 tcf’dir. Sahanın geliştirilmesine 

yönelik yatırım ve işletme giderleri yaklaşık 1,2 

milyar ABD Doları olarak öngörülmektedir. 

Mansuriya Gaz Sahası Geliştirme Projesi 

Mansuriya Sahasına TPAO’nun operatörlüğünde 

(%50), KEC (%30), KOGAS (%20) konsorsiyumu 

ile teklif verilmiş olup, ihale kazanılmıştır. 

Mansuriya Sahasında öngörülen yerinde gaz 

miktarı 2,6 tcf’dir. Sahanın geliştirilmesine 

yönelik yatırım ve işletme giderlerinin yaklaşık 

2,7 milyar ABD Doları olması öngörülmektedir. 

Mansuriya ve Siba Gaz Sahaları Geliştirme 

Üretim Servis Anlaşması 15 Kasım 2010 

tarihinde paraflanmıştır. 

Diğer Ülkeler 

TPAO, söz konusu faaliyetlere ek olarak, zengin 

hidrokarbon rezervlerine sahip olan Rusya 

Federasyonu, Endonezya, Sudan ve Yemen 

gibi ülkelerin yanı sıra, Kuzey Afrika ve Güney 

Amerika’da da yoğun iş geliştirme faaliyetlerinde 

bulunulmaktadır. 


TEKNOLOJ‹ VE SERV‹S H‹ZMETLER‹ 

Hidrokarbon aramacılığındaki risk faktörünü 

minimize etmek ve daha isabetli yorum yaparak, 

keşif başarı oranını yükseltmek amacıyla 

sismik yorumda etkin ve entegre çalışmayı 

sağlamak için 2005 yılı Mayıs ayından bu yana 

3 Boyutlu Görüntüleme ve Yorum Merkezi 

kullanılmaktadır. 

Arama faaliyetlerinde kullanılan verilere kolay 

ulaşım, paylaşım ve verinin korunması amacıyla 

Veri Bankası kurulmasına ilişkin çalışmalar 

başlatılmış olup, Saha Jeolojisi Ekiplerimizin 

GPS ve tablet PC ile donatılarak daha verimli ve 

etkin çalışmaları amaçlanmıştır. 

Derin Deniz Sondajı Teknolojisi 

TPAO, son yıllarda denizlerimizdeki arama 

faaliyetlerini yoğunlaştırarak, Karadeniz’deki 

sondaj faaliyetlerini sürdürmektedir. 

Ortaklığımızın, bp ile ortak yürüttüğü Doğu 

Karadeniz arama çalışmaları çerçevesinde, 

Türkiye’nin ilk derin deniz sondajı (Hopa-X1) 

2006 yılında tamamlamış olup, bu çalışmasında 

TPAO, derin deniz sondaj teknolojisi ile ilgili ilk 

deneyimini kazanmıştır. 

Ayrıca, PETROBRAS ortaklığında Sinop 

açıklarına getirilen “Leiv Eiriksson” sondaj 

platformu ile Batı Karadeniz’de derin deniz sondajı 

çalışmaları tamamlanmış olup, Karadeniz’in 

hidrokarbon potansiyelinin araştırılması, yeni 

çalışmaların önünün açılması ve elde edilen 

bilgilerin bölgesel ölçekte değerlendirilmesi için 

gerekli gayret gösterilmektedir. 

Sondaj Kulelerinin Modernizasyonu 

Ortaklığımızın sondaj faaliyetleri ile ilgili 

olarak yeni kule alımları ve mevcut kulelerin 

yenilenmesiyle ilgili çalışmalara hız verilmiştir. 

Batman Bölge Müdürlüğünde sondaj 

faaliyetlerinde kullanılmak üzere bir adet 1.500 

HP elektrikli kule National Oilwell Varco (NOV) 

firmasına sipariş edilmiş ve 2010 yılı içerisinde 

Ortaklığımızca teslim alınmıştır. Bu kule, NOV 

Firmasının “Ideal Rig” modeli olup, güvenli, 

montajı kolay, yeni nesil alternatif akımla (AC) 

çalışan bir elektrikli kuledir. 

Üretim Sahalarını Geliştirme Teknolojisi 

Devamlı güncellenen dijital veri tabanı ve farklı 

disiplinler tarafından ortak kullanılabilen modern 

bilgisayar programları ve sahalarda kurulan 

hızlı iletişim ağı sayesinde petrol ve doğal gaz 

sahaları aktif bir şekilde takip edilebilmektedir. 

Kullanılan rezervuar modelleme ve simülasyon 

programı ile sahaların rezervuar modellemeleri 

yapılmaktadır. Bu kapsamda, sahaya ait 

gözeneklilik, geçirgenlik gibi petrofiziksel 

TPAO, dünya petrol sektöründe 

uygulanan en son teknolojileri 

kullanmak suretiyle, sektörde 

yaşanan rekabet ortamına uygun 

olarak stratejisini geliştirmekte, 

faaliyetlerini etkin, verimli, düşük 

maliyetli ve zamandan tasarruf 

sağlayarak yürütmektedir. 

Gelişen çağdaş teknolojinin, Ortaklığımıza 

kazandırılması kapsamında; mevcut sismik 

ekiplerden birisinde var olan 240 aktif kanal 

kapasiteli 2B sismik veri toplama sistemi yeniden 

dizayn edilerek, 1.440 aktif kanallı 3B sismik veri 

toplama sistemine dönüştürülmüştür. 

Bu sayede, kilometrekareye düşen atış sayısında 

azalma, maliyetlerde düşüş ve zamandan 

tasarruf sağlanmıştır. Arama faaliyetlerimizdeki 

artışa paralel olarak sismik ekiplerde kapasite 

artırımlarına ve ayrıca Sismik Veri İşlem 

Merkezinde de kapasite büyütme ve teknoloji 

yenilenmesine gidilerek, veri işlem kapasitesinde 

artış sağlanmıştır. 

TPAO derin deniz faaliyetleri kapsamında; 2010 

yılında PETROBRAS-EXXONMOBIL ortaklığında 

Sinop-1, CHEVRON ortaklığında Yassıhöyük-1 

kuyularının sondajlarını tamamlamış olup, 2011 

yılının başlarında kendi imkanlarımız ile açılan 

Sürmene-1 kuyusunda ise çalışmalara devam 

edilmektedir. 

Sürmene-1 kuyusundan elde edilen petrol 

bulgusu, Karadeniz’in hidrokarbon potansiyelini 

ortaya çıkarmak adına önemli bir mihenk taşıdır. 

Ortaklığımız operatörlüğünde, uluslararası 

standartlarda kazılan kuyular için 45’in üzerinde 

servis şirketiyle çalışılmıştır. Ortaklığımız 

bünyesinde gerek kuyu planlama ve kontrat 

hazırlama, gerekse yönetim alanını yürütecek 

bir ekip oluşturulmuş ve bu ekip servis şirketleri 

ve danışman şirketi çalışanlarıyla birebir 

çalışmalarını sürdürmüştür. 



35

özellikler ve üretim ile birlikte değişen rezervuar 

içindeki basınç ve mayi dağılımı belirlenebilmekte; 

böylelikle rezervuarın iyi bir şekilde sağılıp 

sağılamadığı anlaşılabilmektedir. Aynı zamanda, 

simülatörler ile rezervuar için değişik üretim 

senaryoları oluşturularak, rezervuardan 

maksimum kurtarımın hangi senaryo ile elde 

edilebileceği belirlenebilmektedir. 

Rezervuar ve kuyu analizi veri tabanı programı 

ile hem sahanın hem de sahadaki her bir 

kuyunun üretim performansı kuyunun faaliyete 

geçmesinden itibaren gözlenmekte, kuyu kesiti, 

logları, operasyonları ile performansı aynı anda 

görülebilmektedir. 

Ayrıca, “Decline Curve Analysis” yapılarak, 

hem kuyunun, hem de tüm sahanın ileriye 

yönelik üretim tahminleri yapılabilmektedir. Yeni 

açılan kuyularda yapılan kuyu testleri, gelişmiş 

bilgisayar programları ile değerlendirilerek saha/ 

kuyu, üretim/rezerv tahmini yapılabilmektedir. 

Kuyu loglarından elde edilen etken gözeneklilik, 

su doymuşluğu gibi rezervuar parametreleri, 

rezerv hesaplamalarında çok büyük önem 

taşımaktadır. Bu amaçla, kuyulara ait mevcut 

log verileri dijital ortamlara aktarılarak gelişmiş 

software programları kullanılmak suretiyle proses 

edilerek gerekli parametreler elde edilmektedir. 

Tüm bu teknolojik ve bilimsel gelişmeler 

kullanılarak yapılan çalışmalar sonucunda, 

yeni üretim kuyularının lokasyon tespiti, yeni 

üretim zonlarının belirlenmesi, mevcut kuyuların 

performanslarını iyileştirmek için uygun uyarma 

metodlarının tespiti, gerekiyorsa sahada ikincil 

üretim metodlarından uygun olanının belirlenmesi 

ve saha üretimi değerlendirilmesi daha kolay 

yapılabilmektedir. 

AR-GE Teknolojileri 

TPAO, teknolojideki hızlı gelişimi takip 

edebilme ve kazanma amacıyla, arama, 

sondaj, kuyu tamamlama, üretim ve araştırma 

merkezindeki teknoloji yatırımlarına büyük 

ölçüde ağırlık vermiştir. Araştırma Merkezi 

teknolojide kazandığı bu donanım gücünü bilgi 

birikimi ile birleştirerek, petrol arama ve üretim 

faaliyetlerinde laboratuvar destekli AR-GE 

projelerine yansıtmaktadır. 

Araştırma Merkezinin Teknolojileri 

• İzotop Jeokimyası, 

• Dijital Karot Görüntü Analizleri, 

• Kaynak Kaya Kinetik Parametrelerinin Tayini, 

• Yüzeyden Prospeksiyon Belirleme Tekniği, 

• Toprak Gazı Analizleri, 

• Düşük Vakumlu Elektron Mikroskobu, 

• Karot Gama Ray Logu, 

• Otomatik İnce Kesit Cihazı, 

• 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 Kromotograf Kullanımı, 

• Motorinde ve Çevre Örneklerinde Poli 

Aromatik Hidrokarbonların (PAH) Tayini için 

Yüksek Basınç Sıvı Kromotograf Kullanımı, 

• Bilgisayar Destekli Çamur-Çimento 

Test Sistemleri, 

• Arazide ve Kuyubaşında Mobil Laboratuvarı, 

• Motorinde Oksidasyon Kararlılığı Tayini, 

• ICP-MS Cihazı, 

• FTIR Cihazı, 

• Toplam Tortu Cihazı, 

• Mevcut Gom Tayin Cihazı, 

• Mikro Karbon Kalıntısı Tayin Cihazı, 

• Yağlama Özelliği Tayin Cihazı. 

Jeofizik Metodlarla Veri Toplama 

Sismik Veri Toplama 

Ortaklığımızın Jeofizik Operasyonlar Müdürlüğü 

bünyesinde bulunan 3 adet sismik ekip ile “Sismik 

Veri Toplama” çalışmaları yürütülmektedir. 

Sismik-1 ekibimiz enerji kaynağı olarak 

“Vibroseis” yöntemini kullanmakta olup, GPS 

sistemine sahip 5 adet M26 HD/623 B P tipi 

vibratöre sahiptir. Sismik-1 ekibimizde Sercel-428 

XL kayıt ekipmanı kullanılmakta olup, genellikle 

3 boyutlu sismik çalışmalarında kullanılan toplam 

2.500 kanal ve yedek ekipmanları ile birlikte 12 

alıcı hattı, 120 alıcı kanalı olmak üzere aktif 

1.440 kanal 3B sismik veri toplama kapasitesine 

sahiptir. 

Sismik-2 ekibimiz ise enerji kaynağı olarak 

“Dinamit” kullanmaktadır. Enerji kaynağının 

yerleştirilmesinde 14 adet Iveco 6x6 sondaj 

kamyonu kullanılmaktadır. Sismik-2 ekibimizde 

kayıt cihazı olarak Sercel-408 UL sistemi 

kullanılmakta olup, ekibimiz 2 boyutlu sismik 

veri toplamanın yanında, toplam 2.300 kanal ve 

yedek ekipmanlarıyla birlikte 12 alıcı hattı, 120 

alıcı kanalı olmak üzere aktif 1.440 kanal 3B 

sismik veri toplama kapasitesine sahiptir. 

Sismik-3 ekibimiz ise enerji kaynağı olarak 

“Vibroseis” yöntemini kullanmakta olup, GPS 

sistemine sahip 5 adet NOMAD 65 tipi vibratöre 

sahiptir. Sismik-3 ekibimizde Sercel-428 XL 

kayıt ekipmanı kullanılmakta olup, genellikle 3 

boyutlu sismik çalışmalarında kullanılan toplam 

2.500 kanal ve yedek ekipmanları ile birlikte 

12 alıcı hattı 120 alıcı kanalı olmak üzere aktif 

1.440 kanal 3B sismik veri toplama kapasitesine 

sahiptir. 

Topoğrafya ekipmanları olarak tüm sismik 

ekiplerimizde, “Leica GPS System 1.200” 

kullanılmakta olup, EGHAS yazılımı ile gerekli 

kalite kontrol ve ön planlama işlemleri yapılmakta, 

tüm ara safhalarda “Kalite Kontrol” prosedürleri 

uygulanmaktadır. 

Ayrıca, Sismik Veri Toplama Hizmetleri 

kapsamında; Sismik Saha Dizaynı, Topografik 

Kontrol, Kayıt Kontrol ve Statik Hesabı çalışmaları 

da yapılmaktadır. 


Non Sismik Veri Toplama 

Ortaklığımızın Jeofizik Operasyonlar Müdürlüğü 

bünyesinde bulunan 1 adet Gravite-Manyetik 

Ekibi ile “Non-Sismik Veri Toplama” çalışmaları 

yürütülmektedir. 

Sismik Proses Uygulamaları 

• 2B/3B Konvansiyonel Sismik Proses, 

• Kırılma Statiği, 

• Sinyal Prosesi, 

• Sinyal Gürültü Oranı İyileştirilmesi, 

• Tekrarlı Yansımaların Azaltılması 

(Radon/SRMA), 

• DMO, 

• 2B/3B Yığma Öncesi/Sonrası Zaman ve 

Derinlik Migrasyonu, 

• 2B/3B AVO, 

• VSP Prosesi, 

• Uzun Açılımlı Sismik Hat Prosesi 

(2B PSTM ve PSDM), 

• Sismik Modelleme. 

Sismik Veri İşlem Yazılımları 

2B veya 3B, kara ve deniz sismik verilere ilişkin 

proses uygulamaları Pradigm Firmasının Focus 

ve Geodepth yazılımları ile gerçekleştirilmektedir. 

Bunun yanında Güneydoğu Anadolu 

Bölgesindeki bindirme kuşağındaki tektoniği 

çözmek için Geotomo Firmasının uzun açılımlı 

sismik yazılımı olan Thrustline kullanılmaktadır. 

Yorum Sistemleri 

Ortaklığımız bünyesinde, petrol aramacılığı 

ve diğer ihtiyaçlarla ilgili yazılım ve donanım 

gereksinimlerini karşılamak üzere CBS sistemi 

ve diğer uygulamalar için ORACLE veri tabanı 


Bu sistemlerdeki 110 TB disk kapasitesi 

EMC, HITACHI ve IBM disk üniteleri üzerinde 

bulunmaktadır. Buna ek olarak, 300 TB’a yakın 

bir kapasiteye sahip ve genişletilebilir yapıları 

bulunan ADIC ve IBM Teyp kütüphaneleri, 

yedekleme ve felaket kurtarma sistemi için 


CBS (Coğrafi Bilgi Sistemleri) ve Uzaktan 

Algılama Uygulamaları 

Ortaklığımızın çalışmalarında gereksinim 

duyulan topoğrafik harita ve diğer haritalar, 

uydu görüntüleri, jeodezik veriler, jeofizik 

sismik, gravite/manyetik veriler, kültürel 

veriler gibi mekânsal nitelikli tüm verilerin 

yönetilmesi ve vektör verilerin düzeltilmesi 

çalışmaları CBS yaklaşımıyla ve araçlarıyla 

gerçekleştirilmektedir. 

Bu çalışmalar kapsamında; jeoloji haritalarının 

sayısallaştırılması ve CBS yaklaşımıyla vektör 

veriler halinde bütünleştirilmesi, üzerinde yoğun 

olarak çalışılan en güncel projedir. Bunun yanı 

sıra, temin edilecek vektör topoğrafik haritaların 

yine CBS yaklaşımıyla bütünleştirilmesine 

yönelik çalışmalar planlanmaktadır. 

3 Boyutlu Görüntüleme ve Yorum Merkezi 

3 Boyutlu Görüntüleme ve Yorum Merkezi, 

hidrokarbon aramacılığındaki risk faktörünü 

minimize etmek ve daha isabetli jeolojik ve 

jeofizik yorum yapmak suretiyle yeni sahaların 

keşfindeki başarı oranını yükseltmek amacıyla, 

sismik yorumda etkin ve entegre çalışmayı 

sağlamak için Mayıs 2005 tarihinden itibaren 

Ortaklığımız bünyesinde kullanılmaktadır. 

Veri Bankası 

Günümüzde enerji şirketleri çok büyük miktarda 

kuyu ve sismik verilere sahiptir. Şirketlerin 

karşılaştığı sorunlardan biri de bu verilerin 

verimli ve güvenli bir şekilde arşivlenmesini 

sağlayabilmektir. 

PetroBank® MDS yazılımı ile şirketler 

sahip oldukları arama, üretim, sismik, kuyu ve 

diğer teknik bilgilerin tamamına online olarak 

ulaşabilmektedir. Bu kapsamda, Ortaklığımıza 

ait tüm verilerin ve bu verilerle ilgili arşiv 

dosyalarının sayısallaştırılarak tek bir ortamda, 

güvenli bir şekilde depolanmasını ve yönetimini 

sağlayan proje kapsamında 2010 yılı itibariyle 

veri yükleme işine devam edilmiştir. 

Kuyu Jeolojisi Hizmetleri 

Mud Logging Unit (MLU) Sistemleri 

Gerek Ortaklığımızca, gerekse ortaklarca açılan 

kuyuların modern kuyu takibine hizmet veren 

MLU sistemleri ile jeolojik ve sondaj disiplinine 

ait kuyu takip verileri, kayıtlı ve düzenli bir şekilde 

toplanmakta olup, ilgili proje ve karar mercilerinin 

kullanımına sunulmaktadır. 

Gerçek Zamanlı Görüntüleme Sistemi 

Ortaklığımızın ihtiyaçlarına ve gelişen teknolojiye 

uygun olarak 2007 yılı başında geliştirilmeye 

başlanmış Eş Zamanlı Görüntüleme Projesi, 2008 

yılı son çeyreğinde başlayan test çalışmalarını 

takiben hizmete alınmıştır. 

Araştırma Merkezi Laboratuvar Hizmetleri 

Araştırma Merkezi, yurtiçi ve yurtdışındaki 

yerli ve yabancı petrol şirketlerinden, 

üniversitelerden ve sanayi kuruluşlarından gelen 

eğitim, danışmanlık, analiz, örnek hazırlama, 

mühendislik servis hizmeti ve proje niteliğindeki 

çeşitli iş istemlerini 2010 yılında da ilgili prosedür 

çerçevesinde sürdürmüştür. Öte yandan, 

yurtdışında faaliyet gösteren yerli ve yabancı 

petrol şirketlerinin yürüttüğü faaliyetlerde 

ihtiyaç duyulan sedimantolojik, mineralojikpetrografik, 

paleontolojik ve jeokimyasal analizler 


Ayrıca, yurtiçi ve yurtdışında mühendislik ve 

danışmanlık hizmeti verilmiş olup, bu kapsamda, 

37 kara, 2 deniz ve 13'ü Libya’da olmak üzere 

toplam 52 kuyuda ise sondaj sıvısı servis hizmeti 

verilmiştir. Bunlara ilaveten, çimento ve çimento 

katkı numuneleri ile performans ve karşılaştırmalı 

performans testleri yapılmıştır. 

Araştırma Merkezince, su gelişini önlemek 

amacıyla Karacan, Sarıcak ve Güney Sarıcak 

Sahalarında toplam 9 kuyuda yapılan jel 

uygulamalarında mühendislik ve danışmanlık 

hizmeti verilmiştir. 



kapsamında; 

• 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, 

• Güneydoğu Anadolu Otokton İstifinin 

Uygulamalı Litostratigrafisi, 

• Biyostratigrafi, 

• Fan Delta Sedimantolojisi Saha Kursu 

(Antalya Miyosen Baseni), 

• Kil Mineralojisi ve Mikroanaliz Tekniklerinin 

(XRD/SEM/EDS) Petrol 

Aramacılığında Kullanımı, 

• Uygulamalı Sondaj Sıvıları Teknolojisi, 

• Matriks Asitleme, 

• Karot Analizleri, 

• PVT Analizleri, 

• Petrol Sahası Atık Sularının 

Enjeksiyon Kalitesinin Belirlenmesi, 

• Petrol ve Doğal Gaz Üretiminde 

Korozyon Kontrolü, 

ve benzeri konularda Araştırma Merkezince 

eğitim verilmektedir. 

Sondaj Servis Hizmetleri 

Arama ve üretim hizmetlerinin yanı sıra, 

müteahhitlik hizmeti verilen firmaların da devamlı 

artan ihtiyaçlarına uygun kalite ve maliyetle 

hizmet vermek, kalite anlayışımızın temelini 


Bu anlayışla ve operasyon tecrübesi yüksek 

personelimizle sürdürdüğümüz sondaj 

hizmetlerinden amacımız, sürekli gelişen sondaj 

teknolojisini kullanarak daha güvenli, düşük 

maliyetli ve kaliteli kuyular açmaktır. 

Ayrıca, çeşitli kapasitelerdeki sondaj kuleleri ile 

tahlisiye, casing indirme, karot numunesi alma 

ve test yapma, kuyu kontrolü, havalı köpüklüdüşük 

basınçlı sondaj yapabilen servis hizmetleri 

verilmektedir. 

Bu kapsamda, 

• 2.708 Adet Kuyuda Sondaj Tecrübesi, 

• Derin Kuyu Tecrübesi ( 7.216 m.), 

• Yönlü ve Yatay Kuyular, 

• Çok Yönlü Yatay Kuyu Sondajları, 

• Uzun Açılımlı Kuyular. 

Kuyu Tamamlama Servis Hizmetleri 

Ortaklığımızın amaç ve hedefleri doğrultusunda 

yurtiçi ve yurtdışında Kuyu Tamamlama Servis 

Hizmetleri verilmekte olup, bu kapsamda, petrol, 

doğal gaz ve jeotermal kuyularında workover, 

çimentolama, asitleme, DST, log ve perfore işleri 

yüksek standartlarda gerçekleştirilmektedir. 

Workover Operasyonları 

2010 yılı içerisinde toplam 13 adet workover 

ve 7 adet rodpuller kulesi ile çalışılarak 83 adet 

kuyuda tamamlama, 115 adet kuyuda yeniden 

tamamlama ve 3.858 adet kuyu arızası giderme 

işi gerçekleştirilmiştir. 

Log Operasyonları 

2010 yılı içerisinde toplam 510 adet log 

operasyonu yapılmıştır. 

Teknik Operasyonlar 

2010 yılı içerisinde 199.653 ton çimento 

kullanılarak 488 adet çimentolama operasyonu, 

605.652 Gal %30 HCl kullanılarak 281 adet 

asitleme operasyonu ve 138 adet DST 

operasyonu gerçekleştirilmiştir. 


ARASTIRMA MERKEZ‹ 

içinde AR-GE ve teknoloji izleme-kazanmaya 

yönelik olarak yürüttüğü projelerin toplamı 37’dir. 

Bunların dışında, petrol arama ve geliştirme 

konularında üniversiteler ile yapılan 4 adet 

projeye katkı sağlanmıştır. 

Bu çalışmalar kapsamında, Jeoloji ve Mühendislik 

Laboratuvarlarında olmak üzere toplam 43.506 

adet analiz ve kalite kontrol testi yapılmış, 67 

adet teknik rapor yazılmıştır. Aynı yıl içinde yurtiçi 

ve yurtdışında yürütülen saha/kuyu çalışması ise 

3.128 adam/gün’dür. 

Jeokimyasal yöntemle, yüzeyden prospeksiyon 

çalışmaları kapsamında Nevşehir/Kozaklı 

civarından alınan yaklaşık 4.000 adet toprak 

gazı örneğinin analizleri tamamlanarak sonuç 

raporu hazırlanmıştır. 

Arama çalışmalarına yönelik projeler 

• Batı Karadeniz Offshore Projesi, 

• Karadeniz Onshore Projesi, 

• Doğu Akdeniz Neojen Projesi, 

• Orta Toroslar Mesozoyik Projesi, 

• Kayayolu-Kastel Sahaları ve Yakın 

Civarı Değerlendirme Projesi, 

• Şambayat Sahası Rezervuar 

Fasiyesleri Tanımlama Projesi, 

• Güney Kırtepe Projesi, 

• Unconventional Reservoir Projesi, 

• Güney Doğu Anadolu Bölgesi I.Grup 

Petrollerin Köken Araştırması Projesi, 

• Kozaklı Bölgesi Yüzeyden Jeokimya Projesi, 

• Trakya Uzunköprü Ceylan-Soğucak 

Fasiyes Tanımlama Projesi, 

• Niğde Ulukışla Petrol Sistemi Projesi, 

• Libya Projesi, 

• Irak Projesi. 

Üretim çalışmalarına yönelik projeler 

• Batı Raman Sahası Petrol Üretimini 

Artırma Projesi, 

• Raman Sahasında Su Gelişini 

Önleme Projesi, 

• Raman Sahası Rezervuarlarının 

Sedimantolojisi, Özellikleri ve 

Jeokimyası Projesi, 

• Yüksek Sıcaklıklarda Kullanıma Uygun 

Jellerin Belirlenmesi, 

• Raman Sahası Üretim Hatları Sularında 

Birikinti Oluşumunun Tespiti ve 

Giderilmesine Yönelik Çalışma, 

TPAO, uluslararası düzeyde 

çağdaş, güvenilir, modern 

donanımlı ve akredite olmuş 

laboratuvarları ile bölgesinde 

güçlü petrol şirketleri arasında 

yerini almıştır. 

1974 yılında hizmete açılan Araştırma Merkezi, 

bünyesindeki 81 kişilik uzman personeli ve 

teknolojik donanıma sahip 27 ayrı laboratuvarı 

ile 400 farklı hizmet sunmaktadır. 

Merkezimiz, ARGE çalışmalarına yönelik 

projeleri, farklı konularda verilen danışmanlık 

hizmetleri ve sahip olduğu uzmanlık konuları 

ile bugün etkin bir eğitim ve araştırma merkezi 

konumundadır. 

Bu kapsamda, sürdürülen faaliyetlere paralel 

olarak, jeoloji ve petrol-doğal gaz servisleri 

içerisinde kuyu ve saha uygulamalarında 

karşılaşılan sorunlara çözümler bulunmasına 

yönelik araştırma ve değerlendirme çalışmaları 

yapılmaktadır. 

Araştırma Merkezi’nin yıl içinde, Arama, Üretim, 

Yurtdışı Projeler, İş Güvenliği ve Çevre Koruma 

Üniteleriyle ortaklaşa yürüttüğü ve kendi bünyesi 



43

Bu kapsamda, toplam 160 kişinin katıldığı 16 

adet kurs sonrasında, başarılı olanlara, 151 adet 

TPAO Kuyu Kontrol Sertifikası, 67 adet IWCF ve 

9 adet TPAO Katılımcı Sertifikası verilmiştir. 

Bu kurslarla birlikte 14 farklı konuda, ortaklık 

içinden ve dışından gelen toplam 377 kişiye 

mesleki-teknik eğitim verilmiştir. 


Jeoloji Laboratuvarlarında gerçekleştirilen 

analizler; biyostratigrafi (mikropaleontoloji, 

nannoplankton ve palinoloji), sedimantoloji 

(petrografi, kil mineralojisi, taramalı elektron 

mikroskobu-SEM/EDS, litoloji, sekans stratigrafisi 

ve rezervuar değerlendirmesi), jeokimya 

(gaz, petrol, kaynak kaya, organik petrografi, 

petrol ve gazın kökeni, izotop analizleri, kinetik 

parametreleri, petrol-petrol ve petrol-kaynak kaya 

korelasyonu, rezervuar jeokimyası, matematiksel 

modelleme, kanıt analizleri, ihbar örnekleri ile 

petrol sistemleri ve potansiyeli) konularında 

yoğunlaşmıştır. 

Sondaj, Rezervuar ve Üretim Teknolojileri 

Laboratuvarlarında çimento programı, katkı 

maddesi kalite kontrolü, kaya mekaniği, rezervuarı 

hidrolik ve asitle çatlatma simülasyonu ve kuyu 

stabilitesi simülasyonu, korozyon ve scale 

kontrolü, enjeksiyon sularının kalitesi, akaryakıt 

analizleri, temel ve özel karot analizleri, rezervuar 

akışkanları (PVT) analizi ve EOR konularına 

yönelik testler ve çalışmalar yapılmaktadır. 

Araştırma Merkezi Laboratuvarlarının 

uluslararası düzeyde, çağdaş, güvenilir ve hakem 

laboratuvarlar olma özelliklerinin resmi olarak 

tescili amacıyla TS EN/ISO IEC 17025 “Deney 

ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin 

Genel Şartlar” standardına uygun akreditasyonu 

2010 yılında dört yıllık süre için yenilenmiş olup, 

aşağıda verilen başlıklar altında toplam 34 adet 

analiz ile yeniden akredite olmuştur. 

• Petrol Ürünleri Analizi, 

• Su Analizleri, 

• Sondaj Sıvıları Katkı Maddeleri Analizleri, 

• SEM/EDS ve Kil Mineralleri Analizleri, 

• Biyodizel Analizleri. 

Ayrıca, 2010 yılı hedefimiz olan testlerden; 

benzin, motorin ve fuel-oil için 2. kademede 

testlerin tamamında akredite olunmuştur. 

• Ağır Petrollerin Üretimi için “EOR” 

Yöntemleri Projesi, 

• Kurkan Sahası Birikinti Oluşumunun Tespiti 

ve Giderilmesine Yönelik Çalışma. 

Ayrıca, İş Güvenliği ve Çevre Koruma kapsamında 

“TÜBİTAK ve İTÜ ile Petrol ve Doğal Gaz Üretim 

Faaliyetleri Sonucu Oluşan Atıksuların Yönetimi 

Projesi” yürütülmüştür. 

Araştırma Merkezinde, yıl içinde IWCF üyeliği ve 

yetkili merkez olma statüsünün sürdürülmesine 

ilişkin çalışmalara da devam edilmiştir. 

Ortaklığımızın mühendis ve teknisyenleriyle 

yurtiçi/yurtdışı şirketlerden gelen teknik 

personeline ilgili prosedür çerçevesinde IWCF 

Standartlarına göre sertifikalı “Uygulamalı Kuyu 

Kontrolü Kursları” verilmiştir. 


‹S GÜVENL‹G‹ VE ÇEVRE KORUMA 

Ortaklığımızda her geçen yıl artan arama, sondaj 

ve üretim faaliyetlerine paralel olarak, insan 

sağlığı, iş güvenliği ve çevre koruma çalışmaları 

da hayata geçirilen yeni projeler ile artarak 


İş Güvenliği ve Çalışma Sağlığı 

Ortaklığımız faaliyetlerinin tüm risk düzeyleri 

göz önünde tutularak; risklerin ortadan 

kaldırılması veya kabul edilebilir ve uygulanabilir 

seviyeye düşürülmesi hedeflenmektedir. Risk 

çalışmalarında; tehlikelerin belirlenmesi, iş 

kazalarının nedenlerinin araştırılması, güvensiz 

durum ve hareketlerin tespit edilmesi yapılan 

periyodik denetimlerle sağlanmıştır. 

İşyerlerine, iş şartlarını göz önünde tutan 

ve standardlara uygun Kişisel Koruyucu 

Donanımların temin edilmesi sağlanmıştır. 

Yangından Korunma çalışmaları kapsamında, 

mevcut sistemler gözden geçirilerek saptanan 

eksiklikler giderilmiş, eğitim ve tatbikatlar 

gerçekleştirilerek, yangın risklerinin ortadan 

kaldırılması sağlanmıştır. 

Ayrıca, çalışanlarımıza birinci derece sağlık 

hizmeti verilmekte ve hasta takip programı ile 

sağlık kontrollerinin takibi yapılmaktadır. 

Çevre Koruma 

Gelecek kuşaklara havası, suyu, toprağı temiz 

bir çevre bırakmak sorumluluğu içinde hareket 

edilerek, proje bazlı çevre koruma çalışmaları 

gerçekleştirilmiştir. 

2010 yılı içerisinde Ortaklığımızca Yürütülen 

Çevre Koruma Faaliyetleri; 

• Acil Müdahale Planı Çalışmaları, 

• Petrol ve Doğalgaz Üretim Faaliyetleri 

Sonucu Oluşan Atıksuların Yönetimi Projesi 

(TÜBİTAK-KAMAG Projesi), 

• Sondaj Atıksularının Yönetimi Projesi, 

• Biyoremidasyon Ürünlerinin Karşılaştırmalı 

Uygulama Projesi, 

• Atık Yağların Hampetrole Karıştırılarak Geri 

Kazanımı, 

• TPAO Faaliyetlerinden Kaynaklanan 

Atıksuların Yönetimi ve Bertarafı 

Uygulamaları, 

• Çevre Koruma Sarf Malzeme ve 

Ekipmanlarının Kullanımı, 

• Batı Karadeniz Off-Shore Projesi, 

• Derin Deniz Sondaj Projeleri, 

• Denizde Üretim Faaliyeti Sonucu oluşan 

Formasyon Sularının Yönetimi Çalışmaları. 

Atık Yönetimi 

çalışmaları 

kapsamında; 

kağıt, pil, toner, 

kartuş, tıbbi atıklar 

vb. toplanarak 

geri dönüşüme 

kazandırılması 

sağlanmıştır. 

Günümüzde iş güvenliği 

ve çevre koruma bilincine 

sahip olmak, toplumlar için 

gelişmişlik, kuruluşlar için ise 

rekabet üstünlüğü anlamını 

taşımaktadır. 

Bugün dünyada ve ülkemizde iş güvenliği 

ve çevre koruma konusuna verilen önemin 

artmasıyla iş kazaları ile meslek hastalıklarının 

önlenmesi ve iş verimliliğinin artırılması konusu 

ağırlık kazanmıştır. 

Bu kapsamda, İş Güvenliği ve Çevre Koruma 

Politikalarını iyileştirmek ve geliştirmek için 

İş Güvenliği ve Çevre Koruma Performans 

Göstergeleri oluşturularak, hedef gerçekleşmeleri 

sürekli takip edilmiştir. 

Bölgelerimizde, kirlenen alanlarda yürütülen 

rehabilitasyon çalışmaları geçtiğimiz yıla göre 

artış göstermiş olup, Batman Bölge Müdürlüğünde 

%96, Adıyaman Bölge Müdürlüğünde %81 

oranında kirlenen alanlar rehabilite edilmiştir. 

Trakya Bölge Müdürlüğünde ise çevresel kirlilik 

oluşmamıştır. 

Çevresel yönetim sistemlerinin etkinliğini 

artırmak amacıyla Çevre Koruma Prosedürleri 

hazırlanmış, mevzuata uyum sağlamak ve 

saha faaliyetlerimizden kaynaklanan çevre 

kirliliğini önlemek amacıyla, biyoremidasyon, 

stabilizasyon-nötralizasyon çalışmaları ile 

sondaj sahalarında kullanılan mud-pitlerin 

rehabilitasyonları yapılmıştır. 

Her yıl kademeli 

olarak artış 

gösteren İş 

Güvenliği ve 

Çevre Koruma 

Eğitimlerine, 

2010 yılı 

içerisinde 1.406 

personel katılım 

sağlamıştır. 


‹NSAN KAYNAKLARI 

Dinamik bir İnsan Kaynakları 

Sistemine sahip olan TPAO, 

başarının, ancak işinde uzman ve 

motivasyonu yüksek bireylerce 

sağlanabileceğine inanmaktadır. 

TPAO, ülkemizin petrol ve doğal gaz ihtiyacını 

karşılayan, çalışılması en çok arzu edilen, 

bölgesinde etkin bir “Dünya Enerji Şirketi” olmak 

vizyonu doğrultusunda, geleceğe daha emin 

adımlarla ilerlemek için çalışanlarına yatırım 

yapmaya devam etmektedir. 

Ortaklığımıza 

personel alımında; 

mesleki ve teknik 

bilginin yanı sıra 

analitik düşünce 

ve kişisel gelişim 

becerilerine de 

yönelik mülakat 

teknikleri 

uygulanmaktadır. 

Çalışanlarının büyük gayreti ve fedakârlığı ile 

köklü bir şirket kültürüne sahip olan TPAO, dünya 

çapındaki teknolojik alt yapısı ve uluslararası 

projelerde Ortaklığımızı başarıyla temsil eden 

yetişmiş insan gücü ile 57 yıldır faaliyetlerini 


Çalışanlarımızın performanslarını yükseltmeye 

yönelik olarak hayata geçirilmiş olan “Performans 

Yönetim Sistemi” geçmiş yıllardan edinilen 

tecrübeyle her yıl revize edilerek, kullanıcılar 

için daha kolay, yöneticiler için ise doğrudan geri 

bildirim veren bir sisteme doğru ilerlemektedir. 

İş Analizi Projesi 

Küreselleşmenin gerektirdiği piyasa koşullarında 

rekabet edebilmek için işletmelerde en önemli 

kaynak insandır. Dolayısıyla işletmeler insana 

yatırım yaparken sistemler geliştirmek ve 

uygulamak zorundadır. 

Bu kapsamda, “Modern İnsan Kaynakları 

Fonksiyonları”nı, Ortaklığımız yapısına entegre 

etme çalışmalarına katkı sağlayacak olan İş 

Analizi Projesine 2009 yılı içerisinde başlanmış 

ve 1.164 kişiden iş gözlemi ve mülakat 

yöntemiyle veri toplanmış olup, bu veriler ışığında 

çalışmalara devam edilmektedir. 

Ortaklığımızın toplam personel sayısı 2010 

yılı sonu itibariyle, 4.708 kişi olmuştur. Bu 

personelin; 1.601’i Genel Müdürlüğümüzde, 

1.740’ı Batman, 466’sı Trakya ve 901’i Adıyaman 

Bölge Müdürlüğü’nde çalışmaktadır. 

Nitelikli, bilgili, tecrübeli ve teknolojik yeniliklere 

açık 1.282 kapsam dışı, 3.426 kapsam içi 

çalışanımız, sahip oldukları liyakat, etkinlik, 

verimlilik, takım çalışması, iletişim, yenilikçilik ve 

sorumluluk duygusu gibi değerlerle, Ortaklığımızı 

gelecekte daha büyük başarılara taşıyacaktır. 

Sürekli Eğitim 

Tüm kuruluşların, stratejik amaç ve hedeflerine 

ulaşmasını sağlayabilecek donanıma sahip 

çalışanlara ihtiyacı vardır. Eğitim faaliyetlerinin 

amacı da çalışanların kurum hedeflerine 

katkıda bulunmalarına olanak sağlayacak 

bilgi ve becerilerle donatılmasıdır. Bu itibarla, 

Ortaklığımız personelinin güncel bilgi ve 

teknolojiyi izlemesi amacıyla 2010 yılında da 

eğitim programlarının uygulanmasına devam 

edilmiştir. 

Bu kapsamda, yurtiçinde 4.423, yurtdışında 

236 olmak üzere toplam 4.659 personelimizin 

eğitime katılımı sağlanmıştır. Ortaklığımızda 

göreve başlayan personel ise oryantasyon 

eğitim programı dahilinde, faaliyet alanlarımız ile 

ilgili bilgilendirilmiş ve Bölge Müdürlüklerimizde 

saha operasyonlarını yerinde izleyebilme imkanı 

bulmuşlardır. 

Çalışanlarımızın Yaşam Kalitesi 

Yaşam kalitesi yüksek bireyin, özverili çalışacağı 

ve yüksek performans göstereceği gerçeğinden 

yola çıkan Ortaklığımız, çalışanlarının 

motivasyonunu artırabilmek amacı ile tenis, 

bowling, dart, futbol turnuvaları ile bahar şenliği 

gibi çeşitli sosyal etkinlikler düzenlemektedir. 

Bu sayede, şirket kültürünün canlı tutulması için 

gereken iletişim de sağlanmaktadır. 

Ayrıca, çalışanlarımıza yılın tüm yorgunluğunu 

atabilmeleri için Ortaklığımızın, Güllük/Muğla 

Eğitim ve Dinlenme Tesislerinde tatil olanağı 

sağlanmıştır. 


BÖLGE MÜDÜRLÜKLER‹ 

Bölge Müdürlüklerimiz 

faaliyetlerini gerçekleştirirken, 

bölgelerin ekonomik ve sosyal 

hayatının gelişiminde de önemli 

rol oynamaktadır. 


Batman Bölge Müdürlüğü, ülke ekonomisi için 

önemi tartışılmaz olan yeraltı kaynaklarımızdan 

petrol ve doğal gazın arama, sondaj ve üretim 

faaliyetlerini 1954 yılından itibaren aralıksız 

olarak sürdürmektedir. 

Ülkemizdeki ilk petrol keşfi, 1945 yılında 

MTA Enstitüsü tarafından Raman Sahasında 

yapılmış olup, Raman-8 Kuyusunun 1948 

yılında devreye alınmasıyla birlikte ekonomik 

anlamda ilk üretim gerçekleştirilmiştir. 1954 

yılında TPAO’nun kurulmasıyla birlikte 

ülkemizdeki arama, sondaj, üretim ve rafinaj 

faaliyetlerinin yürütülmesine Batman Bölge 

Müdürlüğü öncülük etmiştir. 

2009 yılında keşfedilmiş olan, Karacan 

Sahasında geliştirme çalışmaları 2010 yılında 

da devam etmiştir. Bu kapsamda, 3 adet yeni 

kuyu kazılmıştır. Ayrıca, Diyarbakır Bölgesi’nde 

Güney Sarık, Batman Bölgesinde Köseler ve 

Güzeldere olmak üzere üç yeni petrol sahası 

keşfi yapılmıştır. 

Yıl içerisinde ruhsat devri nedeniyle 

Ortaklığımıza geçen sahalardaki boru hatları, 

enerji hatları, yüzey tesisleri ile ilgili revizyon 

işleri sürdürülmektedir. Bu kapsamda, Kurkan 

Sahasında yeni üretim istasyonunun projesi 

tamamlanmıştır. 

Batman Bölge Müdürlüğü, hidrokarbon arama 

ve üretim faaliyetleri sırasında ve sonrasında, 

toprağın korunması ve toprak kirliliğinin 

önlenmesini sağlamak amacıyla, petrollü 

atıklarla kirlenmiş toprakların nötralizasyon ve 

stabilizasyon yönteminin yanı sıra, dünyadaki 

petrol şirketleri tarafından da kullanılan 

biyoremidasyon tekniklerini uygulamaktadır. 

Batman Bölge Müdürlüğü tüm bu faaliyetlerini 

gerçekleştirirken, bölgenin ekonomik ve 

sosyal hayatının gelişmesinde de önemli rol 

oynamıştır. 

Petrolün keşfi ve rafinerinin kurulmasıyla birlikte 

Batman ili, ekonomik ve sosyal yönden büyük 

canlılık kazanmıştır. Bugün itibariyle, TPAO 

sitesi ve tesisleri etrafında kurulan, gelişen 

ve büyüyen Batman İli, petrolün çıkarılması, 

taşınması ve işlenmesi sırasında büyük iş gücü 

gerektirdiğinden istihdam açısından da ülkemiz 

ekonomisine önemli bir katkı sağlamıştır. 


TPAO, Trakya Havzasında arama ve sondaj 

çalışmalarına 1960 yılında açılan Uluman-1 

Kuyusu ile başlamıştır. Trakya Bölgesinde 

yapılan çalışmalar sonucu ekonomik anlamda 

ilk doğal gaz keşfi 1970 yılında Hamitabat ve 

Kumrular Sahalarında, ilk petrol keşfi ise 1973- 

1974 yıllarında K.Osmancık ve Deveçatak 

Sahalarında açılan kuyulardan yapılmıştır. 

Silivri Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisleri 

2007 yılında açılmış olup, halen 4. Depolama 

Döneminde üretim faaliyetlerine devam 

edilmektedir. Bu dönemde, 1.494 milyon sm 3 

doğal gaz Kuzey Marmara ve Değirmenköy 

Sahalarına basılmış ve 1.178 milyon sm 3 doğal 

gaz rezervuarlarımızdan geri üretilmiştir. 

Ortaklığımız, depolama tesislerinin ülkemiz 

enerji bağımsızlığı ve arz güvenliğindeki 

önemini dikkate alarak, depolama kapasitesini 

yaklaşık 3 milyar sm 3 ’e, geri üretim kapasitesini 

ise 50 milyon sm 3 /gün’e çıkarmak için 

çalışmalara başlamıştır. 

Ayrıca, bölgede faaliyet gösteren ve ülke 

sanayiinde de önemli bir paya sahip olan 

fabrikalara Ortaklığımızca ucuz enerji girdisi 

sağlanarak, yöreye önemli ölçüde ekonomik 

katkıda bulunulmaktadır. 


1954 yılında, 6326 sayılı Petrol Kanunu’nun 

kabulünden sonra yabancı şirketler petrol 

aramak amacıyla Türkiye’ye gelmiş ve 

1958 yılında California Asiatic Oil ve Texaco 

Overseas Petroleum tarafından kazılan 

Kahta-1 Kuyusunda Adıyaman Bölgesindeki 

ilk petrol keşfini gerçekleştirmişlerdir. 

Karakuş Sahasının 1988 yılında keşfi ile 

bölgede artırılan arama faaliyetleri sonucu, 

G.Karakuş (1989), Cendere, K.Karakuş, 

Beşikli, O. Sungurlu (1990), D.Beşikli, 

Bakacak, Tokaris ve İkizce (1991) Sahaları 

keşfedilmiştir. 

Adıyaman Bölge Müdürlüğü, bölgede sosyal 

hayatın gelişmesinde önemli rol oynamakta, 

faaliyetlerinde operasyonel verimliliğini ve 

teknik kapasitesini artırarak bölge ve ülke 

ekonomisine katkı sağlamaktadır. 


BAGLI KURULUSLARIMIZ VE ‹ST‹RAK‹M‹Z 

Kazakistan Faaliyetleri 

TPIC Aktöbe Ofisi 1999 yılında açılmış olup, 

Kazakistan’daki projelerimizi başarılı bir 

şekilde yürütmektedir. Kazakistan faaliyetleri 

içerisinde Zhaik Munay ve Kazakh Oil Aktobe 

(KOA) Şirketi’ne sondaj ve kuyu tamamlama 

servisleri verilmiştir. 

TPIC, KazakTürkMunay (KTM) Şirketi ile 

22 Nisan 2008 tarihinde imzaladığı toplam 5 

kuyuluk sondaj sözleşmesi kapsamında, Ekim 

2008 tarihinde başlayan sondaj çalışmalarına 

5. kuyuda devam etmektedir. 

Türkiye Faaliyetleri 

TPIC’in Türkiye faaliyetleri kapsamında TPAO, 

BM İnşaat ve Mühendislik A.Ş., Güriş İnşaat 

ve Mühendislik A.Ş., Zorlu Enerji ve Sanko 

Holding şirketlerine sondaj ve kuyu tamamlama 

hizmeti verilmiştir. 

servis hizmetleri verilmeye devam edilmektedir. 

Bu servisler geniş çapta bakım ve teknik servis 

imkanları ile desteklenmektedir. 

Petrol Ürünleri Ticareti 

Petrol ticareti faaliyetlerine Irak’da SOMO 

ile başlayan TPIC, kazandığı tecrübelerle 

faaliyet alanını genişletmiş olup, Irak, İran, 

Türkmenistan, Suriye ve KKTC’yi de petrol 

ürünleri ticareti yapılan ülkelere dahil etmiştir. 

2009 yılında başlayan TÜPRAŞ Aliağa 

Tesislerinden Kıbrıs Elektrik Kurumu (Kıb- 

Tek)’na ait Teknecik Terminaline, denizyoluyla 

fuel oil nakliyesi projesi 2010 yılı içinde de 

bütün hızıyla devam etmiştir. Kasım 2009’dan 

itibaren toplam 230.000 ton fuel oil sevk 

edilmiştir. 2011 yılı Ocak ayı içerisinde Kıb-Tek 

ile imzalanan sözleşmeyle, Fuel Oil Alım Satım 

Sözleşmesi 5 yıl daha uzatılmıştır. 

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 ilgili çalışmalarını Irak ve Kolombiya’da 

yoğunlaştırmış olup, aynı zamanda Venezüella, 

Ekvator ve Bolivya’da iş geliştirme faaliyetlerini 


Kolombiya Faaliyetleri 

Gonzalez Bloğu 

TPIC Şubat 2008’den itibaren Kolombiya’nın 

Catatumbo Baseni’nde bulunan Gonzalez 

Bloğu’nda Kolombiya Milli Petrol Şirketi 

ECOPETROL ile ortak arama çalışmalarında 

bulunmaktadır. TPIC, projede hem operatör 

hem de %50 hisse sahibidir. İlk arama kuyusu 

olan Rio Zulia West-3 (RZW-3) kuyusunun 

sondajı petrol keşfiyle Mart 2010’da 

tamamlanmıştır. İkinci kuyu olan Rio Zulia 

West-4 (RZW-4) kuyusu sondajına ise 17 

Aralık 2010 tarihinde başlanmış olup, sondaj 

operasyonlarına devam edilmektedir. 

Maria Conchita Bloğu 

2009 yılında TPIC Kolombiya’nın kuzeyinde 

Guajira Baseninde bulunan Maria Conchita 

Bloğu için Ulusal Hidrokarbon Ajansı ile arama 

üretim anlaşması imzalamıştır. TPIC %51 

hisse sahibi ve operatör, Genel Enerji %40 

hisse sahibi, Multiservicious RJT LTDA ise 

%9 hisse sahibi olarak bulunmaktadır. 2010 

yılında, arama döneminin 1. fazında, 120 

km²’lik 3B sismik çalışma tamamlanmıştır. 

2011 yılında, 2. fazında 1 kuyunun sondajı 

gerçekleştirilecektir. 

Irak Faaliyetleri 

TPIC, Irak’a yakın mesafede bulunan lojistik 

ve bakım atölyelerinin verdiği avantajla, 

Irak’taki servis işlerini artırmak amacıyla çeşitli 

sahalardaki ihalelere katılma çalışmalarına 

devam etmektedir. Bunlardan, Irak Milli Petrol 

Şirketi olan SOC’nin (South Oil Company) South 

Rumalia Sahasında 45 kuyuluk sondaj ihalesine 

teklif verilmiş olup, projenin 31 ay içerisinde 3 

kule ile gerçekleştirilmesi planlanmıştır. İhale 

için onay alınmış, sözleşme üzerindeki 

görüşmeler tamamlanmış ve sözleşme 

14.03.2010 tarihinde imzalanmıştır. Proje 1. 

ve 2. kuyu sondajları ile devam etmektedir. 

Petrol Saha Hizmetleri 

TPIC, yurtiçinde ve yurtdışında ekip sayısını 

artırarak servis hizmeti vermeye 2010 yılında 

da devam etmiş ve 218 kuyuda tamamlama ve 

workover hizmeti vermiştir. 

Yurtiçinde hizmet verilen 52 petrol kuyusu 

sondajının yanı sıra 13 jeotermal kuyu sondajı 

yapılmıştır. Yüksek basınç, yüksek sıcaklık, 

derin kuyu gibi zorlu iş koşullarında çalışarak 

kazanılan tecrübe ile sondaj, kuyu tamamlama, 

Irak Elektrik Bakanlığı’nın Bağdat ve Necef 

Bölgesindeki motorin ihtiyacının karşılanmasını 

teminen, SOMO ile imzalanan anlaşma 

kapsamında 2010 yılı içerisinde 100.000 ton 

motorin Basra terminalleri üzerinden teslim 

edilmiştir. 

Türkiye ile Suriye arasında imzalanan protokol 

ile 2008 yılında hayata geçirilen LPG ticareti, 

2010 yılı içerisinde de devam etmiştir. Bu 

kapsamda, Türkiye üzerinden Suriye’nin Halep 



53

TPpd, dürüst ve 

ilkeli bir çalışma 

anlayışının yanı sıra 

devlet güvencesini 

de beraberinde 

getirmiş olup, 2010 

yılı sonu itibariyle 

toplam bayi sayısını 

102’ye çıkarmıştır. 

Bölgesine karayoluyla 2010 yılında 32.000 ton 

LPG sevkedilerek proje kapsamında toplam 

155.000 ton LPG ticareti gerçekleşmiştir. 

TPIC, Hazar Denizi Havzası’ndaki faaliyetlerine, 

2010 yılında Türkmenistan’dan denizyolu ile 

toplam 15.000 ton fuel oil ve motorin alımsatımını 

gerçekleştirerek devam etmiştir. Söz 

konusu proje kapsamında, 2008 yılından 

itibaren 255.000 ton motorin, benzin ve fuel oil 

sevkiyatı yapılmıştır. 

Ceyhan’da hayata geçirilmesi planlanan 

ihrakiye projesinin desteklenmesi, ihrakiye 

piyasasının karakteristiğinin anlaşılması ve 

bu proje için gerekli yükümlülüklerin yerine 

getirilmesini teminen, 2009 yılı Aralık ayında 

küçük miktarlarla ihrakiye satışına başlanmıştır. 

Bu tarihten itibaren toplam 700 ton ihrakiye 

satışı gerçekleştirilmiştir. 

TP Petrol Dağıtım A.Ş. (TPpd) 

TPIC tarafından 16 Şubat 2006 tarihinde 

kurulmuştur. Başlangıçta 50.000 TL olan 

sermayesi, ihtiyaçlara bağlı olarak yıllar içinde 

arttırılmış, bugün itibariyle tamamı ödenmiş ve 

100 milyon TL’ye ulaşmıştır. 

2020 yılında 750 bayi ile %10 pazar payı 

hedefleyen TPpd, 2010 yılında da istasyon 

ağını genişletme çalışmalarına devam etmiştir. 

TPpd, dürüst ve ilkeli bir çalışma anlayışının 

yanı sıra devlet güvencesini de beraberinde 

getirmiş olup, 2010 yılı sonu itibariyle toplam 

bayi sayısını 102’ye çıkarmıştır. 

TPpd, dağıtımını yaptığı akaryakıtı iç pazarda; 

TÜPRAŞ Rafinerileri’nden ve dağıtıcılar arası 

ticaret kapsamında diğer dağıtım şirketleri 

depolarından, dış pazardan ise TPIC aracılığı 

ile ithal yoluyla temin etmektedir. Halen 14 

farklı noktada 6 farklı tedarikçiden ürün temin 

etmektedir. 

Kurulduğu günden bu yana büyümeye devam 

eden TPpd, 2010 yılı sonunda %2 pazar payı 

ile 8. sırada yer almaktadır. 

Türkiye Petrolleri Denizaşırı Ltd. Şirketi 

(TPOC) 

TPOC Ltd., TPAO’nun yurt dışı petrol ve 

doğal gaz projeleri ile ilgili teknik ve ticari 

faaliyetlerde bulunmak amacıyla 1996 yılında 

Jersey/Channel Adalarında kurulmuş olup, 

halen bu amaçlar doğrultusunda çalışmalarını 


TPOC Ltd., Azerbaycan Projelerinden Şah 

Deniz’de %9 ve Alov’da %10 hisseye sahiptir. 

Libya’da Sirte Basenindeki NC189 ruhsatında 

%51 ve Murzuk Baseni’ndeki 147/3-4 

ruhsatında ise %100 hisse ile faaliyetlerini 

operatör olarak sürdürmektedir. Ayrıca, 

TPOC Irak / Bağdat’ta, Libya / Tripoli’de ve 

Azerbaycan / Bakü’de olmak üzere üç ofiste 

faaliyetlerine devam etmektedir. 

Türkiye Petrolleri BTC Ltd. Şirketi (TPBTC) 

TPBTC Ltd. Ortaklığımızın öncelikli olarak 

ACG’nin ve diğer Hazar Bölgesi petrollerinin 

uluslararası pazarlara taşınabilmesi için 

oluşturulan Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç 

Hampetrol Boru Hattı (BTC) Projesi ve proje 

şirketlerine (BTC Co., BTC Investment 

Co. ve BTC Finance B.V.) iştiraki amacıyla 

Cayman Adalarında 20 Şubat 2002 tarihinde 

kurulmuştur. 

Hisselerinin tamamı TPAO’ya ait olan şirketin 

ortağı olduğu BTC Projesindeki ve ilgili 

şirketlerindeki hisseleri %6,53’tür. 

tarihinde Cayman Adalarında kurulmuştur. 

TPSCP Ltd. 27 Şubat 2003 tarihinde imzalanan 

SCP Proje Anlaşmalarına taraf olmuştur. 

Şirketin SCP Projesindeki hissesi %9’dur. 

İştirakimiz 

KazakTürkMunay (KTM) Ltd. Ortak Şirketi 

KazakTürkMunay (KTM) Ltd. Ortak Şirketi, 

TPAO ile Kazakistan Jeoloji ve Yeraltı 

Kaynaklarını Koruma Bakanlığına bağlı 

Kazzarubejgeologia Cumhuriyet Devlet 

İşletmesi (KZBG) arasında, 9 Ocak 1993’te 

imzalanan kuruluş anlaşmasıyla tesis edilmiştir. 

Ortak şirketteki Kazak hissesini %51 ve TPAO 

hissesini %49 olarak belirleyen anlaşma ile 

KTM Ltd. Batı Kazakistan’ın 4 ayrı bölgesindeki 

7 ruhsatta hidrokarbon arama ve işletme hakkı 

elde etmiştir. 

Türkiye Petrolleri SCP Ltd. Şirketi (TPSCP) 

TPSCP Ltd. Şah Deniz doğal gazının 


taşınması için kurulan Güney Kafkasya Doğal 

Gaz Boru Hattı (SCP) proje şirketlerine, ilgili 

proje anlaşmaları çerçevesinde Ortaklığımızın 

iştirakinin sağlanması amacıyla 24 Mayıs 2002 

TPAO 2010 55

F‹NANS 

Yurtdışı Yatırım ve İşletme Harcamaları 

TPAO 2010 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 faaliyetlerinde bulunmaktadır. 

Bu kapsamda, 2010 yılında Ortaklığımızın yurtdışı yatırım bütçesi 350 milyon dolar olarak gerçekleşmiş 

olup, artan iş programımıza paralel olarak 2011 yılı için ise 595 milyon dolar öngörülmektedir. 

(bin dolar) 

Yurtiçi Yatırım ve İşletme Harcamaları 

TPAO'nun, 2000’li yılların başında 50 milyon dolar olan yurtiçi yatırım bütçesi, 2010 yılında 390 milyon 

dolar, 2011 yılı için ise 823 milyon dolar seviyelerine ulaşmıştır. İşletme harcamalarımız ise 2010 yılında 

546 milyon dolar olarak gerçekleşmiş olup, 2011 yılı için 562 milyon dolar olarak programlanmıştır. 

Azerbaycan 

ACG Projesi* 

2010 Kümülatif 

250.925 

4.172.360 

184.233 

3.068.805 

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 beklenmektedir. 

Şah Deniz Projesi 

SCP Projesi 

BTC Projesi 

65.495 

59 

51 

617.935 

109.049 

324.387 

Kurdaşı Projesi 

- 

17.302 

Alov Projesi 

38 

26.197 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

Yatırım 

Arama 

Sondaj 

Üretim 

Diğer 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

İşletme 

TPAO Bakü Ofisleri 

Kazakistan (KTM) 

Türkmenistan 

Libya 

Cezayir 

Gürcistan 

Irak 

Yeni Girişimler 

TOPLAM 

1.049 

78 

- 

85.328 

- 

- 

13.652 

44 

350.027 

8.685 

288.048 

4.727 

172.454 

25.549 

633 

14.964 

4.314 

4.683.049 

0 

0 

2007 

2008 

2009 


2007 

2008 

2009 


* 2010 yılında ACG Projesine ödenen 41 milyon dolar vergi tutarı dahil edilmemiştir. 

milyon dolar 



İştirak ve bağlı ortaklıkların ünvanları ve hisse oranları 

İştirak ve bağlı ortaklık 

KTM 

TPIC 

TPBTC 

TPSCP 

TPOC 

AIOC (ACG Projesi'nin 

% 6,75 ortağıdır) 

Fiṅansal Tabloların Sunumuna İlişkin Esaslar 

1.1 Yasal Defter ve Fiṅansal Tablolar 

TPAO ve Grup’un konsolide mali tabloları 

Uluslararası Finansal Raporlama Standartları 

(UFRS) ile uyumlu olarak hazırlanmıştır. 

Türkiye’de faaliyetlerini sürdürmekte olan 

şirket, muhasebe kayıtlarını ve yasal mali 

tablolarını yürürlükteki ticari ve mali mevzuata 

ve Maliye Bakanlığı’nın yayınlamış olduğu 

Tek Düzen Hesap Planı (TDHP) çerçevesine 

göre tutmaktadır. Yabancı ülkede faaliyet 

gösteren iştirak ve bağlı ortaklıklar muhasebe 

kayıtlarını ve yasal mali tablolarını faaliyet 

gösterdikleri ülkelerde yürürlükte olan ticari ve 

mali mevzuata göre/proje anlaşmaları, ekleri ve 

proje yönetimi tarafından referans alınmasına 

karar verilen standartlara göre ilgili ülkenin 

para birimi üzerinden tutmaktadırlar. İlişikte 

sunulan konsolide mali tablolar Grup’un, bağlı 

ortaklıklarının ve iştirakinin yasal kayıtlarına 

UFRS ile uyumlu bir şekilde sunum amacıyla 

yapılan düzeltme ve sınıflandırma değişikliklerini 

içermektedir. Avrupa Birliği tarafından kabul 

edilen UMS/UFRS'nin UMSK tarafından 

yayımlananlardan farkları TMSK tarafından ilan 

edilinceye kadar, finansal tablolar SPK Seri: XI, 

No: 29 sayılı tebliği çerçevesinde UMS/UFRS'ye 

göre hazırlanmaktadır. İlişikteki finansal tablolar 

ve dipnotlar, SPK tarafından uygulanması zorunlu 

kılınan formatlara uygun olarak sunulmuştur. 

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. 

Pay oranı (%) 

49 

100 

100 

100 

100 

100 

Uygulanan Yöntemi 

özkaynak yöntemi 

tam konsolidasyon 





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 SPK 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 yayımlanmış 29 No'lu “Yüksek 

Enflasyonlu Ekonomilerde Finansal Raporlama” 

Standardı (“UMS/TMS 29”) uygulanmamıştır. 

1.3 Önceki Dönem Mali Tablolarının 

Karşılaştırılması 

Cari dönem mali tabloların sunumu ile uygunluk 

sağlanması açısından karşılaştırmalı bilgiler 

gerekli görüldüğünde yeniden sınıflandırılmıştır. 

1.4 Konsolidasyon Esasları 

Konsolide mali tablolar TPAO ("Şirket","Ana 

Ortaklık") ile TPAO tarafından kontrol edilen 

ortaklıkları içermekte olup 31 Aralık 2010 

tarihinde sona eren yıla ait mali tablolar esas 

alınarak hazırlanmıştır. Ana Ortaklık tarafından 

doğrudan veya dolaylı olarak sermaye ve yönetim 

ilişkileri çerçevesinde %50'den fazla oranda 

hisseye, oy hakkına veya yönetim çoğunluğunu 

seçme hakkına veya yönetim çoğunluğuna 

sahip olunan veya Ana Ortaklık tarafından 

kontrol edilen işletmeler bağlı ortaklık olarak 

tanımlanmıştır. Kontrol gücü, Ana Ortaklığın, 

bir işletmenin faaliyetlerinden fayda sağlamak 

amacıyla söz konusu işletmenin finansal ve 

faaliyet politikaları ile ilgili kararlarında etkin rol 

oynama, bu politikaları yönetme gücünü ifade 

etmektedir. Kontrol gücünün bulunmadığı ancak 

Ana Ortaklığın %20 ile %50 arasında pay sahibi 

olduğu şirketler iştirak olarak tanımlanmaktadır. 

31 Aralık 2010 itibariyle iştirak ve bağlı 

ortaklıkların unvanları ve hisse oranları yandaki 

tabloda belirtilmiştir: 

Şirket’in KTM adındaki kuruluştaki iştiraki öz 

sermaye yöntemi kullanılarak mali tablolara 

yansıtılmıştır. Öz sermaye yönteminde iştiraklerin 

kar ve zararları ana ortaklığın payına düşen kısma 

isabet eden tutar kadar gelir tablosuna yansıtılır. 

İştiraklerin net varlıklarında ana ortaklığın 

payına düşen kısma isabet eden tutar kadar 

konsolide bilançoda gösterilir. Uzun vadeli değer 

düşüklüğünün tespiti durumunda karşılık ayrılır. 

Konsolidasyona dahil edilen ortaklıklarda Ana 

Ortaklığın sahip olduğu payların defter değeri, 

ortaklıkların öz sermaye hesaplarıyla karşılıklı 

olarak mahsup edilmiş ve Ana Ortaklık ile 

konsolidasyona dahil edilen ortaklıklar arasındaki 

tüm alım satım işlemleri ve borç alacak bakiyeleri 

netleştirmeye tabi tutulmuştur. 

1.5 Muhasebe Politikalarındaki Değişiklikler 

Muhasebe tahminlerindeki değişiklikler, yalnızca 

bir döneme ilişkin ise, değişikliğin yapıldığı 

cari dönemde, gelecek dönemlere ilişkin ise, 

hem değişikliğin yapıldığı dönemde hem de 

gelecek dönemlerde, ileriye yönelik olarak 

uygulanır. Grup’un cari yıl içerisinde muhasebe 

tahminlerinde önemli bir değişikliği olmamıştır. 

Önemli Muhasebe Politikalarının Özeti 

2.1 Hasılat 

Grup’un gelirleri, ham petrol ve doğalgaz satışı 

ile çeşitli hizmet gelirlerinden oluşmaktadır. 

Söz konusu gelirlerin yaklaşık %78’i ham petrol 

satışından kaynaklanmaktadır. (2008: %77) 

Satıştan elde edilen gelir, aşağıdaki şartların 

tamamı yerine getirildiğinde muhasebeleştirilir: 

•Grup’un mülkiyetle ilgili tüm önemli riskleri ve 

kazanımları alıcıya devretmesi, 

•Grup’un mülkiyetle ilişkilendirilen ve süregelen 

bir idari katılımının ve satılan mallar üzerinde 

etkin bir kontrolünün olmaması, 

•Gelir tutarının güvenilir bir şekilde ölçülmesi, 

•İşlemle ilişkili ekonomik faydaların işletmeye 

akışının olası olması ve 

•İşlemden kaynaklanan ya da kaynaklanacak 

maliyetlerin güvenilir bir şekilde ölçülmesi. 

UMS 18 Hasılat standardı madencilik 

faaliyetlerinden elde edilen hasılatı kapsam 

dışında bıraksa da çeşitli tavsiye metinleri ve 

literatürde genel kabul görmüş uygulamalar 

UMS 18’in maden endüstrisinde hasılatın 

doğma zamanı ile ilgili temel bir rehber olduğunu 

göstermektedir. Şirket ham petrol üretimi yaptıktan 

sonra bunu boru hatlarıyla alıcıya ulaştırmakta ve 

bu süreçte mal üzerindeki önemli riskler henüz 

alıcıya devredilmemektedir. Ürünün alıcıya 

teslim edildiği noktada ise standart hükümleriyle 

örtüşür şekilde, mülkiyetle ilgili tüm önemli riskler 

ve kazanımlar alıcıya devredildiğinden hasılatın 

doğduğu kabul edilmekte ve gelir kayıtlara 

alınmaktadır. 

Şirket geliri, bu süreç sonunda mal satışlarının 

faturalanmış değerlerini içerir. Hizmet 

gelirleri ise gerçekleştiği anda hasılat olarak 

kaydedilmektedir. 

Net satışlar, teslim edilmiş malların fatura 

edilmiş bedelinin, satış iadelerinden ve satış 

iskontolarından arındırılmış halidir. Satışların 

içerisinde önemli bir finansman maliyeti 

bulunması durumunda, makul bedel gelecekte 

oluşacak tahsilatların, finansman maliyeti 

içerisinde yer alan gizli faiz oranı ile indirgenmesi 

ile tespit edilir. Gerçek değerleri ile nominal 

değerleri arasındaki fark tahakkuk esasına göre 

faiz geliri olarak değerlendirilir. 

Hasılat olarak kayıtlara alınan tutarların tahsilinin 

şüpheli hale gelmesi durumunda, ayrılan şüpheli 

alacak karşılığı, hasılat tutarının düzeltilmesi 

suretiyle değil, bir gider olarak finansal tablolara 

alınır. 

2.2 Stoklar 

Stoklar, elde etme maliyeti ve net gerçekleşebilir 

değerin düşük olanı ile değerlendirilmiştir. 

Stokların maliyeti tüm satın alma maliyetlerini, 

dönüştürme maliyetlerini ve stokların mevcut 

durumuna ve konumuna getirilmesi için katlanılan 

diğer maliyetleri içerir. Stokların birim maliyeti, 

ağırlıklı ortalama maliyet yöntemi ile belirlenir. 

Net gerçekleşebilir değer, işin normal akışı içinde 

tahmini satış fiyatından tahmini tamamlama 

maliyeti ve satışı gerçekleştirmek için gerekli 

tahmini satış maliyeti toplamının indirilmesiyle 

elde edilen tutardır. 


amortisman oranı 

Yeraltı ve yerüstü düzenleri %5 - %15 

Binalar 

Makine ve Teçhizat (*) 

Taşıtlar 

Demirbaşlar 

%2 

%10 - %20 

%20 

%5 - %16 

* petrol ve doğal gaz üretim, makine ve teçhizat dahil. 

UMS 2 Stoklar standardı stok maliyetlerinin 

belirlenmesinde mümkün olduğu durumlarda 

gerçek parti maliyet yönteminin, gerçek 

maliyetinin belirlenemediği durumlarda ise İlk 

giren ilk çıkar yöntemi (FIFO) veya Ortalama 

Maliyet Yönteminin kullanılmasını önermektedir. 

Maliyet; ilk madde ve malzeme, yarı mamul, emtia 

ve diğer stoklar için hareketli ağırlıklı ortalama 

maliyet yöntemi kullanılarak belirlenmiştir 

Şirket mali tablolarında amortisman oranı olarak 

Vergi Usul Yasası’nda belirtilen ekonomik ömürleri 

dikkate alarak amortisman hesaplamıştır. 

Amortisman ayırma yöntemi olarak doğrudan 

amortisman yöntemi belirlenmiş ve amortisman 

gideri hesaplanmıştır. Kullanılan amortisman 

oranları yandaki tabloda belirtilmiştir. 

Amortisman oranlarının asgari olarak her 

hesap dönemi sonunda gözden geçirilmesi 

gerekmektedir. Diğer taraftan yine maddi 

varlıklarda değer düşüklüğünün olup olmadığına 

ilişkin testlerin yapılması gerekir. Ancak henüz 

böyle bir çalışma gerçekleştirilmemiş olmakla 

birlikte, değer azalmasının olduğu bir varlık grubu 

da bulunmamaktadır. 

2.3.2 Maddi Olmayan Duran Varlıklar 

Maddi Duran varlıklar, özel maliyetler, haklar 

ve diğer maddi olmayan duran varlıklardan 

oluşmaktadır. Söz konusu maddi olmayan duran 

varlıklar tahmini kullanım süresine göre itfa 

edilirler. 

varlıkların kullanım değeri, bu varlıkların sürekli 

kullanımından ve satışlarından elde edilecek 

net nakit girişlerinin, uygun bir iskonto oranı ile 

iskonto edilmiş net bugünkü değerlerini ifade 

eder. 

Ancak bilanço döneminde böyle bir tespit söz 

konusu değildir. 

2.6 Borçlanma Maliyetleri 

Finansal borçlardan kaynaklanan finansman 

maliyetleri, özellikli varlıkların iktisabı veya inşası 

ile ilişkilendirildikleri takdirde, özellikli varlıkların 

maliyet bedeline dahil edilirler. Özellikli varlıklar 

amaçlandığı şekilde kullanıma veya satışa 

hazır hale getirilmesi uzun bir süreyi gerektiren 

varlıkları ifade eder. Diğer borçlanma maliyetleri 

oluştuğu dönemde gelir tablosuna kaydedilir. 

2.7 Finansal Araçlar 

Finansal araçlar aşağıdaki finansal varlık ve 

borçlardan oluşmaktadır. 

Hazır Değerler 

Kasa, bankalar ve yoldaki paralar hazır değerleri 


olmaması nedeniyle, gerçeğe uygun değerleriyle 

aynı olduğu varsayılmaktadır. 

Gerçeğe uygun değer; herhangi bir finansal 

aracın, alım satıma istekli iki taraf arasında, 

muvazaadan arındırılmış olarak el değiştirdiği 

değer olup, öncelikle ilgili varlığın borsa değeri, 

borsa değerinin oluşmaması durumunda ise 

değerleme gününde bu tanıma uygun alım satım 

değeri, gerçeğe uygun değer olarak kabul edilir. 

Ticari Alacaklar 

Ticari alacaklar, alıcılara doğrudan mal ve hizmet 

satmak suretiyle yaratılan finansal varlıklardır. 

Ticari alacakların iskonto edilmiş ve şüpheli 

alacak karşılığı ayrılmış değerlerinin, varlıkların 

gerçeğe uygun değerine eşdeğer olduğu 

varsayılmaktadır. 

İlişkili Taraflar 

Ekteki mali tablolarda konsolidasyon 

kapsamındaki şirketler (direkt) ve bu şirketler 

tarafından kontrol edilen şirketler (dolaylı), 

iştirakler, proje ortakları ilişkili taraf olarak kabul 

edilmiştir. 

2.3 Duran Varlıklar 

2.3.1 Maddi Duran Varlıklar 

1 Ocak 2005 tarihinden önce satın alınan maddi 

duran varlıklar 31 Aralık 2004 tarihi itibarıyla 

enflasyonun etkilerine göre düzeltilmiş maliyet 

değerlerinden birikmiş amortisman ve kalıcı 

değer kayıpları düşülerek; 1 Ocak 2005 tarihinden 

itibaren satın alınan maddi duran varlıklar ise 

maliyet değerlerinden birikmiş amortisman ve 

kalıcı değer kayıpları düşülerek yansıtılmıştır. 

İşletmede bir yıldan fazla süre kullanılacağı 

tahmin edilen maddi duran varlıklar, ilk defa 

maliyet bedelleri ile kayda alınırlar. Daha sonraki 

dönemlerde de maliyet bedeli ile değerlenirler. 

Maddi duran varlığın maliyet değeri, alış fiyatı, 

ithalat vergileri ve iadesi mümkün olmayan satın 

alma vergileri, maddi duran varlığı kullanıma 

hazır hale getirmek için yapılan masraflar ve söz 

konusu maddi duran varlığın edinimi amacıyla 

kullanılmış kredilerin söz konusu maddi duran 

varlığın yatırım aşamasındayken katlanılmış faiz 

giderlerinden oluşmaktadır. 

2.4 Şerefiye 

1 Ocak 2005 tarihinden itibaren TFRS 3 

“İşletme Birleşmeleri” çerçevesinde, iktisap 

edilen tanımlanabilir varlık, yükümlülük ve 

şarta bağlı yükümlülüklerin makul değerinin 

satın alma bedelini aşan kısmı şerefiye olarak 

muhasebeleştirilir. İşletme birleşmesi sırasında 

oluşan şerefiye amortismana tabi tutulmaz, 

bunun yerine yılda bir kez veya şartların değer 

düşüklüğünü işaret ettiği durumlarda daha sık 

aralıklarla değer düşüklüğü tespit çalışmasına 

tabi tutulur. 

Grup’un TFRS 3 “İşletme Birleşmeleri” kapsamında 

bir şerefiye hesabı bulunmamaktadır. 

2.5 Varlıkların Değer Düşüklüğü 

Varlıkların kayıtlı değerlerinin, geri kazanılabilir 

değerlerinden fazla olduğu durumlarda, değer 

düşüklüğü karşılığı ayırmak suretiyle, varlığın 

kayıtlı değeri geri kazanılabilir tutarına indirilir ve 

karşılık gelir tablosuna gider olarak yansıtılır. 

Diğer taraftan; nakit üreten varlıkların geri 

kazanılabilir tutarı, net satış fiyatları ile kullanım 

değerlerinden yüksek olanıdır. Bahse konu 

Kasadaki paralar Türk Lirası ve dövizli 

bakiyelerden oluşmaktadır. Türk Lirası bakiyeler 

kayıtlı değeriyle, dövizli bakiyelerse bilanço 

tarihindeki T.C. Merkez Bankası döviz alış kuru 

ile değerlenerek kayıtlarda gösterilmektedir. 

Aktiflerin değerlemesinde döviz alış kuru, 

yükümlülüklerin değerlemesinde döviz satış kuru 

uygulanır. 

Banka mevduatları, vadeli ve vadesiz 

mevduatlardan ve bu mevduatların faizlerinden 

oluşmaktadır. Türk Lirası mevduatlar maliyet 

değerleriyle, döviz tevdiat hesapları ise bilanço 

tarihindeki Merkez Bankası döviz alış kuru 

kullanılmak suretiyle Türk Lirası’na çevrilmiş 

değerleriyle kayıtlarda gösterilmektedir. 

Yabancı para cinsinden hazır değerlerin, bilanço 

tarihindeki geçerli kurlardan Türk Lirası’na 

çevrilmiş olması sebebiyle, bu varlıkların gerçeğe 

uygun değerlerinin kayıtlı değerlerine eşdeğer 

olduğu kabul edilmektedir. 

Banka mevduatları, kasanın kayıtlı değerlerinin 

ve alınan çeklerin, bu varlıkların kısa vadelerde 

elden çıkarılmaları ve değer düşüklüğü riski 

Kısa ve Uzun Vadeli Banka Kredileri ve Ticari 

Borçlar 

Kısa ve uzun vadeli banka kredileri, anapara 

ve bilanço tarihi itibariyle tahakkuk eden faiz 

giderlerinin toplanması sonucu oluşan değerlerin 

etkin faiz oranı yöntemi ile iskonto edilmiş tutarları 

ile kayıtlarda gösterilmektedir. Ticari borçlar, 

satıcılardan doğrudan mal ve hizmet almak 

suretiyle oluşan finansal borçlar olup iskonto 

edilmiş tutarları ile bilançoda gösterilmektedir. 

Finansal Yatırımlar 

Aktif bir piyasada kayıtlı bir fiyatı bulunmayan 

ve gerçeğe uygun değeri güvenilir bir şekilde 

ölçülemeyen özkaynağa dayalı finansal araçlar 

maliyet değerleriyle raporlanırlar. 

2.8 Karşılıklar, Koşullu Borçlar 

ve Yükümlülükler 

Grup yönetimi, geçmiş olaylardan kaynaklanan 

mevcut bir hukuki veya zımni yükümlülüğün 

bulunduğu, bu yükümlülüğün yerine getirilmesi 

için ekonomik fayda içeren kaynakların 

işletmeden çıkmasının muhtemel olduğu ve 

söz konusu yükümlülük tutarının güvenilir bir 

biçimde tahmin edilebildiği durumlarda, ilişikteki 


konsolide finansal tablolarda söz konusu 

yükümlülük tutarı kadar karşılık ayırmaktadır. 

Şarta bağlı yükümlülükler, ekonomik fayda 

içeren kaynakların işletmeden çıkma ihtimalinin 

muhtemel hale gelip gelmediğinin tespiti amacıyla 

sürekli olarak değerlendirmeye tabi tutulur. 

Ekonomik fayda içeren kaynakların işletmeden 

çıkma ihtimalinin uzak olduğu durumlar hariç 

finansal tablo dipnotlarında açıklanır. Ekonomik 

faydanın işletmeye gireceğinin muhtemel hale 

gelmesi halinde, koşullu varlıkla ilgili olarak 

finansal tablo dipnotlarında açıklama yapılır. 

Ekonomik faydanın işletmeye gireceğinin kesine 

yakın hale gelmesi durumunda ise, söz konusu 

varlık ve bununla ilgili gelir değişikliğinin olduğu 

tarihte konsolide finansal tablolara alınır. 

2.9 Kurum Kazancı Üzerinden 

Hesaplanan Vergi 

2.9.1 Kurumlar Vergisi 

Türkiye’de kurumların ticari kazancına vergi 

yasaları gereğince indirimi kabul edilmeyen 

giderlerin ilave edilerek, vergi yasalarında 

yer alan istisnaların indirilerek bulunacak 

yasal vergi matrahına uygulanan kurumlar 

vergisi oranı % 20’dir. Türk vergi mevzuatına 

göre mali zararlar, gelecekte oluşacak kurum 

kazancından mahsuplaştırılmak üzere beş yıl 

süre ile taşınabilir. Ancak, mali zararlar, geçmiş 

yıl karlarından mahsup edilemez. Türkiye’de 

ödenecek vergiler konusunda vergi idaresi ile 

mutabakat sağlama gibi bir uygulama yoktur. 

Kurumlar vergisi beyannameleri hesap döneminin 

kapandığı ayı takip eden dördüncü ay içerisinde 

verilir. Vergi incelemesine yetkili makamlar, 

hesap dönemini takip eden beş yıl süresince 

vergi beyannamelerini ve bunlara temel olan 

muhasebe kayıtlarını inceleyebilir ve bulguları 

neticesinde yeniden tarhiyat yapabilirler. 

Konsolidasyon’a tabi şirketler, bu şirketler 

vasıtasıyla yürütülen projelerin, kanunların 

üzerinde yaptırıma sahip anlaşmalarında 

tanımlanan hükümlere uygun olarak 

vergilendirilirler. 

2.9.2 Ertelenen Vergi 

Ertelenen vergiler, yükümlülük metodu 

kullanılarak, varlıkların ve yükümlülüklerin 

indirilebilir vergi matrahı ile bunların mali 

tablolardaki kayıtlı tutarları arasında oluşan geçici 

farklar üzerinden hesaplanmaktadır. Başlıca 

geçici farklar, gelir ve giderlerin tebliği ile vergi 

kanunlarına göre değişik mali tablo dönemlerinde 

muhasebeleşmesinden kaynaklanmaktadır. 

Ertelenen vergi yükümlülüğü vergiye tabi tüm 

geçici farklar için hesaplanırken, indirilecek geçici 

farklardan oluşan ertelenen vergi alacakları, 

gelecek dönemlerde vergiye tabi kazançlarının 

olacağı varsayımıyla hesaplanmaktadır. 

Şirket ertelenen vergi varlık ve yükümlülüklerini 

bilanço kalemlerinin Sermaye Piyasası Kurulu’nun 

Tebliğ XI-29 hükümleri ile yasal finansal tabloları 

arasındaki farklı değerlendirilmelerin sonucunda 

ortaya çıkan geçici farkların etkilerini dikkate 

alarak hesaplamaktadır. 

Konsolidasyon kapsamında bulunan şirketlere ait 

vergi varlıkları ve yükümlülükleri konsolidasyon 

sırasında olduğu gibi kayıtlara alınmıştır. 

Ertelenmiş vergi yükümlülükleri, Grup’un geçici 

farklılıkların ortadan kalkmasını kontrol edebildiği 

ve yakın gelecekte bu farkın ortadan kalkma 

olasılığının düşük olduğu durumlar haricinde, 

bağlı ortaklık ve iştiraklerdeki yatırımlar ile 

ilişkilendirilen vergilendirilebilir geçici farkların 

tümü için hesaplanır. Bu tür yatırım ve paylar ile 

ilişkilendirilen vergilendirilebilir geçici farklardan 

kaynaklanan ertelenmiş vergi varlıkları, yakın 

gelecekte vergiye tabi yeterli kar elde etmek 

suretiyle söz konusu farklardan yararlanmanın 

kuvvetle muhtemel olması ve gelecekte ilgili 

farkların ortadan kalkmasının muhtemel olması 

şartlarıyla hesaplanmaktadır. 

2.10 Arama, Hazırlık ve Geliştirme Gideri 

Petrol arama ve üretim sektöründe giderler; 

• Arama Giderleri 

• Elde Etme Giderleri 

• Geliştirme Giderleri 

• Üretim Giderleri 

olmak üzere dört temel kısımdan oluşmaktadır. 

1-Arama Giderleri 

Arama ruhsatının alınmasından ticari petrol keşfi 

yapılmasına kadar ki süreç içerisinde yapılan 

giderler genel olarak arama gideri olarak kabul 

edilir. 

2-Elde Etme Giderleri 

Petrol hakkına sahip olmak için katlanılan tüm 

giderlerdir. 

3-Geliştirme Giderleri 

Sahanın elde edilmesi ve petrol arama 

aşamalarını takiben yapılan giderlerdir. 

4-Üretim Giderleri 

Petrolün üretimi aşamasında katlanılan 

giderlerdir. 

Uluslararası Finansal Raporlama Standardı 6: 

Maden Kaynaklarının Arama ve Değerlendirilmesi 

Standardı yalnızca arama ve değerlendirme 

giderlerinin muhasebeleştirilmesini konu 

edinmekte, arama ruhsatının alınmasından 

önce katlanılan giderleri, geliştirme giderlerini ve 

üretim giderlerini kapsam dışı bırakmaktadır. 

Arama, hazırlık ve geliştirme giderleri Petrol 

Kanunu gereği gelir tablosuna alınabiliyorken 

şirket uluslararası muhasebe standartlarına 

göre raporlama da bulunduğu için ilgili giderleri 

aşağıda uygulaması açıklanan başarılı sonuç 

metoduna göre muhasebeleştirmiştir. Açılan 

kuyunun faaliyeti ile ilgili yapılan yeraltı ve yerüstü 

düzenleri (platform, boru hatları ve benzeri 

giderler) ile petrol veya doğal gaz araması 

yapmak veya sondaj aşamasında kullanılmak 

için alınan makine, teçhizat ve diğer duran 

varlıklar aktifleştirilmekte ve amortisman yolu ile 

itfa edilmektedir. 

Yurt dışı ortak işletim anlaşmaları dolayısıyla 

ödenen tutarlar (yatırımlar ve alacaklar) 

aktifleştirilmekte, bilahare petrol keşfi olması 

durumunda elde edilen gelirler ile itfa edilmektedir. 

Yeterli petrolün kalmaması durumunda itfa 

edilemeyen yatırım ve/veya alacak bakiyesi 

giderleştirilmektedir. 

Casing gibi sondaj malzemeleri arama faaliyetinin 

sonucuna göre işleme tabi tutulmaktadır. 

Kuyu başarılı ise casing aktifleştirilmekte ve 

amortisman ayrılmakta, kuyu kuru ise zarar 

kaydedilmektedir. 

2.11 Petrol Muhasebesi 

Başarılı Sonuç Metodu 

Bu yöntemdeki temel öngörü, üretim öncesi 

giderlerin üretilebilir petrol rezervlerinin bulunması 

ile aktifleştirilmesi ve amortisman yoluyla mamul 

maliyetine yansıtılmasıdır. Başka bir ifade ile, 

Başarılı Sonuç Yönteminde üretim öncesi giderler, 

arama faaliyetinde başarı sağlandığı taktirde 

mamul maliyetiyle ilişkilendirilmektedir. Başarısız 

arama faaliyetleri için katlanılan üretim öncesi 

giderler dönem gideri olarak kabul edilmekte ve 

direkt olarak gelir tablosuna yansıtılmaktadır. Bu 

yöntemin alternatifi olan Tam Maliyet Yönteminde 

ise (Full Cost Method) üretim öncesi araştırma ve 

değerlendirme harcamaları sonuç başarılı olsun 

veya olmasın aktifleştirilmekte ve amortismana 

tabi tutulmaktadır. 

Şirket, petrol arama ve geliştirme 

maliyetlerini başarılı sonuç metoduna göre 

muhasebeleştirmektedir. Geliştirme giderleri, 

kanıtlanmış sahalarda petrol veya doğalgaz 

üretimini hızlandırmak için katlanılan maliyetler 

olup, bu faaliyetler hedefine ulaşmasa dahi, 

tutarlar aktifleştirilmektedir. 

Rezervlerin bulunması halinde aktifleştirilen 

petrol arama ve geliştirme maliyetleri, her yılki 

fiili üretimin, dönem başı toplam tahmini rezerv 

miktarına bölünmesiyle bulunan itfa oranı ile 

tükenmeye tabi tutulur. 

Petrol ve Doğal Gaz Rezerv Tahminleri 

Grup’un ana faaliyetini oluşturan ispat edilmiş 

(kanıtlanmış) petrol ve doğal gaz rezervleri, 

jeolojik ve mühendislik verilerine göre, mevcut 

ekonomik ve faaliyet koşulları altında, bilinen 

kuyulardan (depo) makul ihtimaller dâhilinde, 

ileriki dönemlerde elde edilebileceği beklenen 

tahmini petrol ve doğal gaz miktarlarıdır. 

Mevcudiyeti kanıtlanmış rezervler, mevcut 

kuyulardan, mevcut makine ve işletim yöntemleri 

kullanılarak elde edilmesi beklenen doğal kaynak 

rezervleridir. Petrol ve doğal gaz rezervleri 


tahmininde şirket yönetiminin varsayım ve 

beklentileri baz alınmıştır. 

2.12 Kuyu Terk Etme Yükümlülükleri 

Kuyu terk etme yükümlülükleri, genel olarak bir 

kuyunun açılması veya faaliyete başlamasıyla 

birlikte kayda alınan ve bu kuyunun terk edilmesi 

sonucu katlanılması gereken yükümlülükleri 

kapsar. Bir kuyunun maliyetlerinde gerçekleşen 

artışlarla birlikte terk etme yükümlülüklerinin de 

artması söz konusudur. Bunun yanı sıra zaman 

içerisinde bu yükümlülükler güncel bedellerini 

yansıtmak amacıyla artarken, aynı şekilde bu 

yükümlükleri doğuran kuyular ise tükenmeye tabi 

olup zaman içerisinde itfa olurlar. 

2.13 Çalışanlara Sağlanan Faydalar 

Belirli Katkı Planları 

Türkiye’deki mevcut sosyal güvenlik 

düzenlemelerine göre, çalışan, istifa ve haklı 

gerekçeler dışında işten ayrılması ve bir yılı 

doldurması durumunda kıdem tazminatını 

hak etmektedir. Şirket buna uygun şekilde, 

mevcut yükümlülüğünü hesaplamaktadır. Bu 

yükümlülüğün bugünkü değerini ifade etmesi 

için etkin faiz oranı ile iskontoya tabi tutulur. Bu 

hesaplamalardan doğan tüm kazanç ve kayıplar 

gelir tablosu hesaplarında raporlanır. 

Güncellenmiş olan UMS 19 Çalışanlara Sağlanan 

Faydalar Standardı (“UMS 19”) uyarınca söz 

konusu türdeki ödemeler tanımlanmış emeklilik 

fayda planları olarak nitelendirilir. Bilançoda 

muhasebeleştirilen kıdem tazminatı yükümlülüğü, 

tüm çalışanların emeklilikleri dolayısıyla ileride 

doğması beklenen yükümlülük tutarlarının 

net bugünkü değerine göre hesaplanmış ve 

finansal tablolara yansıtılmıştır. Hesaplanan tüm 

aktüeryal kazançlar ve kayıplar gelir tablosuna 

yansıtılmıştır. 

Belirli Fayda Planları 

Şirket çalışan personelinin sosyal güvenlik 

haklarına karşılık gelmek üzere bir resmi güvenlik 

kuruluşu olan Sosyal Güvenlik Kurumu’na aylık 

olarak ödemeler yapmaktadır. Bu ödemeler 

nihaidir. 

2.14 Nakit Akım Tablosu 

Nakit akım tablosunda, döneme ilişkin nakit 

akımları esas, yatırım ve finansman faaliyetlerine 

dayalı bir biçimde sınıflandırılarak raporlanır. 

Esas faaliyetlerden kaynaklanan nakit akımları, 

Grup’un ham petrol, doğalgaz satışı ve teknik 

hizmet faaliyetlerinden kaynaklanan nakit 

akımlarını gösterir. Yatırım faaliyetleriyle ilgili 

nakit akımları, Grup’un yatırım faaliyetlerinde 

(sabit yatırımlar ve finansal yatırımlar) kullandığı 

ve elde ettiği nakit akımlarını gösterir. Finansman 

faaliyetlerine ilişkin nakit akımları, Grup’un 

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 Amerikan 

Doları (USD) cinsinden raporlanması sürecinde, 

yurtdışı iştiraklerin resmi kayıtları Amerikan 

Doları (USD) cinsinden gerçekleştiğinden dolayı 

herhangi bir kur farkı ortaya çıkmamıştır. 

Yalnızca TPAO Merkez ve Bölge Müdürlükleri 

ile konsolidasyon kapsamındaki şirketlerden 

TPIC’in bağlı ortaklığı konumundaki TPPD resmi 

kayıtlarını ve finansal tablolarını Türk Lirası 

(TL) cinsinden raporlamaktadır. Söz konusu 

TL finansal tablolar raporlama para birimi olan 

Amerikan Doları (USD)’na çevrilirken ortaya 

çıkan kur farkları özkaynak olarak sınıflandırılmış 

ve Grup’un çevrim fonuna transfer edilmiştir. 

Söz konusu çevrim farklılıkları yabancı faaliyetin 

elden çıkarıldığı dönemde gelir tablosuna 

kaydedilir. 

Söz konusu TL kayıtların USD’ye çevrilmesinde 

bilanço kalemleri için dönem sonu kapanış kuru, 

gelir ve gider kalemleri için ise ortalama kurlar 


2.16 İlişkili Taraflar 

Aşağıdaki kriterlerden birinin varlığında, taraf 

Grup ile ilişkili sayılır: 

(a) Söz konusu tarafın, doğrudan ya da dolaylı 

olarak bir veya birden fazla aracı yoluyla: 

i.Grup’u kontrol etmesi, Grup tarafından kontrol 

edilmesi ya da Grup ile ortak kontrol altında 

bulunması (ana ortaklıklar, bağlı ortaklıklar ve 

aynı iş dalındaki bağlı ortaklıklar dahil olmak 

üzere); 

ii.Grup üzerinde önemli etkisinin olmasını 

sağlayacak payının olması; veya 

iii.Grup üzerinde ortak kontrole sahip olması; 

(b) Tarafın, Grup’un bir iştiraki olması; 

(c) Tarafın, Grup’un ortak girişimci olduğu bir iş 

ortaklığı olması; 

(d) Tarafın, Grup’un veya ana ortaklığının kilit 

yönetici personelinin bir üyesi olması; 

(e) Tarafın, (a) ya da (d) de bahsedilen herhangi 

bir bireyin yakın bir aile üyesi olması; 

(f) Tarafın; kontrol edilen, ortak kontrol edilen 

ya da önemli etki altında veya (d) ya da (e)’de 

bahsedilen herhangi bir bireyin doğrudan ya da 

dolaylı olarak önemli oy hakkına sahip olduğu bir 

işletme olması; veya 

(g) Tarafın, işletmenin ya da işletme ile ilişkili 

taraf olan bir işletmenin çalışanlarına işten 

ayrılma sonrasında sağlanan fayda planları 

olması,gerekir. 

İlişkili taraflarla yapılan işlem, ilişkili taraflar 

arasında kaynaklarının, hizmetlerin ya da 

yükümlülüklerin bir bedel karşılığı olup olmadığına 

bakılmaksızın transferidir. 

Yukarıdaki kriterler doğrultusunda şirketin 

belirlediği ilişkili taraflarla yapılan ticari ve diğer 

faaliyetler ilgili dipnotlarda detaylandırılmıştır. 

2.17 Hisse Başına Kazanç 

Gelir tablosunda belirtilen hisse başına kazanç, 

net karın, raporlama dönemi boyunca piyasada 

bulunan hisse senetlerinin ağırlıklı ortalama 

adedine bölünmesiyle bulunmaktadır. 

2.18 Bilanço Tarihinden Sonraki Olaylar 

Bilanço tarihinden sonraki olaylar; kara ilişkin 

herhangi bir duyuru veya diğer seçilmiş finansal 

bilgilerin kamuya açıklanmasından sonra ortaya 

çıkmış olsalar bile, bilanço tarihi ile bilançonun 

yayımı için yetkilendirilme tarihi arasındaki 

tüm olayları kapsar. Bilanço tarihinden sonraki 

düzeltme gerektiren olayların ortaya çıkması 

durumunda, mali tablolara alınan tutarları bu 

yeni duruma uygun şekilde düzeltilmekte, 

bilanço tarihinden sonra ortaya çıkan düzeltme 

gerektirmeyen olayların olması halinde ise 

önemli olması durumunda ilgili dönemde 

açıklanmaktadır. 

2.19 Şarta Bağlı Varlıklar ve Yükümlülükler 

Geçmiş olaylardan kaynaklanan ve mevcudiyeti 

işletmenin tam olarak kontrolünde bulunmayan 

gelecekteki bir veya daha fazla kesin olmayan 

olayın gerçekleşip gerçekleşmemesi ile 

teyit edilebilmesi mümkün yükümlülükler 

ve varlıklar mali tablolara alınmamakta ve 

şarta bağlı yükümlülükler ve varlıklar olarak 

değerlendirilmektedir. 


TPAO ve Bağlı Ortaklıkları 31 Aralık 2010 ve 31 Aralık 2009 

Tarihleri İtibariyle Konsolide Bilanço 

(bin dolar*) 


Tarihleri İtibariyle Konsolide Bilanço 

(bin dolar*) 

2010 2009 2010 

2009 

Varlıklar 

Kaynaklar 

Dönen Varlıklar 

2.793.155 

2.090.279 

Kısa Vadeli Kaynaklar 

1.014.894 

480.865 

Nakit ve Nakit Benzerleri 

1.998.505 

1.513.378 

Finansal Borçlar 

208.737 

85.296 


- 

- 

Ticari Borçlar 

133.722 

150.524 

Ticari Alacaklar 

268.267 

208.569 

Diğer Borçlar 

428.117 

82.886 

Diğer Alacaklar 

8.044 

34.077 

Dönem Karı Vergi Yükümlülüğü 

26.534 

29.577 

Stoklar 

308.067 

212.135 

Diğer Kısa Vadeli Yükümlülükler 

217.784 

132.582 

Diğer Dönen Varlıklar 

210.272 

122.119 

Uzun Vadeli Kaynaklar 

651.586 

757.366 

Duran Varlıklar 

4.213.977 

4.073.178 

Finansal Borçlar 

33.524 

107.839 

Diğer Alacaklar 

93.701 

97.747 

Diğer Borçlar 

51 

51 


51 

53 

Borç Karşılıkları 

353.974 

411.619 

Özkaynak Yöntemiyle Değerlenen Yatırımlar 

26.102 

17.288 

Çalışanlara Sağlanan Faydalara İlişkin Karşılıklar 

113.801 

97.519 

Kuyular 

1.017.207 

1.010.487 

Diğer Uzun Vadeli Yükümlülükler 

150.235 

140.338 

Maddi Duran Varlıklar 

2.812.543 

2.630.648 

Özkaynaklar 

5.340.652 

4.925.226 

Maddi Olamayan Duran Varlıklar 

174.177 

171.493 

Ana Ortaklığa Ait Özkaynaklar 

5.340.652 

4.925.226 

Ertelenmiş Vergi Varlığı 

11.537 

10.209 

Ödenmiş Sermaye 

980.348 

980.349 

Diğer Duran Varlıklar 

78.658 

135.253 

Yabancı Para Çevrim Farkı 

151.662 

205.188 

Toplam Varlıklar 

7.007.131 

6.163.457 

Kardan Ayrılan Kısıtlanmış Yedekler 

1.064.255 

972.273 

Geçmiş Yıllar Kar / Zararları 

1.791.570 

2.378.380 

Net Dönem Karı / Zararı 

1.352.816 

389.036 

Toplam Kaynaklar 

7.007.131 

6.163.457 

* 2009 yılı çevriminde kullanılan kur 1,5057 TL, 2010 yılı çevriminde kullanılan kur 1,5460 TL'dir. 



Tarihleri İtibariyle Konsolide Gelir Tablosu 

(bin dolar*) 

TPAO 2010 Yılı Konsolide Mali Tablolarına Göre 

Çıkarılan Bazı Oranlar 


Satış Gelirleri 

2.850.823 

2.026.284 

Cari Oran (Çalışma Sermayesi Oranı) = 2,75 

Satışların Maliyeti (-) 

1.424.624 

954.172 

Asit - Test Oranı = 2,45 

Ticari Faaliyetlerden Brüt Kar (zarar) 

1.426.198 

1.072.112 

Nakit Oranı = 1,97 

Pazarlama, Satış ve Dağıtım Giderleri (-) 

123.291 

124.210 

Finansal Kaldıraç Oranı = 0,24 

Genel Yönetim Giderleri (-) 

257.022 

248.266 

Özkaynaklar / Toplam Kaynaklar= 0,76 

Araştırma ve Geliştirme Giderleri (-) 

166.395 

194.892 

Özkaynaklar / Yabancı Kaynaklar = 3,20 

Diğer Faaliyet Gelirleri 

657.664 

191.559 

Brüt Satış Karı / Net Satışlar = 0,50 

Diğer Faaliyet Giderleri (-) 

86.073 

92.961 

Net Kar / Toplam Varlıklar = 0,19 

Faaliyet Karı (Zararı) 

1.451.081 

603.341 

Özkaynak Yöntemiyle Değerlenen 

Yatırımların Kar / Zararlarındaki Paylar 

Esas Faaliyetler Dışı Finansal Gelirler 

1.545 -7.928 

348.172 102.259 

Esas Faaliyetler Dışı Finansal Giderler (-) 

Sürdürülen Faaliyetler Vergi Öncesi Karı (Zararı) 

Sürdürülen Faaliyetler Vergi Gideri (-) 

Dönemin Vergi Gideri (-) 

Ertenlenmiş Vergi Geliri 

Dönem Karı (Zararı) 

320.707 

1.516.090 

163.274 

177.269 

13.994 

1.352.816 

211.923 

485.749 

96.713 

104.889 

8.176 

389.036 

* 2009 yılı çevriminde kullanılan kur 1,5090 TL, 2010 yılı çevriminde kullanılan kur 1,5259 TL'dir. 


‹LET‹S‹M 

Genel Müdürlük 

Türkiye Petrolleri A.O. 

Söğütözü Mahallesi 2180. Cadde No: 86, 

06100 Çankaya - Ankara / TÜRKİYE 

Tel: +90 312 207 20 00 

Faks: +90 312 286 90 00 - 286 90 01 

e-posta: tpaocc@tpao.gov.tr 

web: www.tpao.gov.tr 

Bölge Müdürlükleri 


P.K. 72100 Batman / TÜRKİYE 

Tel: +90 488 213 27 10 

Faks: +90 488 213 41 49 - 213 39 14 


P.K. 39750 Lüleburgaz 

Kırklareli / TÜRKİYE 

Tel: +90 288 417 38 90 

Faks: +90 288 417 22 03 


P.K. 02040 Türmüs Yolu Üzeri 

Adıyaman / TÜRKİYE 

Tel: +90 416 227 28 11 

Faks: +90 416 227 28 07 - 18 

Yurtdışı Ofisleri 

Azerbaycan TPAO / TPOC / TPBTC Ofisi 

340 Nizami Street, 370000 ISR Plaza, 4 th Floor 

Baku / AZERBAYCAN 

Tel: +99 412 498 95 26 - 493 14 98 

Faks: +99 412 498 14 35 

e-posta: info@tpao-az.com 

TPOC Libya Ofisi 

Al Fatah Tower 1, 9 th Floor, No: 91 

Tripoli / LİBYA 

Tel: +218 21 335 14 94 - 335 14 96 - 97 

Faks: +218 21 335 14 95 

e-posta: tpoc@tpoclibya.com 

KazakTürkMunay Ltd. Ortak Şirketi 

Business Center “Okan Inter-Continental”, 

Abay Avenue, 113, 473000, 

Astana / KAZAKİSTAN 

Tel: +7 7172 39 10 25 

Faks: +7 7172 39 10 26 

e-posta: ktm@aktm.kz 

TPOC Irak Ofisi 

Baghdad Al – Wazereyah 301 Section 5 th St. 

No:6 Baghdad / IRAK 

Tel: +90 312 207 20 00 / 18 58 - 18 59 

e-posta: otekeli@tpao.gov.tr 

Bağlı Kuruluşlar 

TPIC, Türkiye Petrolleri Uluslararası Ltd. Şti. 

Söğütözü Cad. No: 27, 

06520 Ankara / TÜRKİYE 

Tel: +90 312 285 44 55 

Faks: +90 312 285 38 09 

e-posta: tpican@tpic.com.tr

www.tpao.gov.tr

2010 Yâºllâºk Rapor - TPAO

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?

2010 Yâºllâºk Rapor - TPAO