KARADENİZ HİDROKARBONLARI Özer BALKAŞ TMMOB Makine Mühendisleri Odası Web Semineri 10 Aralık 2020 Perşembe Saat 20:30 ‘‘Karadeniz Hidrokarbonları’’ başlıklı internet konferans / seminer sunumun kaydı TMMOB Makine Mühendisleri Odası Web Sitesi Enerji Köşesi Enerji Söyleşileri Bölümü’ne yüklenmiştir. Sunum videosunu izlemek için lütfen aşağıdaki bağlantıyı tıklayınız: https://www.youtube.com/watch?v=I9knOIGyVJ0&feature=emb_title SUNUMUN İÇERİĞİ: ‘‘Karadeniz Hidrokarbonları’’ başlıklı webinar sunumumda; ■ Petrol ve Doğal Gaz Endüstrisinde Katma Değer Zinciri, Arama ve Geliştirme Felsefe ve Metodolojisi ■ Petrol Endüstrimizin Evrimi, Güncel Arama ve Üretim Profili ve Terimleri ■ Karadeniz’de Petrol ve Doğal Gaz Arama, Geliştirme ve Üretim Faaliyetleri •Rusya Federasyonu •Bulgaristan •Romanya • Ukrayna •Gürcistan ■ Birleşmiş Milletler Deniz Hukuku Konvansiyonu (1982) / Karadeniz’de Deniz Yetki Alanları ■ Türkiye Petrolleri A. O.’ nun (TPAO), Karadeniz’de Petrol ve Doğal Gaz Arama Faaliyetleri, Tuna-1 Arama Kuyusu’nda Doğal Gaz Keşfi ve Sakarya Doğal Gaz Sahası Bilgileriniz için, lütfen. Özer BALKAŞ

1. KARADENİZ HİDROKARBONLARI
Özer BALKAŞ
TMMOB Makine Mühendisleri Odası, 10 Aralık 2020 Perşembe Saat 20:30
Fındıklı Rotary Kulübü, 15 Aralık 2020 Salı Saat 20:30

2. KARADENİZ HİDROKARBONLARI
Özer BALKAŞ
TMMOB Makine Mühendisleri Odası, 10 Aralık 2020 Perşembe Saat 20:30
Fındıklı Rotary Kulübü, 15 Aralık 2020 Salı Saat 20:30
KAPSAM:
■ Petrol ve Doğal Gaz Endüstrisinde Katma Değer Zinciri, Felsefe ve Metodoloji
■ Petrol Endüstrimizin Evrimi, Güncel Arama ve Üretim Profili ve Terimleri
■ Karadeniz’de Petrol ve Doğal Gaz Arama, Geliştirme ve Üretim Faaliyetleri
• Rusya Federasyonu • Bulgaristan • Romanya • Ukrayna • Gürcistan
■ Birleşmiş Milletler Deniz Hukuku Konvansiyonu (1982) / Deniz Yetki Alanları
■ Türkiye Petrolleri A. O.’nun (TPAO), Karadeniz’de Arama ve Üretim Faaliyetleri,
Tuna-1 Arama Kuyusu’nda Doğal Gaz Keşfi ve Sakarya Doğal Gaz Sahası

3. Özer BALKAŞ

4. Özer BALKAŞ

5. Özer BALKAŞ

6. Tektonik Levhalar
Çökelme
Ortamları
Petrol
Bölgeleri
Özer BALKAŞ
Çökelme Basenleri

7. Özer BALKAŞ

8. Data acquisition
Data ‘’cleaning’’
Velocity model building
Seismic imaging
Seismic
interpretation Özer BALKAŞ

9. Özer BALKAŞ
Field Geology
Formation Evaluation
and Well Log Correlation

10. Özer BALKAŞ

11. Özer BALKAŞ

12. PETROL VE DOĞAL GAZ ENDÜSTRİMİZİN GELİŞİMİ
■ 1923-1930 → Genelde liberal esasta ve özel sektör vasıtası ile kalkınma modeli. Devletin finansal durumunun zayıf
olması hedeflere ulaşamamanın başlıca nedeni.
■ 1931-1946 → Devlet, etkin ve organize olmuş bir girişimci olarak ekonomik sorumluluğu taşıyor. Karma ekonomi süreci
ve Birinci Beş Yıllık Endüstriyel Plan. Başlıca büyük kamu kuruluşlarının tesisi. 1935'de 2804 sayılı Kanunla Maden Tetkik ve
Arama Enstitüsü'nün (MTA) kurulması, arama faaliyetlerinin yoğunlaşması, Raman (1945) ve Garzan (1951) sahalarının
keşfi.
■ 1947-1960 → Türkiye; taraf olmasa da, II. Dünya savaşı koşullarından etkileniyor ve ekonomik aktivitelerde duraksama
yaşanıyor. 1950'deyenihükümetle liberal ekonomi ilkeleri benimseniyor.
■ 1954 → 6326 sayılı Petrol Yasası, petrol aramacılığını yerli ve yabancı özel şirketlere açıyor. 6327 sayılı özel Kanunla,
Türkiye Petrolleri A. O. (TPAO); petrolendüstrisinin tüm alanlarında faaliyet gösteren, Milli Petrol Şirketi olarak kuruluyor.
■ 1961-1980 → Karma ekonomi modeli benimseniyor. Birinci Beş Yıllık Kalkınma Planı ile Kamu İktisadi Teşebbüsleri'nin
(KİT); yeniden yapılanma ve yasal düzenlemelerle yatırım aktiviteleri ve operasyonları genişletiliyor. Tutarlı şekilde
gerçekleşen ilk üç plan sonrasında, ekonomik ve politik krizler nedeniyle Dördüncü Beş Yıllık Kalkınma Planı yaşama
geçirilemiyor.
■ 1973-1974 → 1702 sayılı Kanunla (iki aşamalı) petrol yasasının bazı maddelerinde yapılan değişikliklerle yeniden
milliyetçi petrol politikalara dönüş yapılıyor. Kuyubaşı petrol fiyatı TL eşdeğerine bağlanıp ekonomi limitleri zorlanıyor.
Yabancı şirketlerinaramafaaliyetleri durmanoktasınageliyor. Yenikeşifler olmayıncaüretimdüşüyor.
■ 1979-1980 → 2217 sayılı Kanunla, petrol aramaları uluslararası petrol şirketleri için daha cazip hale geliyor. Keşfedilen
petrol; zayıf TL'nin baskısından kurtarılarak, dünya pazarlarında ABD Doları fiyatları ile aynı düzeyde satılıyor. Artan
yatırımlarla, arama aktıvitesi ve üretim de artıyor. 1991'de TPAO’nun yeni keşfedip geliştirdiği sahaların devreye alınması ile
günde 85 000 varil ve yılda4 451 702 Ton (32 630 975 Varil) ile tüm zamanların en yüksek petrolüretimi değerine ulaşılıyor.
■ 1980 sonrası → Ekonomik politikalarda radikal değişimler geliyor. 24 Ocak 1980 kararları sonrasında, KİT'lerin yönetim
ve yapısal problemlerini çözmekiçin çok sayıdaKanun ve KHK yayınlanıyor. 1984itibariyleözelleştirme ajandayagiriyor.
■ 1988 → TPAO’nun; 21 Ağustos 1988 tarih ve 19906 sayılı Resmi Gazetede yayınlanan 88/13180 sayılı Bakanlar Kurulu
Kararnamesi ile yurt dışında faaliyette bulunmak üzere şirket kurma veya kurulmuş şirketlere iştirak edebilmesi
hususunda yetkili kılınması ile Jersey (İngiltere) Ticaret Siciline kayıtlı iştirakı Turkish Petroleum International Company
Limited’in(TPIC) tesisi(26 Ekim 1988). Özer BALKAŞ

13. PETROL VE DOĞAL GAZ ENDÜSTRİMİZİN GELİŞİMİ (devam)
■ 1993-1994 → TPAO’nun, yurt dışında uluslararası platformlarda ve tüm petrol alanlarında çalışma olanağı: (1) TPAO’nun,
20 Ocak 1993 tarih ve 21471 sayılı Resmi Gazetede yayınlanan 93/3981 sayılı Bakanlar Kurulu Kararnamesi ile
Kazakistan’da petrol ameliyeleri ve ticareti yapmak üzere şirket kurması ve şirketlere ortak olmasına izin verilmesi ile 4
Şubat 1993 tarihinde Kazakistan makamlarınca da tescili yapılan Kazaktürkmunay Ltd. Ortak Şirketi’nin kuruluşu. (2)
Azerbaycan’ın Hazar Denizi’ndeki megaproje olarak anılan üç petrol sahasının (Azeri, Çıralı ve Güneşli Sahası derin su
bölümü) işletilmesi için TPAO’nunda yer aldığı ve uluslararası petrol şirketlerinden oluşan ‘‘Konsorsiyum’’ un kuruluşu, 20
Eylül 1994’deBakü’de‘‘OrtakGeliştirme ve ÜretimAnlaşması’’.
■ 2013-2014 → 6491 No.lu Türk Petrol Kanunu; 30 Mayıs 2013’de kabul edildi, 28674 Sayı ve 11 Haziran 2013 tarihli
Resmi Gazetede yayınlandı. Bu Kanunun amacı, Türkiye Cumhuriyeti petrol kaynaklarının millî menfaatlere uygun olarak
hızlı, sürekli ve etkili bir şekilde aranmasını, geliştirilmesini ve üretilmesini sağlamaktır. Türk Petrol Kanununun uygulanması
ile ilgili usul ve esasları düzenlemek amacı ile; 28890 Sayı ve 22 Ocak 2014 tarihli Resmi Gazetede ‘‘Türk Petrol Kanunu
Uygulama Yönetmeliği’’ yayınlandı.
• 6491 No.lu Türk Petrol Kanunu ile Türkiye arazisi; kıyı çizgisinin sınır oluşturduğu kara ve deniz bölgelerine bölündü.
Deniz bölgeleri, karasuları içi ve karasuları dışı olarak ikiye ayrıldı. Bu Kanuna göre araştırma izni, arama ruhsatı ve işletme
ruhsatı alınmadan hiçbir petrol işlemi yapılamaz.
* Arama Ruhsatı: Kara sınırları ve karasuları içi denizlerde en büyük ruhsat alanı 1/50.000 ölçekli bir tam paftadır. En küçük
ruhsat alanı 1/50.000 ölçekli aynı pafta içerisinde kalmak kaydıyla 1/25.000 ölçekli bir tam paftadır. Münhasır ekonomik
bölge sınırları içinde ruhsatlandırmada, birer tam derecelik enlem ve boylam çizgileri arasında kalan bir derecelik alan
esasına göre; en büyük ruhsat alanı bir derecelik alan, en küçük ruhsat alanı ise bir derecelik alan içerisinde kalmak kaydı ile
1/100.000 ölçekli bir tam paftadır. Arama ruhsatının süresi, karalarda beş, denizlerde sekiz yıl olup; İlk yürürlük tarihinden
itibaren yeni bir sondaj ve yatırım programı ile karalarda yüzde 2, denizlerde ise yüzde 1 teminat verilerek yapılan
uzatmalar dâhil, karalarda dokuz (5+2+2), karasuları içi denizlerdeondört (8+3+3) yıldan fazla olamaz.
* İşletme Ruhsatı: Başvuru sahibinin talebine göre, iş ve mali yatırım programı dikkate alınarak yürürlüğe girdiği tarihten
itibaren yirmi yıl için verilir. Uygun görülmesi hâlinde, onar yılı geçmemek üzere iki defa uzatılabilir. İşletme süresi sona eren
sahalar, işletme ruhsatıverilmek üzere; TPAO’nun teklif ve görüşü alınması sonrasıBakanonayıyla müzayedeyeçıkarılabilir.
* Üretilenpetrolün sekizdebiri Devlet hissesiolarak ödenir.
* Petrol hakkı sahiplerinin, safi kazançları üzerinden ödemekle yükümlü bulundukları vergiler ve hissedarları adına
yapmalarıgereken gelir vergileri kesintisi toplamıyüzde 55 oranınıgeçemez.
* Bu Kanunun uygulanmasınailişkin usul ve esaslar Bakanlıktarafından çıkarılan yönetmeliklerledüzenlenir.
■ 2018 → 7 Aralık 2018 itibariyle, Madenve Petrol İşleri Genel Müdürlüğü(MAPEG) kurulumu tamamlandı.
Özer BALKAŞ

14. TÜRKİYE PETROLLERİ A. O. (TPAO)
TPAO, devletimizin omuzlarına mali yük oluşturmayan müstesna kamu kuruluşlarımızın başında yer almakta
olup; yurt içi ve yurt dışındaki faaliyet hacmı, uluslararası projelerdeki taahhüt ve yatırımları yanında; mevcut
varlıkları, kaynakları ve kredibilitesi ile dünya çapında bir petrol şirketidir.
7 Mart 1954 tarih ve 6327 sayılı TPAO Kanunu’nun Bakanlar Kurulu’na verdiği yetkiye dayanılarak, Esas
Mukavelesi’nin Resmi Gazete’de yayınlandığı 10 Aralık 1954 tarihinde ve petrol endüstrisinin tüm alanlarında
faaliyet gösteren Milli Petrol Şirketi özelliklerine sahip olarak kurulmuş (Tic. Sic. No: 5602).
Kuruluşundan itibaren kamu adına petrol arama, sondaj, üretim, boru hatları ile petrol taşımacılığı, rafineri
ve pazarlama faaliyetlerini yürüten tek kuruluş olan TPAO; petrol alanlarında ihtiyaç duyulan ve sayıları 15’i
geçen bağlı ortaklıklar ve iştiraklerinin kurulmasını da sağlamıştır:
Özellikle 80’li yıllarda yürürlüğe giren Kanun, KHK ve Kararlar’la faaliyet alanları daraltılan ve dikey
entegrasyonunu yitiren, bağlı ortaklıkları ve iştiraklerindeki yatırımları ve gelir payından mahrum bırakılan
TPAO; yatırım ve finansman proğramları ile işletme faaliyetlerinin yürütülmesinde, devlet ve hükümet
bürokrasisine bağımlı kalmış, yapılan provalarla kötü bir KİT elbisesi içine sığdırılmaya ve uyum sağlamaya
zorlanmıştır. Bu değişimin 90’lı ve 2000’li yıllarda da devam eden uzantıları sonucu TPAO; uluslararası
standartlar ve pratiğe uygun, dikey entegrasyona sahip bir petrol şirketi olma özelliğinden uzaklaşmış,
yetkinlikleri ve rekabet gücünden büyük kayıplar vermiştir.
Son on yılda: kara alanlarında 6.060 km 2B
sismik ve 5.600 km² 3B sismik, deniz alanlarında
ise 62.000 km 2B ve 37.000 km² 3B sismik veri.
Son on yılda; karada 93 bin, denizde 5,2 milyon
nokta gravite manyetik veri. Son on yılda;
toplamda 299 milyon varil petrol eşdeğeri
üretim. 2018 yılı ortalama TPAO üretimi:
Yurt içi: 41.800 varil/gün petrol eşdeğeri,
Yurt dışı: 66.900 varil/gün petrol eşdeğeri.
Türkiye hidrokarbonüretiminde TPAO payı: %69
Özer BALKAŞ

15. Özer BALKAŞ
7 MART 1954 TARİH VE 6326 SAYILI PETROL KANUNU İLE
BELİRLENEN 18 PETROL BÖLGESİ İLE PROSPEKTİF BASENLER

16. Özer BALKAŞ
30 MAYIS 2013’DE KABUL EDİLEN VE 11 HAZİRAN 2013’DE 28674 SAYI
İLE RESMİ GAZETEDE YAYINLANAN 6491 NO.LU TÜRK PETROL
KANUNU İLE BELİRLENEN ARAMA VE İŞLETME RUHSATLARI

17. SİSMİK
YOĞUNLUK
HARİTASI
K UYU
YOĞUNLUK
HARİTASI
Özer BALKAŞ
2018 YILI ARALIKAYI SONUİTİBARİYLEPETROL KUYULARININ CİNSLERİNEGÖRETOPLAMADETVEMETRAJLARI

18. 2018 YIL SONU İTİBARİYLE TÜRKİYE HAM PETROL REZERVLERİ
TOPLAM 7 378 390 401 1 074 859 105 1 463 997 632 208 493 169 1 095 226 352 155 617 489 368 771 280 52 875 680
2018 YIL SONU İTİBARİYLE TÜRKİYE DOĞAL GAZ REZERVLERİ
TOPLAM 25 848 484 470 20 058 581 801 16 131 434 102 3 927 147 699
Özer BALKAŞ

19. Annual Oil Production 1954-2010
Drilling & Production Activities
1976-2011
Özer BALKAŞ

20. Yerli Ham Petrol Üretimi Trendi,PetForm
Özer BALKAŞ

21. PETROLEUMRESOURCES MANAGEMENT SYSTEM(2007) - SPE, WPC,AAPG, and SPEE
Özer BALKAŞ

22. Özer BALKAŞ

23. ■ Hubbert‘in ‘Peak Oil’ Teorisi:
• Hubert zirve teorisi, petrol gibi fosil yakıtların
üretim oranının zil şeklinde bir eğriyi (Hubbert
Curve) takip ettiklerini ifade eder (M.King
Hubbert, A report for the American Petroleum
Institute in 1956). Üretim değerleri; zaman
içinde; önce hızlı şekilde artar, sonra zirveye
(peak oil) ulaşmak zorundadır. Daha sonra da
düşüş sunar.
• İspatlanmış petrol rezervlerinin %90’ından büyük bir bölümü Hubbert eğrisi zirvesine ulaşmış durumdadır.
Global petrol talebinin yılda ortalama %2 oranında arttığı dikkate alındığında 2030 yılında günlük petrol
tüketimi 105 milyon varil seviyelerine ulaşacaktır.
• Enerji tüketim yoğunlukları en yüksek olan ABD, AB ülkeleri, Çin ve Hindistan dünyadaki en büyük enerji
pazarlarını oluşturmaktadır. Söz konusu ülkeler olası fiyat–arz şoklarından korunmak ya da enerji arz
güvenliklerini sağlamak için enerji tedarik bölgeleri ve kaynaklarını çeşitlendirmenin çabası içindedirler.
• Petrol rezervlerinin tepe noktasına ulaşmasıyla bu dört ülke/bölge’nin enerji güvenliği alanında alacakları
önlemler ve izleyecekleri politikalar global arenada yeni mücadeleleri başlatacak, enerji politikalarını
şekillendirecek ve geleceğe yön verecektir.
Peak Oil Prediction Scenarios (WorldProduction),Wikipedia
Özer BALKAŞ

24. ■ Enerji arz güvenliği: “Ekonominin ihtiyacı olan yeterli miktarda
kaliteli ve temiz enerjinin; tüketicilerce, uygun fiyatlarla ve
kesintisiz olarak temin edilmesi”
• Yeterli • Maliyeti karşılanabilir • Güvenli • Zamanında
• Temiz • Kesintisiz
Özer BALKAŞ

25. Özer BALKAŞ

26. Black Sea - Tectonic history and
paleogeography; Anatoly M. Nikishin et al.,
Marine and Petroleum Geology, January 2015
Özer BALKAŞ

27. ■ KARADENİZ BASENİ’NİN JEOLOJİK EVRİMİ:
Karadeniz Baseni Kretase’de (65 milyon yıl) dalma batma ortamı
üzerindeydi. Yay gerisindeki riftleşme Geç Barremian –Aptian’da
(120-125 milyon yıl) başladı. Bunu, Cenomanian’de (95 milyon yıl)
okyanus kabuğunun yayılmasından önce Albian’deki(100 milyon
yıl) volkanik yayın gelişmesi takip etti. Okyanus kabuğunun
yayılması Santonian’de (84 milyon yıl) sona erdi. Bu olayı,
volkanizmanın Geç Santonian – Campanian’de (75-84 milyon yıl)
maksimuma ulaşması ile volkanik yayın Pontidlere göç etmesi
takip etti. Maykopian (Paratethys) baseni, sıkışmalı bir bölgesel
ortamda oluştu.
■ SONUÇLAR:
• Doğu ve Batı Karadeniz basenleri yay gerisi yapılardır. Asıl
bölgesel riftleşme fazıGeç Barremian –Albian sürecinde oluştu.
Bu basenler, Cenomanian’den Orta Santonian’e kadar, okyanus
kabuğunun yayıldığıve kıtasal kabuğun büyük ölçekte gerilip
genişlediği yerlerdi.
• Geç Santonian’den itibaren, termal çökme Andrusov ve Shatsky
kıtasal kesimlerini etkiledi. Geç Santonian – Eocene (40-84 milyon
yıl) çökelleri,şelfin derin kesiminin yoğun sıkılaştırılmış
çökelleridir.
• Batı Karadeniz’in güney ve güneybatıkesimlerinde gözlenen
Paleocene ve Eocene türbiditbasenleri;Türkiye ve Balkanlardaki
orojenik kesimlerin sıkışması, bindirme ve yükselmesinin
sonucunda oluşmuştur.
• Karadeniz’in derin su basenleri, Oligecene’den (25-30 milyon yıl)
beri hızlı sedimantasyona tabi kalmış ve çoğunluklaşeyl çökelimi
olmuştur. İstanbul Boğazı’ndan çok uzakta olmayan kanallı sistem
kayıtları, Boğaziçi’nin, Eocene’den (40 milyon yıl) günümüze
kadar sürekli bir boğaz olduğuna işareteder.
120-125 milyon yıl
100 milyon yıl
85-95 milyon yıl
75-84 milyon yıl
30 milyon yıl Özer BALKAŞ
Black Sea - Tectonic history and
paleogeography; Anatoly M. Nikishin et al.,
Marine and Petroleum Geology, January 2015

28. Özer BALKAŞ

29. Maria-1 on the Zapadno -
Chernomorskaya license area
RUSYA FEDERASYONU KARADENİZ BÖLGESİ
• Rosneft;Nisan 2012’de,Zapadno– Chernomoskaya derin su ruhsatını
geliştirmek için Eni ile stratejik işbirliği anlaşmasıimzaladı.Rosneft,sahada çok
sayıda prospektolduğunu ve büyük olan üçünden 3.5 milyar variltoplam petrol
rezervibeklendiğini söyledi.Sondajöncesinde;4000 km 2Dve 3000 km²
üzerinde 3Dsismik verieldesiile kapsamlıjeolojik değerlendirmeleryapıldı.
• Rosneft,Zapadno-Chernomorskayaruhsatındakiilk süperderin arama kuyusu
Maria-1’in sondajını (Su derinliği 2109 m, gerçek kuyu derinliği5265 m) Mart
2018’de tamamladı. Hedeflenen sonuçlaraulaşılmamasıve petrolkeşfi
gerçekleşmeyince,Eniprojeden ayrılma kararıaldı.Batılı ülkelerin Rusya’ya
getirdiği sınırlamalar da gelişmelerde etkili oldu.
• Rosneft,aynı zamanda;Krasnodorbölgesinde,11200 km²alana sahip
Tuapsinskyçukuru ruhsatında ortak arama girişimi için ExxonMobilile anlaşma
imzaladı. Rosneft%66.7, ExxonMobilise %33.3 hisseye sahip.Sismik veri eldesi
tamamlanan ruhsatta, yorum sürecisonrasıilk arama kuyusu kazılacaktı.
• ABD yönetimi; Ağustos 2017’de Rusya’ya uyguladığıyaptırım paketi ile, petrol
şirketlerine yapılacak mali yardımı sınırlamıştı. ExxonMobiltemsilcilerinin Mart
2018’de açıkladığı gibi; şirketler, Rosneft’le ortak girişimlerinin bazılarından çekildi.
Özer BALKAŞ

30. UKRAINE
ROMANIA
BULGARIA TURKEY
Özer BALKAŞ

31. GALATA GAZ SAHASI
• Karadeniz kıta şelfi üzerinde ve Varna’nın 25 km güneydoğusundaki gaz
sahası, 1993 yılında Texaco (Operatör, %20), Enterprise (%20), OMV (%10)
ve Bulgaristan Jeoloji ve Mineral Kaynakları Komitesi (%50) tarafından
Üst Kretase – Üst Paleosen yaşlı kalkarenit rezervuarda keşfedilmiştir. Su
derinliği 35 metre olup, Bulgaristan’ın denizdeki ilk ticari gaz keşfidir.
• Texaco ve ortakları, bilahare Galata-2 ve Bogdanov East-1 tespit
kuyularını kazmış. Saha, daha sonra Melrose Resources plc. (UK)
tarafından geliştirilmiştir. Geliştirme projesinin çoğu 2003 ve 2004’de
gerçekleşmiştir.
• Varna’da inşa edilen üç ayaklı Galata üretim platformu lokasyona taşınmış ve kazılan 2 üretim kuyusu (GP-1 ve 2)
bağlanmış; gazı, platformdan Varna güneyinde kıyıya ulaştıracak 20 km deniz boru hattı inşa edilmiştir.
• Üretilen gazın karada ulaştığı işleme tesisi, gazın satılabilir kaliteye ulaşması için hem su hem de daha ağır
hidrokarbonları tasfiye etmiştir. Kıyıda; işleme tesisine, rezervuardan gaz kurtarımını en üst seviyeye çıkarmak için
kompresörler ilave edilmiştir.
• Karada, 70 km boru hattı yapılmış; Bulgartransgaz tarafından işletilen Ulusal Nakil Sistemi’ne satış noktasında,
gazın kalitesi ve miktarını kontrol için ölçme donanımı konmuştur. Haziran 2004’de, tüm altyapı hazır olduğunda üretim
başlamıştır.
• Toplam ispatlanmış rezerv 2.14 milyar m³ civarındadır. Üretimin zirve yaptığı 2005 yılında, günde 1.7 milyon m³ ile
Bulgaristan’ın gaz ihtiyacının %16’sından fazlası sağlanmış; bu oran 2008’de %8’e düşmüştür. Mart 2017’de, üretimin
artırılması için Galata platformuna su nakavt sistemi monte edilmiştir.
• Galata gaz sahası, günümüzde bir gaz depolama tesisine dönüştürülmektedir. Bu nedenle, sahadaki faaliyet Ocak
2009’da durdurulmuş ve yaklaşık 241 milyon m³ gaz sahada bırakılmıştır.
• Sahada operatör olan Petroceltik, 2012 yılında Melrose Resources Plc. İle birleşmiş; Haziran 2016’da, Cayman
adalarında yerleşik Worldview Capital Management tarafından devralınmıştır.
• 3 uydu gaz sahası; Kaliakra 2007’de, Kavarna 2008’de ve Doğu Kavarna 2010’da Melrose tarafından keşfedilmiştir.
Kaliakra ve Kavarna sahalarıgeliştirilip, 4 Kasım 2010’da üretime alınmıştır. Doğu Kavarna ise henüz geliştirilmemiştir.
Özer BALKAŞ

32. 1-21 HAN ASPARUH DENİZ RUHSATI
• Han Asparuh ruhsatı, Bulgaristan’ın Karadeniz yetki alanında ve Romanya’nın Neptün derin ruhsatı güneyinde yer alır. Su derinliği 100
m ile 2000 m arasında olup 13819 km²lik bir alana sahiptir.
• Fransız Total (Operatör %40), Avusturya’lı OMV (%30) ve İspanyol Repsol’dan (%30) oluşan konsorsiyum, ruhsatta petrol ve doğal gaz
araştırma ve arama iznini Ağustos 2012’de elde etti. Bulgar Ekonomi Bakanı, o sırada, ‘‘Anlaşma çerçevesinde, gaz arama faaliyetleri için
1 milyar euro (1.1 milyar $) yatırım taahhütettiler. Bulgaristan, ilave olarak 40 milyon euro (45.2 milyon $) bonus ödemesialacak’’dedi.
• Han Asparuh ruhsatı’nda 2012’de başlayan arama faaliyetleri, jeolojik ve jeofizik etüdler ve 3 arama kuyusunun sondajını
kapsamaktadır. Eylül 2012 ve Ocak 2014 arasında 7740 km² 3D ve 3000 km 2D sismik operasyon yapıldı. Kasım 2018 – Ocak 2019
arasında üçüncü arama kuyusu olan Melnik-1’in sondajı tamamlandı. Noble Globetrotter II sondaj gemisi, ilk iki kuyu olan Polshkov-1
(2016) ve Rubin-1’de (Eylül 2017 – Ocak 2018) olduğu gibi sondajıyaptı. Total’in Ekim 2016’da Polshkov-1’de petrol keşfini ilan etmesi
sonrasında,kuyuda neleryapıldığına ilişkin bilgi alınamamıştır.
• Bulgar hükümeti, 2019’da; ruhsatta arama faaliyetlerini yürüten 3 şirketten gelen, iznin 109 gün uzatılması talebini kabul ettiğini
açıkladı. Açıklamada, uzatmanın mücbir sebep oluşturan bir olayın sonucu olduğu belirtildi, fakat olayla ilgili ilave bilgi verilmedi. Bu
durumda ruhsatsüresiOcak 2020’de son buldu.
• Bulgaristan; Haziran 2020’de, Repsol’a ait %30 hissenin diğer 2 ortağa transfer edildiğini açıkladı. Transfer sonrasıhisse dağılımı, Total
%57.14 ve OMV %42.86 oranlarında oluştu.
• Bulgar hükümeti, Han Asparuh’un derin sularındaki arama faaliyetleri için 2012’de tahsis edilen ruhsatsüresini 15 Mayıs 2022’ye kadar
2 yıl uzattı. Uzatmadaki gerekçe, Bulgaristan’ın Rusya’dan doğal gaz ithalatına olan bağımlılığını sona erdirme çabalarının bir parçası
olarak değerlendirilmektedir.
• Bulgar hükümeti; 2 yıllık uzatma döneminde toplam 3.3 milyon euro değerinde ilave jeolojik ve jeofizik çalışmaların, sismik
operasyonların yapılacağını açıkladı. Mayıs 2020’de, Han Asparuh ruhsatı’nda 5614 km² alanda gerçekleştirilen kapsamlı bir sismik
çalışma tamamlanmıştır. Proses edilmekte olan sismik verilerden edinilecek sonuçlara bağlıolarak arama faaliyetleri devam edecektir.
Özer BALKAŞ

33. 1-14 HAN KUBRAT (SİLİSTAR) DENİZ RUHSATI
• Bulgaristan enerji bakanı, Şubat 2016’da; Shell’in, 1-14 Silistar deniz ruhsatında 2 kez ikişer yıl uzatma seçme hakkı
ile 5 yıl süreli bir arama anlaşması imzaladığını, şirketin devlete 4.9 milyon euro ($ = 0.88989 euro) ödeyeceğini ve
arama faaliyetleri için 18.6 milyon euro yatırımyapacağını açıkladı. Ruhsat alanı 6893 km² dir.
• Shell’in çalışma proğramı; deniz kıyısında ve ruhsat alanına komşu belediyeler ile Sofya Üniversitesi Maden ve
Jeoloji Bölümü’ne yönelik kurumsal sosyal sorumluluk fonunun tesisini öngörmektedir. Sismik çalışmalar; ulusal ve
Avrupa normatif yönetmeliklerineuygun olarak yürütülecek, Shell’in sağlık-güvenlik-çevre standartlarıile uyumlu olacaktır.
• Bulgar hükümeti, 2018’de; ruhsattaki arama haklarının Shell Exploration and Production’dan Shell International
Exploration and Development Italia’ya transferine izin verdi. Ruhsat ismi de Silistar yerine Han Kubrat olarak değişti.
Şirket, Ocak 2018’de; kapsamlı bir jeofizik çalışmayı tamamladı.
• Shell International Exploration and Development Italia; ruhsattaki hissesinin %30’unu Aralık 2018’de Woodside’ın
Bulgaristan branşına, %20 hissesini de 2019 başlarında Repsol Bulgaria Khan Kubrat’a devretti. Shell, Shell
International Explorationand Development Italia birimi vasıtası ile ruhsatta %50 hisseye sahip durumda.
• Shell’in 1-14 Han Kubrat ruhsatındaki ortağı Avustralya’lı Woodside Petroleum, 2019 yılı ikinci çeyreği raporunda;
Han Kubrat-1 arama kuyusunun (Su derinliği: 1200 m) Mayıs 2019’da son derinliğe (Proğramda 3327 m) ulaştığını, ticari
olmayan hidrokarbon emaresi varlığı ile kuru kuyu olarak tamamlandığını, tapa çimento yapılıp terk edildiğini açıkladı.
Özer BALKAŞ

34. NEPTÜN DERİN DENİZ GAZ PROJESİ
• Romanya hükümeti; OMV Petrom ve ExxonMobil’le, Neptun
derin deniz ruhsatında 2000 yılından 2030’a kadar sürecek bir
doğal gaz arama ve geliştirme anlaşması imzaladı. Anlaşma,
Ocak 2019’da 2045’e kadar uzatıldı. Gaz sahasının, OMV Petrom
(%50) ve ExxonMobil Exploration and Production Romania
(operator, %50) tarafından birlikte geliştirilmesi öngörüldü. Doğal gaz
rezervinin 42 – 84 milyar m³ olduğundan söz ediliyor. Ruhsattaki su
derinlikleri ise 100 – 1700 m arasında.
• OMV Petrom ve ExxonMobil’in 2008’de oluşturduğu ortak girişim, saha geliştirme için nihai yatırım kararını henüz
vermedi. %70’e varan tedrici vergi artışları ile üretilen gazın %50’sine iç piyasalarda satış zorunluluğu getiren
offshore yasası (Kasım 2018) ve bazı hükümet kararları olumsuz bir hava yarattı.
• ExxonMobil, 2019’da; ülkede mevzuattaki değişimler, küresel petrol ve doğal gaz fiyatlarındaki düşmeler
nedeniyle projeyi terk edeceğini açıkladı. Şirket, projedeki gelişmeler için yaklaşık 700 milyon $ harcamış durumda.
• ExxonMobil (operatör), 2009 ve 2010 yıllarında; ruhsatta, 3000 km² 3D sismik veri eldesi sağladı. Domino-1’in
kazılması sonrası 2013’de ise, 6000 km² yi kapsayan 3D çalışma 7 ayda tamamlandı.
• Domino-1 arama kuyusu; 2012’de, kıyıdan yaklaşık 170 km uzakta ve 1000 m su derinliğinde kazıldı. Kuyuda 70.7 m
net gaz pay’i ile karşılaşıldı ve ruhsatın derin kesimindeki doğal gaz varlığı doğrulandı. Ön çalışmalara göre, Domino-1’
de günde yaklaşık 18 milyon m³ gaz üretimi bekleniyor.
• Domino-2; 2014 yılında Ocean Endeavor sondaj kulesi ile, kıyıdan yaklaşık 200 km uzakta ve 800 m su derinliğinde
kazıldı. Domino-2 sondaj proğramı Ocak 2016’da tamamlandı. Aynı kule ile, kıyıdan yaklaşık 155 km uzakta yeni bir
jeolojik yapıyı değerlendirmek için Güney Pelikan-1 arama kuyusu da kazıldı.
• Neptün ruhsatında toplam 7 kuyu kazıldı ve çoğu gazlı kuyu olarak tamamlandı. 70 milyar m³ civarındaki rezervden
söz ediliyor. 2017’de kapsamlı bir mühendislik çalışması yapıldı.
• OMV ve ExxonMobil; 2008 ve 2016 yılları arasında, ruhsattaki arama ve geliştirme faaliyetleri için 1.5 milyar $’ ın
üzerinde yatırım yaptı, fakat 3 milyar $ daha harcama konusunda ihtiyatlı bir duruş sergiliyorlar. Özer BALKAŞ

35. MİDİA GAZ GELİŞTİRME PROJESİ
• Romanya deniz yetki alanında ve XV. Midia
ruhsatındaki Ana ve Doina gaz keşiflerini içerir.
• Carlyle International Energy Partners’in (CIEP)
bağlı kuruluşu Black Sea Oil & Gas (BSOG,
Operatör %65), Gas Plus International (%15) ve
Petro Ventures Europe (%20) tarafından
geliştiriliyor.
• Rezerv: 9.06 milyar m³, Nihai yatırım kararı:
Şubat 2019, Yatırım tahmini: 400 milyon $.
2021’in ilk çeyreğinde tamamlanması planlandı.
• Midia Gaz Geliştirme projesi; iki sahadan gaz
üretimi yapacak bir açık deniz platformunun
tasarımı ve inşaatı, deniz ve karadaki boru hatları,
yeni geliştirme kuyularının kazılması ve bir gaz
arıtma tesisinin yapılmasını kapsıyor.
• Kuyu başı platformu (jacket), 69.5 m su
derinliğinde ve Ana sahasına yakın inşa edilecek.
Saha içinden geçen 18 km boru hattı ile platforma
bağlanacak. Doina deniz dibi kuyusundan üretimi
de sağlayacak.
• Ana platformundan sahile, gaz nakli için 121
km deniz boru hattı inşa edilecek.
• Üretilen gaz, 4.1 km uzunluğundaki yeraltı boru
hattı ile gaz arıtma tesisine gönderilecek. Vadu
alanındaki boru hattı inşaatı yapım aşamasında.
• Tesis, karada 25 km’lik boru hattı ile Transgaz’ın
işlettiği ulusal gaz nakil sistemine bağlanacak..
Özer BALKAŞ

36. TRIDENT EX-30 DENİZ RUHSATI
• Lukoil Overseas Atash VB (%87.8) ve Romgaz’dan
(%12.2) oluşan konsorsiyum, Şubat 2011’de; Romanya’nın
Mineral Kaynakları Kurumu ile Trident EX-30 ruhsatını
kapsayan bir arama anlaşması imzaladı.
• 2015 yılında Romgaz; ilk arama fazının, Trident
ruhsatında yaklaşık 30 milyar m³ olarak belirlenen bir doğal
gaz varlığını işaret ettiğini duyurdu. Bu miktar doğrulanırsa,
Romanya’nın tüm gaz tüketiminin yaklaşık 3 yıllık karşılığı
oluyor.
• Lukoil Overseas, Trident ruhsatında 3 kuyu kazmak için
çevre izni istedi. Fakat ruhsatta sadece sismik araştırma
yapıldı ve doğal gaz varlığının tespiti için arama kuyuları
kazılmadı.
• Rus Lukoil ve Romen Romgaz; 2018’de, 30 milyar m³ olarak tahmin edilen doğal gaz rezervi
için arama kuyusu hazırlıklarını yaptı. 2019 yılında, ruhsatta üçüncü arama kuyusu olan Trinity-
1X’in sondajı başarı ile tamamlandı.
• Ocak 2020’de; The National Gas Company Romgaz SA ve Grup Servicii Petroliere (GSP),
Trinity-1X’deki operasyonların Kasım ayında başlayacağını duyurdu. Lukoil ve Romgaz; kuyudaki
operasyonları,GSP ve İtalyanSaipem’in desteği ile gerçekleştirecek.
• Trinity-1X kuyusu; Köstence sahilinden 215 km uzaklıkta, su derinliği 1076 m ve proğrama göre
kuyu son derinliği 2975 m. Kuyudan elde edilen jeolojik veriler; detaylı analiz ve değerlendirme
sonrasında yeni bir jeolojik modele entegre edilecek ve gelecekteki kararların altyapısı
oluşturulacak.Nihai Yatırım Kararı ile de, sahada geliştirme fazına girilecek.
• Romgaz CEO’su Adrian Volintiru; Trinity-1X projesini, Karadeniz’deki arama faaliyetlerindeki
kazanımların önündebir başarı olarakdeğerlendiriyor.Lukoil ise aynı görüşte değil. Özer BALKAŞ

37. XVIII HISTRIA DENİZ RUHSATI
• OMV Petrom; Histria deniz ruhsatında, 30 milyon
euro’nun üzerinde yatırımın gereksindiği sığ sularda
2 yeni kuyu kazacak. İki kuyuda, deniz tabanının
altında 2000 m’nin üzerinde sondaj yapılacak. Su
derinliği yaklaşık 50 m. 1979 yılında keşfedilen Doğu
Lebada sahasında [Toplam ispatlanmış rezerv (2009):
50 milyon varil petrol ve 6.9 milyar m³ doğal gaz]
ilave üretim sağlanması hedefleniyor.
• Histria ruhsatında 30 yılı aşkın süredir petrol ve
doğal gaz üretimi yapılıyor. Sahaların olgun bir
aşamada olması ve yıllar önce plato üretime
ulaşılmasına karşın; sürdürülebilir yatırım ve uygun
mühendislik çözümlemeleri ile, ilave kaynakların
devreye alınması ve üretimdeki düşüşlerin
azaltılması öngörülüyor.
• Histria’daki olanaklarla, geçen yıl günde 25000 varil
petrol eşdeğeri petrol ve doğal gaz üretimi yapıldı.
Bu miktar, OMV Petrom’un Romanya’daki üretiminin
%17’sine karşılık geliyor.
• OMV Petrom’un Romanya’nın Karadeniz kıta
şelfindeki arama faaliyetleri 1969’da başladı.
Karadeniz’deki ilk hidrokarbon keşfi 1980’de oldu. İlk
üretim ise 1987’de başladı. OMV Petrom, güncel
olarak, Histria ruhsatının sığ sularında arama,
geliştirme ve üretim operasyonları yaparken;
ExxonMobil ile birlikte, Neptün ruhsatı derin
sularında arama faaliyetlerini sürdürüyor. Özer BALKAŞ

38. GÜRCİSTAN DENİZ ARAMA RUHSATI II
• Gürcistan’ın petrol ve doğal gaz arama
ruhsatları uluslararası açık ihale
raundunda Deniz Ruhsatı II’ye teklif
veren OMV Petrom’un, Gürcistan
Ekonomi ve Sürdürülebilir Kalkınma
Bakanlığı tarafından ihaleyi kazandığı
açıklandı (29 Haziran 2020).
• Gürcistan’ın Karadeniz’deki şelfi ve
yetki alanındaki Deniz Ruhsatı II, 5282
km² lik bir toplam alanı kaplıyor.
Ruhsatın resmi olarak tahsis edilmesi
için, Üretim Paylaşımı Anlaşması (PSC /
Production Sharing Contract)
müzakeresinin başarı ile
sonuçlandırılması gerekiyor.
• OMV Petrom’un arama ve üretimden
sorumlu yönetim kurulu üyesi Peter
Zeilinger, ‘‘Planlarımıza bağlı olarak
Karadeniz bölgesindeki arama ve üretim
faaliyetlerimizi genişletiyoruz. Gürcistan
Deniz Ruhsatı II, Bulgaristan sularındaki
Han Asparuh arama ruhsatı anlaşmasının
imzalanması sonrasında bir başka
kilometre taşı oldu. Bu da Romanya’nın
Karadeniz sularındaki 40 yıllık
tecrübemizin doğal bir devamıdır.’’ dedi.
Özer BALKAŞ

39. Ukrainian Geologic Provinces;
Gabor Tari, AAPG Sep 2020
Ukrainian gas
producing regions,
Crudeoilpeak.info
Özer BALKAŞ

40. Deepwater play types in the area south
of Crimea and the Kerch peninsula,
Vanco Energy Company 2008
UKRAYNA’DA BİR BAŞKA DOMİNO GAZ SAHASI MI?
• Ukrayna’nın Romanya ile uzun süreli sınır uyuşmazlığı 2009’da
çözüldü ve şirketlerin ilgisi arttı.
• Karadeniz’de yegane Üretim Paylaşım Anlaşması’na (PSA) sahip
Prykerchenska ruhsatı’ndaki hukuki ihtilaf, ruhsatın; Mayıs 2012’de,
2006’da ihale ile ruhsatı alan Vanco’ya 8 yıl süre için tahsis edilmesi ile
sonuçlandı. Kapsamlı bir 3D sismik veri eldesi ve 6 adet derin su arama
kuyusunun(Su derinliği: 700-2100 m) kazılması öngörüldü.
• ExxonMobil, Shell, OMV Petrom ve Nadra Ukrainy’den oluşan
konsorsiyum; Ağustos 2012’de, Skifska ruhsatı için (16698 km²) PSA
imzalama hakkı kazandı. Konsorsiyum, ilk arama fazı için 325 milyon $
bonus ödeyip 400 milyon $ yatırımı taahhüt etti. Skiftsa sahasının
Domino keşfine yakın olması ve jeolojik benzerliği nedeniyle, 10 yıl
sonra yılda 4 milyar m³ doğal gaz üretimi yapabileceği belirtildi.
Özer BALKAŞ

41. Özer BALKAŞ
Kırım yarımadası, Mart 2014’de Rusya Federasyonu
tarafından ilhak edilmiş olup; Rusya’ya bağlı Kırım
Cumhuriyeti ve Sivastopol federal şehri tarafından
yönetilmektedir.

42. Gaz Hidrat
►Gaz hidratlar, su molekülleri ile düşük moleküler
ağırlıklı gazların bir kafes içerisine hapsolmasıyla
oluşan ve buza benzeyen kristalin katılar olup, gaz
yoğunluğu çözeltide tutulabilen miktarı aştığında
yüksek basınç ve düşük sıcaklık koşulları altında
oluşurlar. Gaz hidrat yapısında su molekülleri kafes
görevi yapmakta ve farklı bileşimdeki gazlar (genellikle
metan) bu kafese hapsolmaktadır.
►Dünyadaki en büyük doğal gaz birikimleri gaz hidrat
formunda olup, bunlar hem karada donmuş
(permafrost) bölgelerde hemde deniz tabanındaki
çökellerde bulunurlar. Gaz hidratlar, uygun termobarik
koşullar altında; iç ve marjinal denizlerde, kıtasal
yamaç ve şelflerde oluşmakta ve durağan kalmaktadır.
►Gaz hidratların çökel gözeneklerindeki çimentolama
etkisi; gaz hidratları, altlarında metanın birikmesine izin
veren iyi örtü kayaç haline getirir. Birçok gaz hidrat
zonunun altında serbest gaz birikimi gözlenmektedir.
Gaz hidrat oluşumu, derinlerde hidrokarbon varlığının
bir belirtisi de olabilir.
►DEÜ Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü ile
TPAO, 2003 itibariyle gaz hidrat projesi çalışmalarını
sürdürmektedir. DPT desteğindeki proje kapsamında,
denizlerimizdeki doğal gaz hidrat birikimlerinin varlığı
ve dağılımının saptanması amacıyla, K. Piri Reis
gemisine çok kanallı sismik yansıma sistemi alınmış ve
Sismik Laboratuvarı (SeisLab) kurulmuştur.
Standartbasınç ve sıcaklık koşullarında,
1 m3 gaz hidrat,164 m3 gaz ve 0.8 m3 su içermektedir.
Özer BALKAŞ

43. Mud Volcanos,
Gas Seeps and
Gas Hydrates in
the Black Sea
Major fault zones and deep-sea
fans in the Black Sea(Geomar.de)
Özer BALKAŞ

44. Özer BALKAŞ
KARADENİZ’DE KIYISI OLAN ÜLKELERİN
DENİZ YETKİ ALANI SINIRLARI

45. (UNCLOS)
BİRLEŞMİŞ MİLLETLER (BM) DENİZ HUKUKU KONVANSİYONU
● 1973 ve 1982 yılları arasında yapılan BM görüşmeleri ile sonuçlandırılan Deniz Hukuku
Konvansiyonu; ülkelerin, deniz ve okyanusları kullanmalarına ilişkin hakları ve
yükümlülüklerini belirler. İş yaşamı, çevre ve denizlerdeki doğal kaynakların yönetimi için
ana esasları tesis eder.
● 10 Aralık 1982'de imzaya açılan Konvansiyon, 60ıncı onay belgesinin verilmesi sonrası
(Guyana'nın imzalayan 60ıncı ülke olmasından bir yıl sonra) 16 Kasım 1994'te yürürlüğe
girmiştir.
● Karasuları, kıyıdan 12 deniz mili (22 km) genişliğinde bir alanı kaplar. Kıyısı olan ülkeler,
karasularında; yasalar koyma, kullanımı düzenleme ve herhangi bir kaynağı kullanmada
özgürdür. Karasuları sınırı ötesinde ve diğer bir 12 deniz mili (22 km) genişliğinde uzanan
Bitişik zonda, ülkeler; dört özel alanda yasalarını uygulamayı sürdürebilir: gümrük,
vergilendirme, göçmenlik ve kirlenme. Kara ya da karasularında başlayan ihlaller bu zonu
sıcak takip alanı yapar. Kıta şelfi, hangisi daha büyükse; kara parçasının kıta kenarının dış
sınırına kadar olan doğal uzantısı, ya da ülkenin kıyısında esas alınan hattından 200 deniz
mili (370 km) uzaklığa genişleyen kesim olarak belirlenmiştir. Bir ülkenin kıta şelfi; doğal
uzantının sonuçlandığı sınıra kadar, 200 deniz milini (370 km) geçebilir. Fakat, kıyıdaki
sınırdan 350 deniz mili (650 km) uzaklığa ya da 2500 m su derinliği sınırının ötesine 100
deniz mili (190 km) uzaklığı asla aşamaz. Kıyısı olan ülkeler; canlı varlıkları hariç tutarak,
kıta şelfinin deniz tabanı ve yeraltındaki cansız ve hareketsiz kaynakları kullanma
haklarına sahiptir. Bununla birlikte, MEB‘nin ötesindeki su kolonundakiler dışında kalmak
üzere, kıta şelfine ilişkin yaşayan kaynaklarüzerinde münhasıran kontrol uygular.
● Münhasır Ekonomik Bölge (MEB); iç deniz ya da karasularının kıyısındaki referans
hattan 200 deniz mili (370 km) uzaklığa genişleyen bir alanı kaplar. Kıyısı olan bir ülke;
kendi MEB alanı içinde, canlı ya da cansız tüm doğal kaynaklar üzerinde yegane işletme
hakkına sahiptir. Bir ülke, okyanusun içinde küçük bir kayalık sahibi ise; bu kayalığın
işletilebilir yüzeyi, karada 0'dan 430 000 km² offshore’a artmaktadır. Eğer MEB'ler
üzerlenirse, gerçek deniz sınırlarının belirlenmesi kapsanan ülkelerin insiyatifindedir. BM,
Konvansiyonun uygulanmasında direkt operasyonel bir role sahip değildir.
● Konvansiyon 168 taraf parti tarafından yürürlüğe konmuş bulunmaktadır: 167 devlet
(164 BM üyesi ülke, BM gözlemci ülke statüsündeki Filistin, Cook Adaları ve Niue) ile
Avrupa Birliği (AB). Aralarında AB ile Rusya, Ukrayna, Bulgaristan, Mısır, Irak, Lübnan,
Yunanistan ve Güney Kıbrıs Rum Yönetimi'nin de olduğu ülkeler hem imzalamış hem de
yürürlüğe koymuştur. İran, Libya ve ABD'nin yer aldığı 14 BM üyesi ülke imzalamış, fakat
yürürlüğe koymamıştır. Azerbaycan, Suriye, İsrail ve Türkiye'nin dahil olduğu 16 BM üyesi
ülke ise ne imzalamış ne de yürürlüğe koymuştur. Özer BALKAŞ

46. TÜRKİYE’NİN KARADENİZ’DE KIYISI OLAN
ÜLKELERLE DENİZ YETKİ ALANLARININ
SINIRLANDIRILMASI
■ TÜRKİYE’DE YASAL DÜZENLEMELER;
• Türkiye Cumhuriyeti Karasuları (iç deniz) hakkında
20 Mayıs 1982 tarih ve 2674 No.lu kanun
• Bakanlar Kurulu’nun 17 Kasım 1986 tarih ve 86/1126
No.lu KHK ile Türkiye’nin 200 deniz mili MEB ilanı
• SOVYETLER BİRLİĞİ (SSCB) ile;
• 17 Nisan 1973’de, SSCB ve Türkiye arasında Karadeniz’de Sovyet ve Türk karasuları arasında Deniz Sınırının Tesisi’ne
ilişkin protokol (Yürürlüğe giriş: 27 Mart 1975, Kayıt tarihi: 23 Aralık 1975).
• 23 Haziran 1978’de, Türkiye ve SSCB arasında Karadeniz’de iki devlet arasında Kıta Şelfinin Sınırlandırılmasına ilişkin
anlaşma (Yürürlüğe giriş: 15 Mayıs 1981, Kayıt tarihi: 11 Ağustos 1981).
• 23 Aralık 1986 ve 6 Şubat 1987’de, SSCB ve Türkiye arasında Karadeniz’de Ekonomik Bölge Sınırlandırılması
anlaşmasını tesis eden teati belgeleri (Yürürlüğe giriş: 6 Şubat 1987, Kayıt tarihi: 23 Nisan 1987).
■ BULGARİSTAN ile;
• 4 Aralık 1997’de, Türkiye ve Bulgaristan arasında Mutludere / Rezovska nehri ağzındaki sınırın belirlenmesi ve iki devlet
arasında Karadeniz’de Deniz Alanlarının Sınırlandırılması anlaşması (Yürürlüğe giriş: 4 Kasım 1998, Kayıt tarihi: 1 Kasım
1999).
■ GÜRCİSTAN ile;
• 14 Temmuz 1997’de, Türkiye ve Gürcistan arasında, Karadeniz’de iki devlet arasında Deniz Sınırlarının Onaylanması
protokolü.
■ RUSYA FEDERASYONU ile;
• Rusya Federasyonu; 30 Mayıs 1992’de Türkiye’ye verdiği bir belge ile, 1978 Kıta Şelfi Anlaşması ile tesis edilen kıta şelfi
sınırlarını onayladığını bildirdi.
■ UKRAYNA ile;
• Ukrayna, 30 Mayıs 1994 tarihinde Türkiye’ye sunduğu belge ile 1978 Kıta Şelfi Anlaşmasını onayladığını bildirdi.
Fishing Zone /EEZ
The Commission on the Protection of the
Black Sea Against Pollution – Black Sea
State of Enviroment Report 2009 – 2014/5
Özer BALKAŞ

47. Özer BALKAŞ

48. BLACK SEA EXPLORATION LICENCES
Özer Balkaş – Ekim 2016
Özer BALKAŞ

49. 2D Seismic : ~ 70.000 km
3D Seismic : ~11.000 km2
Drilled DW Well : 3 (2 gas show, 1 oil&gas show)
Drilled SW Well : 27 (18 gas discovery, 9 dry)
2004: 12.841 km 2D and 205 km^2 3D
2005: 13.000 km 2D
2006: 5445 km^2 3D (2563 km^2 TPAO-Petrobras JV
2007: 8150 km 2D and 2500 km^2 3D
BLACK SEA
Özer BALKAŞ

50. MAJOR STRUCTURES IN THE EASTERN BLACK SEA AREA
Özer BALKAŞ

51. NW
Amplitude
increase
over the
structure
SE
2km
Trabzon Terrace – Seismic Character
T120
T150
T160
T170
T190
Özer BALKAŞ

52. PROSPECT SIZES
Bozhöyük
15 km2
Çatalhöyük
26 km2
Kozlu
Batı
67 km2
Yassıhöyük
52 km2
Kozlu
Doğu
151 km2
Alacahöyük
59 km2
Kültepe
75 km2
Özer BALKAŞ

53. KARADENİZ’DE KAZILAN OFFSHORE KUYULARI
Özer BALKAŞ

54. GÜNEY AKÇAKOCA AS BASENİ GAZ SAHASI
• ProjeTipi: Sığ sudoğal gaz sahasınınyenidengeliştirilmesi.
• Türkiye’nin Karadeniz yetki alanında yer alan gaz sahası, 100 m’den daha sığ sularda gerçekleşen bir geliştirme ve üretim
projesidir.
• Kanada’da yerleşik Trillion Energy şirketi, sahada %36.75 hissesi olan Park Place Energy Turkey’i (PPETL) 2017’de devir
alarak gaz sahası sahiplerinden olmuş; Ocak 2018’de %12.5 hisseyi daha alarak, toplam hisse payını % 49’a çıkarmıştır.
Sahadageriye kalan %51 hisse Türkiye Petrolleri A.O. ya (TPAO) aittir.
• PPETL, sahadaki birinci ve ikinci fazlardan üretime 2007 ve 2011’de başladı. Trillion Energy ise, üçüncü ve dördüncü fazları
geliştirmeye 2020 ve2022’debaşlamayıplanladı.
• Saha geliştirmenin ilk fazında; Ayazlı, Akkaya ve Doğu Ayazlı gaz sahalarının ayrı ayrı geliştirilmelerini sağlamak için deniz
tabanından itibaren son derinliği 1500 m olan 17 adet kuyukazılmasıyer almıştır.
• Akçakoca sahası; 2006’da keşfedilmiş, projenin ikinci fazında kazılan 6 kuyu ile geliştirilmiş ve 2011’deüretimebaşlamıştır.
• Sahadaki birinci ve ikinci fazları geliştirme projesi 608 milyon$ yatırımıkapsamaktadır.
• Doğal gaz sahasındaki altyapı; 23 kuyu ve 4 adet insansız kuyubaşı platformunu (Su derinlikleri; Ayazlı’da 78.5 m, Doğu
Ayazlı’da 70.5 m, Akkaya’da 61 m ve Akçakoca’da 94.5 m), ilişkili boru hatları ve karada yer alan Çayağzı gaz işleme tesisini
kapsamaktadır.
• Tüm platformlar; 25 km uzunluğunda ve 12 inç çapındaki boru hattı ile, ortak paylaşım olanağı sunan Çayağzı gaz işleme
tesisinebağlanmıştır. Tesis, günde 2.124 milyonm³gazı işleyebilmektedir.
• İşlem gören gaz, BOTAŞ tarafından kara alanında işletilen ulusal gaz nakil ağına bağlanan 18.6 km uzunluğunda ve 16 inç
çapındaki boru hattı ile taşınır. Özer BALKAŞ

55. Özer BALKAŞ

56. TUNA-1 ARAMA KUYUSUNDA DOĞAL GAZ KEŞFİ VE SAKARYA DOĞAL GAZ SAHASI
Sayın Recep Tayyip Erdoğan'ın Karadeniz'de kazılan Tuna-1 arama kuyusunda gerçekleşen doğal gaz keşfi
için yaptığı açıklamalar; hem şekil hem de kapsadıkları itibariyle, petrol ve doğal gaz aramacılığı felsefesi
ve metodolojisi ile çatışmakta ve uyumsuzluk sunmaktadır. Müjde olarak ilan edilen söz konusu
açıklamalar; bilimsel ve aydınlatıcı nitelikte olmayıp, iç politika malzemesi özelliği taşımaktadır. Ayrıca, bu
aşamada çok iddialı şeyler söylemenin doğru olmadığının da altını çizmek isterim.
Henüz kuyudaki operasyonlardan sağlanan herhangi bir jeolojik ve teknik veriye ulaşmış değilim. Bununla
birlikte Bakan'ın ifadesiyle, 2100 m su derinliğinde ve son derinliği 3500 m olan Tuna-1 arama kuyusunda;
gazlı seviye kalınlığının 500 m, sahanın kapladığı alanın ise 250 km2 olduğu açıklandı. Sondaj programının
henüz tamamlanmadığı ve ilave olarak 1000 m daha sondaj yapılarak 2 hedef seviyenin daha test edileceği
belirtildi. Bu açıklamalardan; ulaşılan son derinliğe kadar log alındığını, muhafaza borularının indirilip
kuyunun emniyet altına alındığını, rezervuar gelişimi ve gaz show'u olan seviyelerin de test (MDT/DST)
edildiğini anlıyorum.
Sondaj sırasında kaydedilen jeolojik veriler yanında testlerde gözlenen basınç ve debilerden bazı
belirlemeler yapabiliyoruz. Yorum yapabilmek için kuyudaki kayıtlar ile test chartları ve verilerini mutlaka
görmek gerekir. Fakat kesin olarak ifade etmeliyim ki, sahanın alansal ve derinlik limitleri ile 320 milyar m3
olarak verilen rezerv ve üretim miktarları mutlaka revize edilecektir.
Bu aşamada söylenmesi gerekenlerden çok daha abartılı ve iddialı mesajlar verildi. Buna karşın devam
eden süreçte öncelikle sondaj programı tamamlanacak, daha sonra gereksinen kuyu tamamlama
operasyonları yapılacak, daha sonra da uzun süreli üretim testleri gerçekleştirilecektir. Ileriye doğru
beklentiler ve hedeflerin, bu aşamaların tamamlanması sonrasında açıklanması gerekirdi.
Sahanın keşfinin resmi olarak tescili sonrasında taahhüt edilecek nihai geliştirme programının
gerçekleşmesi için muhtemelen 3-5 milyar ABD doları dolayında bir yatırım bütçesi gerekmektedir. Sahanın
karakterizasyonu ve limitlerinin saptanması için ilave 3D sismik ve yeterli sayıda tespit kuyularının
kazılması gerekmektedir. Ayrıca taşıma, depolama, dağıtım ve pazarlama için de finansman ve uzmanlığa
ciddi boyutlarda ihtiyaç olacaktır. Bu çerçevedeki yatırım programları ve bütçelerin tasarımının da, Tuna-1
gaz keşfi dolayında beklendiği ifade edilen ilave keşiflerle ortaya çıkacak resmin bütününü gördükten
sonra netleşebileceğinin de altını çizmek isterim.
Küresel ve bölgesel gaz talebi ve fiyatları; içinde olduğumuz dönem ve yakın gelecekte, tarihsel olarak en
düşük rekor seviyelerde seyretmektedir. Bu koşullarla birlikte, ülkemizin kronik bütçe açıkları ve TL
uzerindeki baskılarla; ‘‘Sakarya Doğal Gaz Sahası'nı 2023'de devreye alacağız’’ gibi geleceğe ait iddia ve
taahhütlerde bulunmayı ise ciddi ve inandırıcı bulmadığımı özellikle belirtmek isterim.
Görüş ve değerlendirmelerime son vermeden önce; Tuna-1 doğal gaz keşfini yapan, Türkiye Petrolleri
Arama Dairesi Başkanlığı'nda görevli ve uzun yıllar boyunca birlikte çalıştığım çok değerli meslekdaşlarım
ve mesai arkadaşlarımı gönülden kutlarım.
Özer BALKAŞ, 21 Ağustos 2020 Cumartesi, Ankara

57. Özer BALKAŞ

58. Tuna-1 Arama Kuyusu
Sakarya Gaz Sahası
Özer BALKAŞ

59. Özer BALKAŞ

60. Özer BALKAŞ

61. Özer BALKAŞ

62. Özer BALKAŞ