ÜLKEMİZİN VE KARADENİZ’İN EN BÜYÜK GAZ KEŞFİNE İLK BAKIŞ
Türkiye Petrolleri A.O. (TPAO) tarafından Karadeniz’de Ereğli’den 175 kilometre uzakta Sakarya sahasında sondajı yapılan Tuna 1 arama kuyusunda doğal gaz rezervleri keşfedilmiştir. Tuna 1 kuyusu, 1980’li yıllarda Sovyet Sosyalist Cumhuriyetler Birliği ile imzalanan uluslararası ikili anlaşma ile Karadeniz’de doğu batı yönünde çizilen ortay hat ile tespit edilen Münhasır Ekonomik Bölge içinde yer aldığından Ege veya Akdeniz’de yaşanabilecek “ihtilaflı sular” gibi çekişmelerin dışındadır.
Sakarya sahasının içinde bulunduğu ruhsat Türk Petrol Kanunu hükümleri çerçevesinde 8 yıllık bir arama süresi için verilmiş ve 3’er yıllık iki uzatma hakkı ile toplam 14 yıllık bir süreyi kapsamaktadır. 2010 yılında TPAO ile yapılan bir anlaşma ile Chevron ruhsata ortak olmuş, bir boş kuyu delmiş, Chevron ikinci mükellefiyet kuyusunu delmekten vazgeçerek ruhsatın üzerindeki petrol haklarını TPAO’ya devretmiştir. Bugün itibarıyla TPAO ruhsatın üzerindeki petrol haklarının %100’üne sahiptir.
Tuna nehri deltasının Karadeniz’e uzanan kısmında, Sakarya sahasının batısında bulunan Romanya ve Bulgaristan Münhasır Ekonomik Bölgelerinde daha önceki yıllarda gaz keşfi gerçekleşmiştir. Ancak, Tuna 1 kuyusunda keşfedilen 320 milyar metreküp gaz Karadeniz’de keşfedilen en büyük gaz rezervidir. Bir kuyudan elde edilen neticeye bakarak rezerv hesabı yapmak yeterli değildir. Keşfi takiben delinecek tespit kuyuları ile sahanın boyutları ve dolayısıyla “yerinde gaz miktarı” hakkında daha gerçekçi rakamlar ortaya çıkacaktır. Yerinde gaz miktarının hesaplanması üzerine üretilebilecek toplam gaz miktarı (yerinde gaz miktarının %75-%80’i veya daha fazlası) ve yapılacak akış testleri ile de günlük üretim miktarları tespit edilir.
Sahanın üretim aşamasına geçebilmesi için üretilebilir gaz miktarı ve günlük üretim miktarlarının bilinmesi ön şarttır. Zira ancak bu bilgiler ışığında kurulacak üretim platformunun kapasitesi ve vasıfları ortaya çıkar.
Üretim platformunun işlevi, 2.100 metre su derinliğinde bulunan çeşitli sayıdaki kuyulardan üretilen gazı su üstündeki platforma borular ile getirip, platformda varsa CO2, H2S, su ve kondensattan ayrıştırıp 175 kilometrelik boru hattı ile deniz yatağından karaya getirmektir. 2.100 metre su derinliğinden üretim ve karadan 175 kilometre uzaklığın yarattığı zorluklar, milyar dolar seviyelerindeki maliyetleri çok etkileyecektir. Yeni geliştirilen Floating Liquified Natural Gas (LNG) gemileri ile gazın kuyudan su üstüne çıkarılması, buradaki gemilerde doğal gazın ayrıştırılması ve LNG’ye dönüştürülerek LNG olarak taşınması da teknik olarak mümkündür.
Bütün bu değişik metotların arasında en ekonomik olanın seçilmesi sahanın üretilebilir rezervinin, ve günlük akış miktarının tespit edilmesi şartına bağlıdır. Bunlar tespit edildikten sonra yapılacak olan kavramsal tasarım mühendisliği çalışması ile üretim metodolojisi, platform kapasitesi boru hattı ile taşıma, LNG gibi değişik üretim opsiyonları incelenip, gazın nasıl değerlendirileceğine karar verilecek, daha sonra seçilen yöntemin detaylı mühendislik çalışması yapılarak uygulama aşamasına geçilecektir. Gazdan yüzey şartlarında ayrışacak kondensatın varlığı ve bir petrol bulgusuna da rastlanma ihtimaline binaen gazın petrol ile birlikte üretilmesi halinde bunların ayrıştırılması da ilave maliyet getirecektir.
2.100 metre su derinliğinde sondaj yapabilen kulelerinin gündelik kiraları çok pahalıdır. Ancak TPAO bu kabiliyete sahip sondaj gemilerinin sahibi olduğu için kuyuların maliyeti (geminin amortismanı da göz önüne alınmak kaydıyla) sadece işletme maliyetidir. Dolayısıyla sondaj düşük maliyetli olabilecekken, milyar dolar seviyesindeki üretim platformundan ve gene milyar dolar seviyesinde üretilen gazın karaya taşınmasının maliyetlerinden bahsetmek gerekir. Toplam üretilebilir gazın miktarının bağımsız değerlendirme şirketleri tarafından değerlendirilip “Competent Person Report” hazırlanması halinde bankalardan finansman sağlanması mümkün olabilecektir.
TPAO 2.100 metre su derinliğinde ilk defa gaz üreteceği için, yabancı petrol şirketlerinin ekspertizinden yararlanmak isteyecektir. Bu ekspertiz danışmanlık hizmeti satın alınması yöntemi ile olabileceği gibi derin sularda üretim tecrübesine sahip şirketler ile yapılacak “joint operating agreement” (ortak işletme sözleşmesi) kanalı ile de olabilir. Danışmanlık sözleşmesinde doğrudan para ödenmesi yanında, joint operating agreement altında operatör olacak şirkete üretimden pay da verilebilir.
Üreten ülkelerle tüketen ülkeler arasında köprü durumunda bulunan Türkiye, doğudaki gazın batıdaki ülkelere taşınması için transit ülke konumundadır. Türkiye’nin bu konumu aşarak alıcı ile satıcının buluşup fiyatın tespit edildiği bir “hub” haline gelmesi için, Rusya, Azerbaycan, İran’dan halihazırda gelen gazın ve muhtemelen Irak ve Doğu Akdeniz’den ileride gaz gelmesi ihtimalinin yanında, Karadeniz gazı da çok önemli bir rol oynayacaktır.
Bütün bunların yanında Tuna 1 gaz keşfi yaz kış arasında mevsimsel tüketim değişikliği dolayısıyla kışın istenilen ilave talebin karşılanmasında da rol oynayabilecektir.
TPAO’nun sahip olduğu üç adet derin sularda sondaj yapabilen geminin varlığı, sadece Tuna deltası ve Sakarya sahasında değil, hem Karadeniz hem de Akdeniz’de yeni keşiflerin yapılmasını teşvik eden bir unsur olacak, ayrıca Akdeniz ve Ege’de diğer oyuncu devletler ile işbirliği içinde çalışma imkanlarının geliştirilmesine katkı sağlayacaktır.
Sakarya sahasındaki bu keşif ve ileride olabilecek diğer keşifler Türkiye’de doğalgaz ithalat sözleşmelerinin bazılarının yenilenmesi sırasında BOTAŞ’ın ve diğer ithalatçıların pazarlık gücünün artmasına sebep olacak, take or pay gibi maddelerde daha serbest hareket edebilmelerine yol açacaktır.
Eylül ayı içerisinde Petrol ve Doğalgaz Platformu Derneği ile birlikte yapacağımız doğalgaz konusunda yetkin kişilerin katılacağı webinar’da daha detaylı tartışmalar ile Tuna 1 keşfini irdelemek imkanını bulacağımızı düşünüyoruz.
27 Ağustos 2020
Yazıcı Avukatlık Ortaklığı
İlgili Kişiler
A FIRST LOOK AT THE LARGEST GAS DISCOVERY IN TURKEY AND THE BLACK SEA
Turkey’s national oil company, Türkiye Petrolleri A.O. (TPAO) discovered natural gas reserves at Tuna 1 exploration well in Sakarya field in the Black Sea, located 175 kilometers off of Ereğli. Tuna 1 well is located within Turkey’s Exclusive Economic Zone, delineated by a median line drawn along the east-west axis of the Black Sea under a bilateral international treaty that Turkey and the USSR signed back in 1980s. Therefore, it does not entail any of the “disputed waters” conflicts that may be the case in the Aegean and Mediterranean regions.
The license that covers the Sakarya field has been granted for an 8-year exploration period along with two 3-year extension rights under Turkish Petroleum Law, and will span a total of 14 years together with the extensions. In 2010, Chevron farmed-in to the license with TPAO, drilled a single dry well, and then refrained from drilling a second commitment well and transferred its petroleum rights under the license to TPAO. Currently, TPAO holds 100% of the petroleum rights on the license.
Natural gas has previously been discovered in the Danube (i.e., Tuna in Turkish) river delta extending into the Black Sea, in the Romania and Bulgaria Exclusive Economic Zones, located west of Sakarya region. However, the 320 billion cubic meters of gas discovered at the Tuna 1 well, is the largest discovered gas reserve in the Black Sea. That said, data from a single well is not sufficient to make reliable reserve calculations. Along with the appraisal wells to be drilled following discovery, figures that are more realistic will ensue with regard to the dimensions of the field and therefore the amount of “gas in place”. Once the gas in place in the field is calculated, the recoverable gas reserves (75%-80% or more of gas in place) can be identified and, after the flow tests are completed, the daily production amounts can be determined.
Identifying recoverable gas reserves and daily production amounts for a field is a pre-condition to moving to the production phase. Capacity and specifications of the production platform to be built would be based on these.
The purpose of the production platform would be to bring the gas produced from various wells at a water depth of 2,100 meters to the platform through the risers, to separate it on the platform from CO2, H2S, water and condensate (if any), and to transport it to land with a 175-kilometer subsea pipeline. The challenges associated with production from a water depth of 2,100 meters and from a distance of 175 kilometers from land would have great impact on the costs, which are expected to be in the range of billions of dollars. It is also technically possible – with the newly-developed Floating Liquefied Natural Gas (LNG) vessels – to extract the gas from the well to the surface of the water, separate the natural gas on the ships on-site, convert it to LNG and thus transmit the gas in the form of LNG.
Choosing the most economical of these different methods depends on the determination of the recoverable gas and the daily flow amount of the field. Once these are identified, conceptual design engineering work has to be completed to assess the feasibility of different production options, such as production platform type, pipeline transportation or LNG. This would be followed by detailed engineering studies over the selected method before proceeding with the implementation phase. It is not beyond the realm of possibility that condensate separated from gas on surface may be encountered, or an oil discovery is also made. If this is the case, these would require additional costs.
Daily rental fees of rigs that are capable of drilling 2,100 meters under water are quite expensive. However, since TPAO is the owner of vessels with that capability, the well costs (considering the depreciation of the vessels) consist of operating costs only. Therefore, while drilling can be relatively low cost, the production platform and the transportation of the gas to the land would likely still be in the range of billions of dollars. If recoverable gas reserves are evaluated by independent evaluation companies, resulting in a “Competent Person Report” being prepared, then financing from banks may be an option.
Since TPAO will be producing gas at a water depth of 2,100 meters for the first time, it may likely want to benefit from the expertise of foreign oil and gas companies. This expertise can be procured either through consultancy services or through a “joint operating agreement” to be entered into with companies that have production experience in deep waters. While a consultancy agreement would require a direct payment, a joint operating agreement may allow the transfer of a share of production to the operator.
Situated as a bridge between countries that produce and consume, Turkey is known as a transit country for the transport of Eastern gas to Western countries. Black Sea gas, along with the gas currently being transported from Russia, Azerbaijan, Iran and possibly from Iraq and Eastern Mediterranean, may play an important role in Turkey’s becoming a “hub” instead, where buyers and sellers meet and the prices are determined.
Further, the Tuna 1 discovery may also play a role in meeting the additional demand in winter due to seasonal consumption fluctuations between summer and winter.
The existence of three deep-water drilling vessels owned by TPAO will encourage new discoveries not only in the Danube delta and the Sakarya region but also elsewhere in the Black Sea and the Mediterranean. This may also contribute to the development of cooperation opportunities with other countries in the Mediterranean and Aegean regions.
The discovery in the Sakarya field and other potential discoveries will increase the bargaining power of the national pipeline company, BOTAŞ and other gas importers in the renewals of gas import agreements to Turkey and allow them to act more freely on clauses such as “take or pay”.
We will have the opportunity to evaluate the Tuna 1 discovery in more detail at a webinar that we plan to hold together with the Petroleum and Natural Gas Platform Association in September, with the participation of esteemed guests from the gas industry.
27th of August 2020
Yazıcı Attorney Partnership
