A FPSO #9, a terceira unidade replicante, entrou em produção na área de Tupi Norte, marcando a conclusão da primeira fase de desenvolvimento do projeto Tupi e Iracema

Os parceiros do consórcio executaram um Extended Well Test (EWT) na área Tupi Oeste.

A FPSO P-69, correspondente à segunda unidade replicante e oitava unidade a iniciar operação, iniciou a produção em Outubro na área de Tupi Extremo Sul.

Entrada em produção da sétima FPSO e primeira unidade replicante, marcando o início de uma nova etapa nos projetos Tupi e Iracema. Esta plataforma tem uma capacidade de 150 kbpd e está a desenvolver a área de Tupi Sul.

Início de produção da quinta e sexta unidade, ambas com uma capacidade de processar 150 kbpd. A FPSO Cidade de Maricá iniciou operações em Fevereiro e está instalada na área de Tupi Alto, a FPSO Cidade de Saquarema que começou a produzir em julho na área Tupi Central.

Realização de um EWT à área de Tupi Oeste, através da FPSO Cidade Angra dos Reis e que teve início em novembro.

Início de produção da quarta FPSO Cidade de Itaguaí instalada na área de Iracema Norte, com uma capacidade de processamento de 150 kbpd.

Início de produção do campo Iracema, através da terceira FPSO Cidade de Mangaratiba, que conta com uma capacidade de processamento de 150 kbpd e está alocada à área de Iracema Sul.

Início de produção da segunda FPSO Cidade de Paraty instalada na área de Tupi Nordeste, com uma capacidade de processamento de 120 kbpd.

Realização do quarto EWT, que teve início em outubro na área de Tupi Central. O teste foi realizado através da FPSO Dynamic Producer.

Realização do quinto EWT, novamente através da unidade Cidade de São Vicente, que começou em novembro, na área de Tupi Sul.

Realização do terceiro EWT utilizando a FPSO Cidade de São Vicente, que teve início em março na área Iracema Sul.

Realização do segundo EWT, utilizando a FPSO Cidade de São Vicente para avaliar a área de Tupi Nordeste. O teste teve início em abril.

Declaração de comercialidade dos campos de Tupi e de Iracema.

Início de produção da primeira FPSO Cidade Angra dos Reis instalada na área de Tupi Piloto, com uma capacidade de processamento de 100 kbpd.

Perfuração de mais um poço, na área de Iracema, que reforçou as estimativas de petróleo e gás natural recuperável nos reservatórios do pré-sal daquela área. Os testes ao poço foram concluídos em novembro e constataram a alta produtividade dos reservatórios.

Início da campanha de avaliação dos projetos Tupi e Iracema com a realização do primeiro de cinco EWT, na área de Tupi Piloto através da FPSO Cidade de São Vicente e que teve início em maio. O objetivo da campanha foi aprofundar o conhecimento do campo e da produtividade dos poços.

Confirmação da descoberta do campo Tupi, após a realização de estudos complementares aos resultados obtidos no primeiro poço de exploração.

Descoberta do campo Tupi, um dos maiores campos petrolíferos do Brasil.

Como parte da segunda rodada de licitação do pré-sal em junho, o bloco BM-S-11, onde se encontra o campo Tupi e Iracema, foi adjudicado ao consórcio composto pela Petrobras (participação de 65%), BG Group (atualmente Shell, com uma participação de 25%) e Galp (10%).

Em agosto, A ANP aprovou o Acordo de Unitização da acumulação de Atapu, com a Galp a deter agora uma participação de 1,70%.

A primeira unidade a iniciar produção em Berbigão e no flanco oeste de Sururu, a P-68, iniciou produção em novembro.
 

No primeiro trimestre de 2018, foi iniciado um EWT na área de Sururu SW, através da unidade FPSO Cidade de S. Vincente.

A perfuração um poço de avaliação Sururu durante o período revelou a maior coluna de petróleo já encontrada na área do pré-sal da bacia de Santos, confirmando 530 metros de net pay de petróleo.

Os membros do consórcio, juntamente com a Petrobras por parte da área da cessão onerosa, e a PPSA, apresentaram à ANP três Acordos de Individualização da Produção (AIP) diferentes para o desenvolvimento do projeto Grande Iara.
 

Declarada a comercialidade das três acumulações, Berbigão, Sururu e Atapú, encontradas na área de Iara por parte da ANP.

Aquisição de uma participação de 22,5% no campo de Iara por parte da empresa francesa Total.

Submissão dos planos de desenvolvimento para três acumulações distintas na área de Iara e que se estendem para a área de Entorno de Iara.

Realização de um EWT na área do poço Iara Oeste – 2 em dezembro, através da FPSO Dynamic Producer e que obteve resultados semelhantes aos dos restantes EWT realizados no projeto Tupi/Iracema.

Declaração de comercialidade para o Iara e Entorno de Iara submetida à ANP em dezembro e a confirmar três acumulações distintas: Berbigão, Sururu e Atapú.

Perfuração de dois poços de avaliação: o Iara Oeste – 2 e o Iara High-Angle, tendo este último sido o primeiro poço horizontal.

Perfuração do poço de avaliação Iara Oeste que voltou a confirmar a qualidade do reservatório.

Conclusão do poço de avaliação Iara Horst, localizado a 8 km do primeiro poço de exploração efetuado e que confirmou a boa qualidade dos hidrocarbonetos encontrados.

Testes de formação ao poço de exploração efetuados confirmaram o potencial do reservatório.

Conclusão da perfuração do poço Iara, que comprovou uma descoberta relevante de petróleo nos reservatórios do pré-sal.

Como parte da segunda rodada de licitação do pré-sal em junho, o bloco BM-S-11, onde se encontra o campo Iara, foi adjudicado ao consórcio composto pela Petrobras (participação de 65%), BG Group (atualmente Shell, com uma participação de 25%) e Galp (10%).