Deliverable Type: RAPIDS™ Decision Memo
Analytical Subtype: Technical Positioning &
Insurance Strategy
Version Level: Advanced
Release Status: Client Release — Issued for Review
& Comment
Este documento consolida la posición técnica, aseguradora y de gobernanza corporativa de Frontera Energy frente al evento de falla ocurrido el 09 de marzo de 2025. Su objetivo es delimitar con precisión el marco técnico-asegurador del evento, proteger los intereses contractuales de la Compañía y fijar expectativas claras y consistentes en la relación con un proveedor estratégico global.
La reclamación ante la aseguradora es presentada por Frontera Energy con base en el conjunto completo de evidencias técnicas y operativas disponibles. El informe de Root Cause Analysis (RCA) elaborado por Halliburton–Summit se incorpora únicamente como insumo técnico sujeto a evaluación crítica, no como determinación concluyente ni como sustento automático para exclusiones de cobertura o traslados de responsabilidad.
El análisis desarrollado bajo el marco RAPIDS™ concluye que dicho RCA no alcanza los estándares de suficiencia probatoria ni demostrabilidad causal exigibles en contextos de upstream oil & gas ni aquellos habitualmente aplicados por aseguradoras industriales. En términos técnicos, no se demuestra una cadena causal verificable, no se identifica un mecanismo físico específico de daño y no se cumple el umbral requerido para reclasificar el evento desde su condición originalmente asegurable. En consecuencia, la naturaleza no concluyente del RCA no debilita, sino que refuerza la posición aseguradora de Frontera Energy, al evidenciar la ausencia de una base técnica demostrada para negar o limitar cobertura.
Desde una perspectiva estratégica, el riesgo asociado no se limita al plano técnico, sino que se extiende a dimensiones aseguradoras, contractuales y de gobernanza técnica, particularmente relevantes tratándose de un proveedor global cuya propuesta de valor se fundamenta en robustez de diseño, competencia técnica verificable y capacidad analítica acorde con aplicaciones de servicio severo en upstream. La aceptación de interpretaciones causales no demostradas introduciría precedentes adversos que trascienden el evento puntual.
Este informe es de carácter estrictamente interno y tiene como finalidad fijar una postura técnica clara, conservadora y defendible, fortalecer la posición de Frontera Energy en el proceso de reclamación aseguradora y alinear incentivos hacia una respuesta proporcional y técnicamente sólida por parte del proveedor, evitando escalamiento innecesario y preservando estándares de gobernanza técnica corporativa.
Frontera Energy opera activos de upstream oil & gas donde la confiabilidad de los sistemas de inyección y la continuidad operacional son elementos estructurales para la gestión del riesgo y la preservación de valor. La Unidad HPS-042J integra un sistema diseñado para operación continua en condiciones de servicio severo, con variaciones inherentes de presión, caudal y régimen hidráulico propias de esquemas de inyección en paralelo y campos maduros.
En este entorno, los eventos con impacto mecánico potencial no pueden evaluarse de forma aislada ni retrospectiva, sino dentro de un marco técnico coherente con la naturaleza del sistema y con las prácticas industriales aplicables. Su interpretación debe apoyarse en estándares verificables de ingeniería y criterios aseguradores consistentes con aplicaciones de upstream, evitando lecturas ad-hoc que distorsionen las expectativas implícitas de diseño, tolerancia y margen operativo.
Halliburton actúa como proveedor estratégico de Frontera Energy en líneas de negocio de alta criticidad operativa. Esta condición incorpora expectativas explícitas respecto al rigor analítico aplicado en la gestión de eventos complejos, a la calidad del soporte técnico entregado y a la competencia efectivamente desplegada en situaciones de impacto material.
Este marco debe leerse además en un contexto de mercado donde existen proveedores globales alternativos con capacidades técnicas comparables, lo que establece un estándar industrial objetivo frente al cual resulta legítimo evaluar si la respuesta técnica recibida es proporcional al carácter estratégico de la relación.
Desde una perspectiva corporativa, el análisis reconoce que ninguna de las partes se beneficia de una escalada abierta. Frontera Energy prioriza preservar una posición aseguradora sólida, evitar precedentes técnicos débiles y sostener relaciones estratégicas de largo plazo sin comprometer principios de gobernanza técnica. Para el proveedor, la exposición de análisis insuficientemente sustentados en un contexto asegurador conlleva riesgos reputacionales y contractuales que trascienden el evento específico.
En este marco, el presente documento se concibe como un instrumento de firmeza técnica sin confrontación, orientado a alinear incentivos y establecer de manera implícita, pero clara, el nivel de rigor esperado de un proveedor estratégico global.
El análisis del evento se fundamenta en principios de causalidad técnica ampliamente aceptados para la evaluación de sistemas industriales complejos, utilizados de manera consistente tanto en ingeniería forense como en contextos aseguradores. Estos principios permiten evaluar hipótesis causales de forma objetiva y verificable, con independencia del actor que las proponga.
En términos operativos, toda atribución causal técnicamente defendible debe satisfacer simultáneamente tres criterios:
Estos criterios son coherentes con estándares y guías ampliamente utilizados en upstream oil & gas, incluyendo marcos de confiabilidad de equipos, investigación de incidentes y prácticas de ajuste de pérdidas. En ausencia de una cadena causal que satisfaga de manera concurrente estos principios, no resulta técnicamente defendible atribuir responsabilidad operativa ni sustentar exclusiones de cobertura en procesos aseguradores.
Los sistemas de inyección en upstream oil & gas operan bajo dinámicas transitorias inherentes a su diseño y esquema de control. Estas dinámicas reflejan la interacción entre variadores de velocidad, bombas en paralelo, ajustes operativos rutinarios y variaciones normales en las condiciones del yacimiento.
En este contexto, el análisis de datos operativos exige criterios técnicos mínimos que permitan distinguir comportamiento esperado de señales relevantes para diagnóstico. Entre ellos destacan la delimitación clara de ventanas temporales de análisis, la diferenciación entre transitorios normales y comportamientos anómalos persistentes, y la evaluación de magnitudes relativas frente a las envolventes de diseño y operación.
Las prácticas consolidadas de la industria reconocen que variaciones operativas dentro de rangos de diseño y control no constituyen, por sí mismas, evidencia de operación indebida ni fundamento suficiente para establecer causalidad de falla. Esta distinción es central para evitar interpretaciones retrospectivas que confundan correlación temporal con mecanismo causal.
Las bombas y sistemas asociados a la Unidad HPS-042J corresponden a equipos diseñados para servicio severo continuo. En consecuencia, incorporan expectativas explícitas de tolerancia frente a variaciones normales de caudal, presión y velocidad, así como capacidad de operación sostenida fuera del punto de máxima eficiencia (BEP) sin derivar en falla catastrófica.
Estas expectativas se encuentran implícitas en las especificaciones del OEM, en las prácticas consolidadas de la industria y en los contratos de suministro, y adquieren especial relevancia cuando el proveedor es un actor global con experiencia documentada en aplicaciones de upstream oil & gas.
Bajo este marco, cualquier afirmación que atribuya una falla mecánica mayor a variaciones operativas comunes, ocurridas dentro de la envolvente de diseño, requiere demostración técnica cuantitativa mediante modelación física, análisis estructural o evidencia experimental. Inferencias cualitativas o juicios retrospectivos basados únicamente en correlación temporal no satisfacen este umbral.
En procesos de reclamación aseguradora, la evaluación técnica de eventos se rige por estándares de suficiencia probatoria, no por la plausibilidad narrativa de las explicaciones propuestas. En términos prácticos, este enfoque se apoya en tres principios bien establecidos.
Primero, la carga de demostrar una exclusión de cobertura recae en quien la alega, no en el asegurado. Segundo, las conclusiones técnicas deben ser reproducibles por terceros independientes mediante metodologías verificables y aceptadas en la industria. Tercero, la ausencia de causalidad técnicamente demostrada favorece la cobertura del evento, conforme al principio de interpretación favorable al asegurado ante ambigüedad técnica.
Este enfoque es consistente con las prácticas de ajuste de pérdidas en los sectores de energía e infraestructura industrial, donde la autoridad o reputación del emisor no sustituye la necesidad de evidencia técnica demostrable.
El marco analítico adoptado se encuentra alineado con estándares técnicos y prácticas ampliamente aceptadas en la industria de upstream oil & gas, particularmente en lo relativo a causalidad de fallas de maquinaria rotativa, análisis de vibraciones, adecuación al servicio y suficiencia probatoria en contextos técnicos y aseguradores.
Este cuerpo de conocimiento reconoce explícitamente que la variabilidad operativa y los transitorios dentro de la envolvente de diseño no constituyen evidencia suficiente de operación indebida, y que los mecanismos de daño en cojinetes y elementos rotativos requieren demostración física progresiva, térmica o tribológica verificable. Las conclusiones causales deben sustentarse, por tanto, en cadenas demostrables y reproducibles por terceros independientes.
La aplicación de este marco no introduce criterios favorables al operador ni interpretaciones ad-hoc, sino que refleja la base consolidada de conocimiento utilizada por ingenieros especializados, auditores técnicos independientes y aseguradoras industriales para la evaluación objetiva de eventos de falla. Las referencias técnicas completas se presentan en los anexos, permitiendo verificación independiente sin sobrecargar el cuerpo ejecutivo del documento.
La aplicación del marco técnico a la evidencia disponible indica que el evento de falla de la Unidad HPS-042J no cuenta con una causalidad técnica cerrada, verificable y reproducible. La evaluación integrada de la evidencia propia y de las hipótesis presentadas por terceros se resume en la siguiente tabla ejecutiva:
| Dimensión evaluada | Observación técnica clave | Implicación directa |
|---|---|---|
| Precedencia causal | No se demuestra una relación inequívoca entre condiciones operativas previas y el daño observado | No se establece origen técnico verificable |
| Suficiencia causal | Los factores propuestos no son cuantificados ni demostrados como capaces de producir el modo de falla | Hipótesis incompleta |
| Exclusividad | No se descartan causas alternativas plausibles (diseño, integridad, ensamble, degradación previa) | Causalidad no cerrada |
| Metodología | Predomina análisis cualitativo retrospectivo sin modelación reproducible | Bajo valor probatorio |
| Uso de datos | Ventanas parciales y ausencia de análisis histórico sistemático | Correlación no demostrada |
| Daño físico | No se demuestra vínculo directo entre causa propuesta y mecanismo de daño observado | Ruptura causa–efecto |
Resultado: las hipótesis disponibles no alcanzan el umbral técnico requerido para sustentar conclusiones causales, contractuales o aseguradoras adversas al operador.
El análisis de las series de tiempo disponibles muestra que la Unidad HPS-042J operó dentro de un contexto coherente con la operación normal de sistemas de inyección en upstream oil & gas, incluyendo:
Las variaciones observadas en caudal, velocidad y condiciones hidráulicas:
Bajo prácticas industriales consolidadas, estas condiciones no constituyen evidencia de operación indebida ni explicación técnica suficiente para una falla catastrófica.
La selección de un proveedor global líder implica expectativas razonables de:
Atribuir una falla mecánica mayor a condiciones operativas dentro de rangos normales, sin demostrar un mecanismo físico específico, resulta técnicamente inconsistente y tensiona el principio de adecuación del equipo para el servicio previsto.
El Anexo A consolida citas textuales verificables de la documentación del proveedor, evidenciando:
La función del anexo es desplazar el análisis desde la narrativa hacia el texto literal verificable, habilitando evaluación independiente por terceros.
La evidencia disponible, evaluada bajo el marco técnico definido, muestra que:
Implicación directa:
Se preserva la naturaleza asegurable del evento y se mantiene la posición del operador frente a reclamaciones aseguradoras, contractuales y de gobernanza técnica, al no existir base técnica sólida para negar cobertura o imputar responsabilidad operativa exclusiva.
Bajo estándares habituales de reclamación en seguros industriales, el evento de la Unidad HPS-042J conserva su carácter asegurable. La evaluación técnica no habilita exclusiones ni traslados de responsabilidad al operador, dado que:
En este contexto, la ausencia de causa demostrada no perjudica al asegurado y no constituye base objetiva para negar o condicionar la reclamación.
La documentación aportada por terceros forma parte legítima del expediente, pero su peso probatorio es limitado desde una perspectiva aseguradora y forense. En particular:
Como resultado, dicho material no traslada la carga probatoria al operador ni redefine la naturaleza del evento. El Anexo A permite verificación independiente, directa y trazable de estas limitaciones.
Las hipótesis que atribuyen la falla a condiciones operativas normales introducen, de forma objetiva, una tensión con el principio de adecuación del equipo para el servicio previsto (fitness for purpose).
Aceptar esa lógica implicaría cuestionar, al menos implícitamente:
El documento no adopta esta conclusión como posición contractual, pero reconoce que dicha implicación surge directamente de las hipótesis planteadas por terceros y debe gestionarse con cautela en una relación estratégica.
Más allá del evento puntual, el caso evidencia un riesgo de gobernanza técnica cuando análisis cualitativos o narrativos sustituyen demostraciones ingenieriles reproducibles en decisiones de alta exposición.
La preocupación es institucional, no personal, y se centra en:
Este aspecto resulta relevante tanto para el caso actual como para establecer expectativas claras hacia adelante.
La evidencia técnica consolidada establece un marco de decisión estable, coherente y plenamente defendible para el evento analizado.
Bajo este marco:
En este contexto, atribuir una falla mecánica catastrófica a la ocurrencia de transitorios o esfuerzos propios del régimen normal de operación o de pruebas operativas implica, de forma lógica, una de dos conclusiones alternativas:
El presente documento no adopta ni promueve dichas conclusiones, pero tampoco puede ignorar que se derivan directamente de hipótesis causales no demostradas que pretenden explicar la falla a partir de condiciones que el propio sistema debería ser capaz de absorber. En ausencia de demostración física cuantitativa que cierre ese salto lógico, dichas hipótesis no alteran la naturaleza aseguradora del evento ni la posición del operador.
En consecuencia, cualquier decisión sustentada en la mantenida asegurabilidad del evento, en la base de conocimiento consolidada de la industria upstream oil & gas y en estándares técnicos verificables resulta técnica, contractual y corporativamente defendible.
La revisión de esta posición solo sería procedente ante la presentación de nueva evidencia técnica demostrable, capaz de modificar materialmente la evaluación causal mediante mecanismos físicos verificables, y no mediante interpretaciones retrospectivas, narrativas no cerradas o inferencias no sustentadas ingenierilmente.
#¢## Contexto de datos (explícito y verificable)
Este requisito probatorio no es satisfecho por la evidencia presentada.
| # | Cita literal (RCA Halliburton) | Página | Evaluación de validez técnica | Norma / Referencia |
|---|---|---|---|---|
| CARACTERIZACIÓN INICIAL | ||||
| 1 | “Razón del Servicio: Falla operativa por condiciones mecánicas asociadas a la operación.” | p.1 | La causa es postulada ex ante, antes del análisis. Esto constituye razonamiento circular y vulnera principios básicos de investigación causal. | ISO 31000:2018 §6.3 |
| 2 | “Evento externo hidráulico durante parada de Unidad I.” | p.1 | El evento es afirmado, no demostrado. El único registro disponible (SCADA a 1 min) carece de resolución para caracterizar transitorios hidráulicos dañinos. | API 610 §6.1.2 |
| 3 | “Validar el nexo causal…” | p.1 | El análisis busca confirmar una hipótesis predefinida, no evaluar mecanismos alternativos ni realizar descarte sistemático. | CCPS–AIChE RCA Guidelines |
| DATOS, MUESTREO E INSTRUMENTACIÓN | ||||
| 4 | “El análisis se basa en evidencia operativa… tendencias de vibración…” | p.1 | El término “tendencias” se usa sin definición formal. No se presenta análisis espectral reproducible ni descomposición temporal que permita inferencia causal. | ISO 13373-1 §4.2 |
| 5 | (Implícito) Uso de datos SCADA a 1 minuto para inferir evento hidráulico | — | Inválido por diseño: un muestreo de 1 minuto no captura golpes de ariete, impactos ni cargas dinámicas capaces de dañar cojinetes. | ISO 13373-1 §6.3 |
| 6 | (Implícito) Uso de transmisor sísmico RMS | — | El RMS global es un indicador agregado; no identifica impactos, contacto axial, fricción localizada ni daño incipiente en cojinetes. | ISO 20816-1 §4 |
| PARADA UNIDAD I (08:46–08:56) | ||||
| 7 | “incremento de vibraciones… 2x y 2.5x” | p.2 | No demostrable: en esta ventana solo existen datos a 1 min. No hay evidencia de picos, impactos ni firmas hidráulicas severas. | ISO 13373-1 §6.3 |
| 8 | “operaron durante aproximadamente 3 horas…” | p.2 | Entre 08:56 y ~11:18 la Unidad J opera sin degradación progresiva observable. Esto es incompatible con daño inducido severo a las 08:46. | ISO 14224 §7.5 |
| FALLA CATASTRÓFICA UNIDAD J (11:23) | ||||
| 9 | “cambio en la tendencia de las vibraciones” | p.2 | El único intervalo técnicamente válido para daño mecánico es 11:15–11:25 (2 Hz). Se observa colapso súbito, no liberación de daño acumulado. | ISO 13373-1 §5 |
| 10 | “comportamiento típico de excitación hidráulica transitoria” | p.6 | En los datos a 2 Hz no se observan firmas de golpe de ariete (fenómeno continuo 0–1 Hz). La firma observada es discreta y localizada. | Literatura de transitorios hidráulicos |
| FUERZAS Y DAÑO EN COJINETES | ||||
| 11 | “aumento de fuerzas radiales/axiales” | p.10 | Cargas dentro de la envolvente OEM no son dañinas por definición. El equipo debe absorberlas sin pérdida de integridad. | API 610 §6.1 |
| 12 | (Implícito) Vibraciones como causa del daño | — | La vibración es un síntoma, no un mecanismo. El daño en cojinetes requiere contacto físico, fricción, calor o pérdida de holgura. | Literatura de maquinaria rotativa |
| 13 | “no soporta condición latente interna” | p.11 | Contradicción directa: vibraciones elevadas documentadas desde puesta en marcha; se solicitó corrección y no se ejecutó. | API RP 686 §4 |
| CONCLUSIONES | ||||
| 14 | “evento externo hidráulico… genera incremento…” | p.11 | No existe continuidad temporal ni física que conecte 08:46–08:56 con la falla súbita a las 11:23. | ISO 31000 |
| 15 | “susceptibilidad local” | p.11 | En equipos idénticos, la “susceptibilidad” apunta a fabricación, ensamble, alineación o instalación, no a operación normal. | ISO 14224; API RP 686 |
El presente glosario se incluye exclusivamente con fines operativos, con el objetivo de asegurar una interpretación consistente de los términos utilizados a lo largo del documento. No pretende establecer definiciones normativas exhaustivas ni sustituir los cuerpos regulatorios, estándares técnicos o marcos contractuales de referencia.
Las referencias citadas se incluyen únicamente como contexto de alineación con la base de conocimiento de la industria, y no como transcripción literal ni interpretación oficial de dichas normas. Cualquier discusión técnica derivada de estos términos debe entenderse como un debate con los estándares industriales aplicables, y no como una controversia con la posición técnica aquí expuesta.
| Término | Uso operativo en el documento | Referencia |
|---|---|---|
| Adecuación al servicio (Fitness for purpose) | Principio según el cual el equipo suministrado debe ser apto para el régimen real de operación, incluyendo transitorios esperables, bajo las condiciones para las cuales fue especificado, adquirido y puesto en servicio. | API 579-1 / ASME FFS-1 |
| Análisis espectral (FFT) | Herramienta diagnóstica utilizada para identificar firmas mecánicas específicas, cuya ausencia o mala resolución limita conclusiones causales. | ISO 13373-1; Bently & Hatch |
| Cadena causal técnica | Secuencia cerrada y verificable de eventos físicos que conecta una causa propuesta con un efecto observado, cumpliendo precedencia temporal, suficiencia causal y descarte razonable de alternativas. | API RP 585; CCPS–AIChE |
| Carga de la prueba | Responsabilidad de demostrar técnica y físicamente que un evento se aparta de las condiciones de diseño, operación esperada o asegurabilidad; no recae en el operador en ausencia de dicha demostración. | ISO 31000; principios aseguradores |
| Condición latente | Defecto, degradación o no conformidad preexistente al evento que puede manifestarse como falla ante un disparador operativo normal. | ISO 14224 |
| Correlación temporal vs causalidad | Distinción fundamental entre coincidencia temporal y demostración de un mecanismo físico causa–efecto, no intercambiables en análisis forense o asegurador. | CCPS–AIChE Incident Investigation |
| Envolvente de diseño / operación | Rango de condiciones operativas que el equipo debe ser capaz de absorber sin pérdida de integridad mecánica, conforme a su especificación, selección y propósito de servicio. | API 610 (11th ed.); ISO 20816 |
| Exclusión de cobertura | Condición contractual cuya aplicación requiere demostración técnica objetiva de que el evento cae inequívocamente dentro de la exclusión definida. | IAIS; principios de derecho asegurador |
| Gobernanza técnica | Capacidad organizacional para aceptar o rechazar conclusiones técnicas de terceros exclusivamente con base en estándares verificables, demostrabilidad física y trazabilidad metodológica, no en la autoridad, reputación o posición del emisor. | ISO 9001:2015; ISO 55000; CCPS–AIChE |
| Posición aseguradora | Conjunto estructurado de argumentos técnicos, contractuales y evidenciales que sustentan que un evento mantiene su carácter asegurable, en ausencia de causalidad técnica demostrada que habilite exclusiones o traslados de responsabilidad. | IAIS; prácticas de loss adjustment industrial |
| Precedente técnico | Interpretación técnica que, al ser aceptada, condiciona evaluaciones futuras de eventos similares en contextos aseguradores, contractuales y de gobernanza, independientemente del evento puntual. | NSPE; Engineering Ethics & Professional Responsibility |
| Proveedor estratégico global (Big Company) | Proveedor multinacional cuya propuesta de valor se fundamenta en robustez de diseño, tolerancia operativa y competencia técnica demostrable para aplicaciones de servicio severo en upstream. | Práctica industrial upstream |
| Resolución temporal / muestreo | Capacidad del sistema de adquisición para capturar fenómenos dinámicos relevantes, acorde con la escala temporal de los mecanismos de daño evaluados. | ISO 13373-1 |
| Robustez operacional | Capacidad demostrada del equipo para tolerar transitorios y variabilidad operativa inherentes al servicio sin falla catastrófica ni degradación súbita incompatible con su diseño. | ISO 14224; API RP 610 |
| Suficiencia probatoria | Umbral de evidencia demostrable, reproducible y verificable por terceros independientes requerido para que una hipótesis técnica pueda utilizarse válidamente para excluir cobertura o trasladar responsabilidad. | ISO/IEC 17025; ISO 31000 |
| Vibración RMS global | Indicador agregado de condición general que no permite, por sí solo, identificar mecanismos específicos de daño ni establecer causalidad física de falla. | ISO 20816-1; ISO 13373-1 |