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 propósito es delimitar con claridad el marco técnico y asegurador del evento, proteger los intereses contractuales de la Compañía y establecer expectativas explícitas y consistentes en la relación con un proveedor estratégico global.
La reclamación ante la aseguradora es formulada por Frontera Energy con base en el conjunto completo de evidencias técnicas y operativas disponibles. El informe de Root Cause Analysis (RCA) emitido por Halliburton–Summit se incorpora al expediente como insumo probatorio sujeto a evaluación técnica crítica, y no como determinación concluyente ni como sustento exculpatorio de terceros.
El análisis desarrollado bajo el marco RAPIDS™ concluye que el RCA presentado no alcanza los estándares de suficiencia probatoria, demostrabilidad causal ni rigor metodológico exigibles en contextos de upstream oil & gas, ni aquellos comúnmente aplicados por aseguradoras industriales para sustentar exclusiones de cobertura o traslados de responsabilidad. Lejos de debilitar la posición del operador, la naturaleza no concluyente, interpretativa y metodológicamente frágil del RCA refuerza la posición aseguradora de Frontera Energy, al evidenciar que no existe una explicación técnica demostrada que permita a terceros independientes negar, limitar o condicionar la cobertura del evento.
Desde una perspectiva estratégica, el riesgo asociado no se limita al plano técnico, sino que se extiende a dimensiones contractuales, reputacionales y de gobernanza técnica. Estas dimensiones adquieren especial relevancia tratándose de un proveedor global cuya propuesta de valor se fundamenta en robustez de diseño, competencia técnica verificable y capacidad analítica de alto nivel, coherentes con aplicaciones de servicio severo en upstream.
Este informe es de carácter estrictamente interno y tiene como finalidad fijar una postura técnica clara, consistente y defendible, fortalecer la posición de Frontera Energy en el proceso de reclamación aseguradora y establecer un marco de referencia que alinee incentivos hacia una respuesta proporcional, técnicamente sólida y acorde con las expectativas implícitas en la contratación de un proveedor estratégico global.
Frontera Energy opera activos de upstream oil & gas en los cuales la confiabilidad de los sistemas de inyección y la continuidad operacional constituyen elementos estructurales para la gestión del riesgo y la preservación de valor. La Unidad HPS-042J forma parte de un sistema de inyección diseñado para operación continua en condiciones de servicio severo, con variaciones inherentes de presión, caudal y régimen hidráulico, propias de campos maduros y esquemas de inyección en paralelo.
En este entorno operativo, los eventos con impacto mecánico potencial no pueden evaluarse de manera aislada ni retrospectiva, sino dentro de un marco técnico coherente con la naturaleza del sistema y con las prácticas industriales aplicables. La interpretación de dichos eventos debe, por tanto, apoyarse en estándares verificables de ingeniería y criterios aseguradores consistentes con aplicaciones de upstream, evitando lecturas ad-hoc que desvirtúen las expectativas implícitas de diseño, tolerancia y margen operativo.
Halliburton participa como proveedor estratégico de Frontera Energy en múltiples líneas de negocio críticas, incluyendo servicios de pozo, cementaciones, sistemas de levantamiento artificial y soporte técnico a activos de alta exposición operativa. Esta relación incorpora expectativas claras respecto al nivel de competencia técnica efectivamente desplegado, al rigor analítico aplicado en la gestión de eventos complejos y a la calidad del soporte entregado en situaciones de impacto material.
De forma complementaria, el mercado dispone de proveedores alternativos de alcance global con capacidades técnicas comparables para el suministro y soporte de equipos equivalentes. Este contexto competitivo establece un estándar industrial objetivo frente al cual resulta razonable evaluar si la respuesta técnica recibida es proporcional al carácter estratégico de la relación y al posicionamiento del proveedor como actor global.
Desde una perspectiva corporativa, el análisis del evento se desarrolla bajo el reconocimiento de que ninguna de las partes obtiene beneficios de una escalada abierta. Para Frontera Energy, las prioridades se centran en preservar una posición aseguradora sólida, evitar la consolidación de precedentes técnicos débiles y sostener relaciones estratégicas de largo plazo sin comprometer principios de gobernanza técnica. Para Halliburton, 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 de manera constructiva, proteger los intereses superiores de Frontera Energy y establecer, de forma implícita pero clara, el nivel de rigor esperado en la respuesta técnica de un proveedor estratégico global.
El análisis del evento se apoya 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 proporcionan un marco objetivo para estructurar y evaluar hipótesis causales, independientemente del actor que las proponga.
El primero es la precedencia temporal, según la cual una causa debe anteceder al efecto de forma verificable. El segundo es la suficiencia causal, que exige que la causa planteada sea capaz, por sí misma o en combinación demostrable con otros factores, de producir el efecto observado. El tercero es la exclusividad razonable, que requiere descartar, con base técnica sólida, causas alternativas plausibles antes de atribuir causalidad principal a un factor específico.
Estos criterios son coherentes con marcos normativos y guías técnicas ampliamente utilizados en la industria, incluyendo estándares de confiabilidad de equipos, investigación de incidentes y prácticas de ajuste de pérdidas en upstream oil & gas. En ausencia de una cadena causal que satisfaga simultáneamente 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 a su esquema de control. Estas dinámicas reflejan la interacción entre variadores de velocidad (VSD), bombas en operación paralela, ajustes rutinarios de setpoints, rampas y válvulas, así como variaciones normales en las condiciones del yacimiento.
En este contexto, el análisis de datos operativos requiere criterios técnicos mínimos que permitan distinguir comportamiento esperado de señales relevantes para diagnóstico. Entre ellos se incluyen la delimitación explícita de ventanas temporales de análisis, la diferenciación entre transitorios normales y comportamientos anómalos persistentes, la evaluación de magnitudes relativas frente a envolventes de diseño y operación, y la aplicación de criterios estadísticos consistentes y no selectivos.
Las prácticas documentadas 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 resulta 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 fabricante original (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.
En este marco, cualquier afirmación que atribuya una falla mecánica catastrófica 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 operativos, este enfoque se traduce en tres principios fundamentales.
Primero, la carga de demostrar una exclusión de cobertura recae en quien la alega, no en el asegurado que presenta la reclamación. Segundo, las conclusiones técnicas deben ser reproducibles por terceros independientes mediante metodologías verificables y aceptadas en la industria. Tercero, la ausencia de una causalidad técnicamente demostrada favorece la cobertura del evento, en línea con el 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 los informes técnicos se evalúan bajo criterios de consistencia interna, trazabilidad metodológica y demostrabilidad física. La reputación o autoridad del emisor no sustituye la necesidad de evidencia técnica rigurosa.
El marco analítico adoptado en este documento se encuentra alineado con estándares técnicos y prácticas ampliamente aceptadas en la industria de upstream oil & gas. Este alineamiento resulta particularmente relevante para la evaluación de causalidad en fallas de maquinaria rotativa, el análisis de vibraciones mecánicas, las expectativas de adecuación al servicio de bombas centrífugas y los criterios de suficiencia probatoria en contextos técnicos y aseguradores.
Los principios aplicados son consistentes con estándares API e ISO aplicables, así como con la literatura técnica de referencia utilizada en confiabilidad y diagnóstico de maquinaria rotativa. Estos cuerpos de conocimiento reconocen que la variabilidad operativa y los transitorios dentro de la envolvente de diseño no constituyen, por sí mismos, evidencia de operación indebida ni fundamento suficiente para establecer causa raíz de falla.
Asimismo, establecen que los mecanismos de daño en cojinetes y elementos rotativos requieren demostración física progresiva, térmica o tribológica verificable, y que no pueden inferirse exclusivamente a partir de correlaciones temporales o incrementos relativos de vibración sin contexto técnico adecuado. Las conclusiones causales deben, por tanto, sustentarse en cadenas demostrables, reproducibles por terceros independientes y técnicamente cerradas mediante evidencia física o modelación ingenieril.
La aplicación de este marco no introduce interpretaciones favorables al operador ni criterios ad-hoc, sino que refleja la base consolidada de conocimiento de la industria utilizada por ingenieros especializados, auditores técnicos independientes y aseguradoras industriales para la evaluación objetiva de eventos de falla. Las referencias completas y extractos técnicos específicos que respaldan estos principios se presentan en los anexos, permitiendo verificación independiente sin sobrecargar el cuerpo ejecutivo del documento con discusiones de literalidad normativa.
El análisis integral de la evidencia disponible indica que el evento de falla de la Unidad HPS-042J no cuenta con una cadena causal técnica cerrada, verificable y reproducible conforme a los criterios aplicables en ingeniería forense y evaluación aseguradora.
En la evidencia analizada no se establece una precedencia causal inequívoca entre las condiciones operativas observadas y el modo de falla documentado durante el teardown. De igual forma, los factores señalados como causales no son cuantificados ni demostrados como suficientes para producir, por sí mismos o mediante una combinación técnicamente demostrable, el daño específico observado. Finalmente, no se descartan de manera rigurosa otras causas plausibles relacionadas con diseño, integridad inherente del equipo, procedimientos de ensamble, tolerancias internas o mecanismos de degradación progresiva preexistentes.
En ausencia concurrente de estos elementos, cualquier atribución causal permanece en el plano de la hipótesis no demostrada, insuficiente para sustentar conclusiones técnicas, contractuales o aseguradoras. Esta conclusión se deriva directamente de la aplicación del marco técnico definido y no de una interpretación favorable al operador.
El análisis de las series de tiempo operativas 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. Dicho contexto incluye control mediante VSD, presencia de transitorios hidráulicos inherentes al sistema, ajustes operativos rutinarios y operación en paralelo con otras unidades.
Las variaciones observadas en caudal, velocidad y condiciones hidráulicas permanecen dentro de las envolventes de diseño conocidas para este tipo de equipos y no exhiben patrones de inestabilidad persistente. Tampoco se establece una correlación demostrable entre dichas variaciones y el instante de la falla ni con el mecanismo físico de daño identificado en la inspección posterior.
Bajo prácticas industriales consolidadas, la existencia de transitorios operativos o desviaciones puntuales respecto a un punto nominal no constituye evidencia de operación indebida ni base técnica suficiente para explicar una falla catastrófica en equipos diseñados para servicio severo continuo.
La contratación de un proveedor global líder en upstream oil & gas conlleva expectativas técnicas razonables respecto a la robustez del diseño, la tolerancia a variaciones normales de proceso y la capacidad del sistema para absorber transitorios operativos sin pérdida súbita de integridad mecánica.
Estas expectativas se encuentran alineadas con las especificaciones del OEM, las prácticas históricas de la industria y el posicionamiento diferencial que justifica económicamente la selección de un proveedor global frente a alternativas regionales o competidores equivalentes.
En este contexto, atribuir una falla mecánica mayor a condiciones operativas que se mantienen dentro de los rangos normales esperados, sin demostrar un mecanismo físico específico, verificable y reproducible, resulta técnicamente inconsistente. Dicha inconsistencia no solo debilita la solidez técnica de la hipótesis planteada, sino que introduce una tensión directa con el principio de adecuación del equipo para el servicio previsto.
Las hipótesis causales propuestas por terceros, incluido el proveedor del equipo, no alcanzan el umbral de suficiencia probatoria requerido para evaluación independiente. Estas hipótesis se apoyan predominantemente en interpretaciones cualitativas retrospectivas de datos operativos, sin metodología reproducible claramente documentada ni cuantificación ingenieril del daño propuesto.
Adicionalmente, se observa una selección parcial de ventanas de datos sin análisis estadístico sistemático del comportamiento histórico del equipo y una ausencia de correlación directa y verificable entre la causa propuesta y el daño físico específico observado.
Desde una perspectiva aseguradora, estas limitaciones impiden sustentar exclusiones de cobertura, traslados de responsabilidad al operador o reclasificaciones adversas del evento. Esta evaluación no constituye un juicio sobre intenciones o competencias individuales, sino una valoración objetiva del nivel de demostración técnica alcanzado frente a estándares aplicables.
El Anexo A consolida, en formato tabular verificable, extractos textuales provenientes de la documentación técnica del proveedor. Estos extractos evidencian ambigüedad explícita en las conclusiones, reconocimiento de limitaciones analíticas, ausencia de una determinación cerrada de causa raíz y uso recurrente de lenguaje condicional o interpretativo.
La función de esta validación cruzada es desplazar el análisis desde la narrativa hacia el texto literal verificable, permitiendo que terceros independientes realicen su propia evaluación objetiva sin depender de interpretaciones intermedias. La tabla no introduce interpretación adicional, sino que expone de forma sistemática y trazable las limitaciones existentes en el material fuente.
Este ejercicio refuerza de manera objetiva el principio de que la ausencia de causalidad técnicamente demostrada favorece la posición del asegurado bajo prácticas normales de reclamación industrial.
La aplicación del marco técnico definido a la evidencia disponible conduce a una conclusión convergente: el evento analizado no cuenta con una explicación causal técnica cerrada que satisfaga los criterios aplicables, las condiciones operativas observadas son coherentes con la operación normal esperada del sistema y las hipótesis alternativas propuestas no superan el estándar probatorio requerido en contextos técnicos y aseguradores.
Esta combinación de hallazgos preserva la naturaleza asegurable del evento y refuerza la posición del operador en los ámbitos asegurador, contractual y de gobernanza técnica. Al no existir una base técnica sólida, demostrable y reproducible para negar cobertura o imputar responsabilidad operativa exclusiva, se mantiene intacto el fundamento de la reclamación en los términos originalmente previstos.
Desde la perspectiva de suficiencia probatoria aplicable en procesos aseguradores industriales, los hallazgos técnicos consolidados confirman que el evento de falla de la Unidad HPS-042J mantiene su carácter asegurable bajo los términos y condiciones usuales de pólizas de daño material e interrupción de negocio.
Esta conclusión se sostiene en tres elementos concurrentes: (i) no existe una determinación técnica concluyente, verificable y reproducible que permita atribuir el evento de manera directa y exclusiva a mala operación, negligencia o incumplimiento de prácticas industriales razonables por parte del operador; (ii) no se ha demostrado una causa raíz atribuible de forma primaria o exclusiva a acciones u omisiones del operador; y (iii) no se ha alcanzado el estándar probatorio requerido habitualmente por aseguradoras industriales para sustentar exclusiones de cobertura.
En línea con prácticas aseguradoras consolidadas en los sectores de energía e infraestructura, la ausencia de una explicación causal técnicamente cerrada no perjudica la posición del asegurado. Por el contrario, evidencia que no existe base técnica objetiva y suficiente para negar, limitar o condicionar la cobertura del evento reclamado.
La documentación técnica aportada por terceros, incluidos los proveedores del equipo, integra legítimamente el expediente del evento en calidad de evidencia sujeta a evaluación técnica crítica e independiente. Sin embargo, su incorporación no implica que dichos documentos constituyan, por sí mismos, una determinación vinculante o concluyente de causalidad.
El análisis desarrollado demuestra que este material no alcanza el umbral de certeza técnica razonablemente exigible en contextos industriales y aseguradores de esta naturaleza. En particular, se identifican ambigüedades explícitas, uso recurrente de lenguaje condicional y ausencia de demostración física reproducible mediante metodologías estándar de la industria, tales como modelación estructural, análisis térmico o simulaciones de carga.
En consecuencia, estos documentos no pueden sustentar válidamente el traslado de la carga probatoria al operador, justificar exclusiones de cobertura ni redefinir unilateralmente la naturaleza aseguradora del evento. La tabla de validación cruzada incluida como Anexo A permite a terceros independientes verificar esta conclusión de forma objetiva, trazable y sin dependencia de juicios de autoridad.
Desde una perspectiva contractual, los hallazgos técnicos introducen una consideración relevante que requiere gestión cuidadosa. Asociar la falla ocurrida a condiciones operativas normales del negocio, sin demostrar un mecanismo físico específico y verificable, genera una tensión directa con el principio de adecuación del equipo para el servicio previsto (fitness for purpose).
Aceptar implícitamente que transitorios operativos normales o variaciones esperables del régimen hidráulico sean suficientes para detonar una falla catastrófica conduciría, de forma lógica, a cuestionar la robustez del diseño, la idoneidad de la selección técnica realizada durante la fase de ingeniería o la adecuación del equipo suministrado para la aplicación contratada.
El presente documento no adopta esta conclusión como posición contractual ni como determinación técnica definitiva. No obstante, esta implicación emerge de manera objetiva de las hipótesis causales planteadas por terceros y debe ser considerada cuidadosamente en la gestión de la relación estratégica, dadas sus potenciales consecuencias contractuales y reputacionales.
El análisis del caso trasciende la evaluación puntual de una falla específica y se inscribe también en el ámbito de la gobernanza técnica corporativa. La sustitución de análisis formal riguroso por interpretaciones cualitativas, el uso impreciso de terminología técnica en puntos críticos del razonamiento causal y la ausencia de demostración física reproducible generan una preocupación corporativa legítima desde la perspectiva de toma de decisiones de alta exposición.
Esta preocupación no se dirige a competencias individuales, sino a la consistencia del modelo de respuesta técnica desplegado frente a los estándares de rigor, profundidad analítica y calidad esperados de proveedores estratégicos globales. La confiabilidad del soporte técnico recibido es un elemento central para decisiones con impacto económico, asegurador y reputacional significativo.
Esta dimensión de gobernanza técnica resulta relevante tanto para el caso específico como para la definición de expectativas claras respecto al nivel de soporte esperado en eventos críticos futuros.
La posición de Frontera Energy, derivada del análisis desarrollado, puede sintetizarse de la siguiente manera:
Este posicionamiento protege los intereses económicos de la Compañía, preserva su credibilidad técnica y mantiene una relación contractual profesional y estructurada con proveedores estratégicos, sin comprometer estándares de gobernanza ni precedentes futuros.
La evidencia consolidada establece un marco de decisión estable, coherente y técnicamente defendible para el evento analizado.
Bajo este marco:
En consecuencia, cualquier decisión sustentada en la mantenida asegurabilidad del evento y en estándares industriales verificables es técnica y corporativamente defendible.
La revisión de esta posición solo resultaría procedente ante nueva evidencia técnica demostrable que modifique materialmente la evaluación causal.
| Término | Uso operativo en el documento | Referencia |
|---|---|---|
| Gobernanza técnica | Capacidad organizacional para evaluar, aceptar o rechazar conclusiones técnicas de terceros con base en estándares verificables, competencia demostrable y trazabilidad metodológica, y no en autoridad 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 bajo los términos de la póliza. | IAIS; prácticas de loss adjustment industrial |
| Suficiencia probatoria | Umbral de evidencia requerido para que una hipótesis técnica pueda utilizarse válidamente para excluir cobertura o trasladar responsabilidad. | ISO/IEC 17025; ISO 31000 |
| Precedente técnico | Interpretación técnica aceptada que puede influir en evaluaciones futuras de eventos similares, especialmente en contextos contractuales y aseguradores. | NSPE; Engineering Ethics & Professional Responsibility |
| Cadena causal técnica | Secuencia 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 |
| Envolvente de diseño / operación | Rango de condiciones operativas dentro del cual el equipo está diseñado para operar sin pérdida de integridad mecánica. | API 610 (11th ed.); ISO 20816 |
| Robustez operacional | Capacidad del equipo para tolerar variaciones normales de operación y transitorios esperables sin falla catastrófica. | ISO 14224; API RP 610 |
| Adecuación al servicio (Fitness for purpose) | Principio según el cual el equipo debe ser apto para su aplicación bajo las condiciones reales de operación para las cuales fue especificado y adquirido. | API 579-1 / ASME FFS-1 |
| Vibración RMS global | Indicador agregado de condición general que, por sí solo, no permite identificar mecanismos específicos de falla. | ISO 20816-1; ISO 13373-1 |
| Resolución temporal / muestreo | Capacidad del sistema de adquisición de datos para capturar fenómenos dinámicos en función de su escala temporal. | ISO 13373-1 |
| Análisis espectral (FFT) | Herramienta diagnóstica utilizada para identificar firmas de falla asociadas a elementos específicos de maquinaria rotativa. | ISO 13373-1; Bently & Hatch |
| Correlación temporal vs causalidad | Distinción entre coincidencia temporal de eventos y demostración de un mecanismo físico de causa–efecto. | CCPS–AIChE Incident Investigation |
| Condición latente | Defecto, degradación o no conformidad preexistente que puede manifestarse como falla ante un evento disparador. | ISO 14224 |
| Exclusión de cobertura | Condición contractual cuya aplicación requiere demostración objetiva de que el evento cae dentro de la exclusión definida. | IAIS; principios de derecho asegurador |
| Proveedor estratégico global (Big Company) | Proveedor multinacional con capacidades técnicas, recursos corporativos y estándares de soporte superiores al promedio del mercado. | Práctica industrial upstream |
| Carga de la prueba | Responsabilidad de demostrar que un evento se aparta de condiciones normales de operación o asegurabilidad. | ISO 31000; principios aseguradores |
Nota aclaratoria sobre el uso del glosario
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.
Contexto de datos (explícito):
| # | 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 se establece antes del análisis, lo que vulnera principios básicos de investigación causal | ISO 31000:2018 §6.3 |
| 2 | “Evento externo hidráulico durante parada de Unidad I.” | p.1 | Evento externo afirmado sin evidencia directa. El único registro (08:46–08:56) es SCADA a 1 min, insuficiente 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 causalidad alternativa | 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 utiliza sin definición formal. No se presenta descomposición de series de tiempo ni análisis espectral reproducible | ISO 13373-1 §4.2 |
| 5 | (Implícito) Uso de datos SCADA a 1 minuto para inferir evento hidráulico | — | Inválido: un muestreo de 1 minuto no captura transitorios hidráulicos, impactos ni cargas dinámicas capaces de dañar cojinetes | ISO 13373-1 §6.3 |
| 6 | (Implícito) Uso de transmisor sísmico RMS | — | El transmisor sísmico mide vibración RMS global; no identifica impactos, contacto axial 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 la ventana 08:46–08:56 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 de forma estable. No se observa degradación progresiva compatible con daño inducido 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 con datos válidos para daño mecánico es 11:15–11:25 (2 Hz). Se observa colapso súbito, no efecto diferido | 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 (0–1 Hz continuo). 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 soportarlas sin falla | API 610 §6.1 |
| 12 | (Implícito) Vibraciones como causa del daño | — | La vibración es un indicador, no un mecanismo de daño. El daño en cojinetes requiere fricción, calor, pérdida de holgura o contacto físico | Literatura de diagnóstico de maquinaria |
| 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 evidencia 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 | ISO 14224; API RP 686 |
La reclamación ante la aseguradora es presentada por Frontera Energy, sustentada en evidencia técnica propia, verificable y alineada con estándares industriales. El RCA elaborado por Halliburton–Summit se incorpora exclusivamente como insumo técnico evaluado críticamente, cuyo limitado valor demostrativo refuerza —y no debilita— la posición aseguradora del operador.
Conclusión ejecutiva: El RCA no establece una cadena causal técnica demostrable, se apoya en inferencias no verificables y no alcanza el umbral de suficiencia probatoria requerido para reclasificar el evento, excluir cobertura o trasladar responsabilidad operativa.
En consecuencia, no habilita exclusiones de cobertura ni justifica decisiones adversas al asegurado.
Intereses mutuos de no-escalamiento:
Halliburton
Frontera Energy
Resultado buscado: Una posición firme, técnicamente sólida y aseguradoramente defendible, sin confrontación directa ni escalamiento innecesario.
El RCA de Halliburton evidencia, por omisión:
Desde la lógica aseguradora, el evento mantiene su carácter asegurable.
Riesgo crítico para la organización: No es el evento en sí, sino la aceptación implícita de estándares técnicos débiles que puedan sentar precedentes adversos en reclamaciones futuras, relaciones con proveedores o evaluaciones aseguradoras.
La posición actual de Frontera Energy es:
No se recomienda reabrir análisis ni reconsiderar la reclamación en ausencia de nueva evidencia física demostrable que altere materialmente la evaluación causal.
Un RCA no concluyente y metodológicamente débil:
En términos aseguradores, la ausencia de causa demostrada favorece al asegurado.
El riesgo residual ya no es técnico, sino:
Incentivo correcto: una respuesta proporcional, técnicamente competente y no escalatoria por parte del proveedor.
Elaborado por: RAPIDS™ Reliability Engineering
Framework
Clasificación: Strictly Internal — Client
Confidential
Fecha: 18-Jan-2026