Acr Bombas Bec

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR

COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS

1

Análisis Causa Raíz: Fallas de Tubería de Producción en pozos con

Sistema de Bombeo Electro Centrífugo (BEC).

Ariza R. J. Ulises, Perdomo J. Luis E.

Resumen – El presente Artículo Técnico muestra los

resultados obtenidos en el trabajo realizado por el Equipo

Multidisciplinario conformado para la aplicación de la

metodología Análisis Causa Raíz (ACR), con la finalidad

de realizar el Análisis Técnico del incidente cuyo enunciado

se describe como “Análisis Causa Raíz: Fallas de Tubería

de Producción (TP) en pozos con Sistema de Bombeo

Electro Centrífugo (BEC)”.

Palabras Clave – Análisis Causa Raíz, Bombeo Electro

Centrífugo, Fallas de Tubería de Producción.

I. INTRODUCCIÓN

l pozo Samaria 84 A inició su producción con Sistema de

Bombeo Electro Centrifugo (BEC) el día 09 de noviembre

del 2011, luego de haber sido sustituido el sistema BEC

anterior. Durante 151 días operó normalmente hasta que el día

08 de abril del 2012 se presentó una falla en el sistema, siendo

necesario intervenir el pozo. Al levantar la bola colgadora se

identificó el desprendimiento del aparejo de producción a 18

metros de la superficie. Se iniciaron trabajos de intento de

pesca del aparejo desprendido no siendo posible recuperar el

mismo, por lo que fue necesario abandonar el pozo tomando

como opción el perforar otro pozo en la misma localización,

representando así un alto impacto económico para la

organización.

Asimismo, otro evento ocurrió en el pozo Samaria 2109 cuando

el sistema BEC interrumpió su operación por sobrecarga. Una

vez intervenido el pozo, al sacar el aparejo de producción se

detectaron daños a nivel del cable de alimentación del motor

eléctrico de la bomba y ruptura de la tubería a 3460 metros

como causa de problema. El impacto para la organización de

este evento es mucho menor en comparación al del Samaria 84

A.

Por tal razón, se conformó un equipo multidisciplinario que

aplica la metodología Análisis Causa Raíz, a fin de identificar

las causas físicas, humanas y del sistema que originaron los

eventos no deseados, y determinar el plan de acción que

minimice la probabilidad de que un evento similar vuelva a

ocurrir en cualquiera de las dependencias de Pemex

Exploración y Producción que cuenta con esta tecnología.

II. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA DE ACR

A. Planteamiento del Problema.

Derivado de los antecedentes del evento y considerando que

la definición del problema se debe orientar a los resultados,

metas u objetivos no alcanzados por la organización, el

problema se define de la siguiente manera:

“Intervenciones no programadas a pozos con Sistema de

Bombeo Electro Centrifugo (BEC) en el Activo Samaria Luna

de PEP”.

B. Árbol de Fallas.

Para el desarrollo del Árbol de Fallas, se utiliza una

representación gráfica, estructurada y secuencial de las causas y

efectos, que facilita el análisis desde el problema o evento

principal hasta sus causas raíces físicas, humanas y latentes.

En este caso, la construcción del árbol de fallas se inició con

el evento tope: “Intervenciones no programadas a pozos con

Sistema de Bombeo Electro Centrifugo (BEC) en el Activo

Samaria Luna de PEP”, y en los siguientes puntos, se plantean

las diferentes fases de desarrollo del árbol.

1) Modos de Falla – La manera como se evidenciaron las

Intervenciones no programadas a pozos con Sistema de

Bombeo Electro Centrifugo (BEC) en el Activo Samaria Luna

de PEP, son las siguientes:

• Desprendimiento de aparejo de producción en pozo

Samaria 84A.

• Pérdida de producción en pozo Samaria 2109.

En la siguiente imagen se puede observar el desarrollo del árbol

de fallas con los dos modos de falla declarados.

Fig. 1. Modos de Falla planteados.

2) Planteamiento de Hipótesis – Después de identificar los

modos de falla se plantearon las hipótesis que pudieron dar

origen al evento, las cuales se mencionan a continuación:

• Mala calidad del tubo.

• Pérdida de espesor por corrosión.

• Presencia de corrientes galvánicas.

• Sistema de tierras inadecuado.

• Ambiente electrolítico.

• Presencia de H2S.

• Presencia de CO2.

• Presencia de corrientes parásitas.

• Falta de apantallamiento del cable.

E



2

• Aterrizamiento inadecuado de armadura.

• Campo magnético fluctuante.

A continuación se muestra el árbol de fallas con las

hipótesis planteadas para cada modo de falla identificado.

Fig. 2. Planteamiento de hipótesis a primer modo de falla.

Fig. 3. Planteamiento de hipótesis a segundo modo de falla.

Fig. 4. Planteamiento de hipótesis sección a.

3) Validación de Hipótesis – Esta parte es considerada

como una de las más importantes del trabajo, ya que en esta

sección se validan o rechazan cada una de las hipótesis,

convirtiéndose en causas.

Para efectos del presente trabajo, enseguida se muestra la

evidencia fotográfica o documental de aquellas hipótesis que

fueron validadas como causas contribuyentes del evento que se

analiza:

• Pérdida de espesor por corrosión.

Se validó que el informe de la falla, emitido por el Instituto

Politécnico Nacional, establece como conclusión la presencia

de corrosión externa, además en el registro fotográfico se

evidencia claramente el efecto de la corrosión sobre la TP.

Fig. 5. Evidencia fotográfica de presencia de corrosión en la TP.

Fig. 6. Análisis microestructural de la falla.[1]

• Presencia de corrientes galvánicas.

Se validó la presencia de un ambiente electrolítico y un mal

drenaje de diferencia de potencial debido a un sistema de tierras

deficiente.

Fig. 7. Formas de evitar la presencia de corrientes galvánicas. [2]



3

Fig. 8. Extracto de la IEEE-Std-142-1991. [3]

• Sistema de tierras inadecuado.

La evidencia tomada en base a las observaciones realizadas en

la inspección a campo, valida que el sistema de tierras es

deficiente e inadecuado y no cumple con la normatividad

mexicana aplicable.

Fig. 9. Evidencia de la ausencia de cable de tierra en el pozo 84A.

En la inspección de campo se encontró que los pozos de tierras

no cumplen con la normatividad aplicable.

Fig. 10. Extracto de la NOM-001-SEDE-2005. [4]

También se encontró evidencia que demuestra que las

conexiones entre cables de tierra y de cable de tierra a equipo

no cumple con lo establecido en la normatividad aplicable.

Fig. 11. Extracto de la NRF-048-PEMEX-2007. [5]

Adicionalmente se encontró evidencia que demuestra que los

cables de tierra no cuentan con protección mecánica alguna, tal

como se evidencia en el registro de evidencia fotográfica.

Fig. 12. Evidencia fotográfica de fugas en conexiones y gatos.

Al realizar la inspección en el pozo Samaria 2109 se

encontraron los mismos hallazgos, tal como lo evidencia el

registro fotográfico mostrado a continuación.

Fig. 13. Evidencia fotográfica de fugas en conexiones y gatos



4

• Ambiente electrolítico.

Se validó la presencia de un ambiente electrolítico al encontrar

presencia de H2S y CO2 en el reporte cromatográfico de ambos

pozos.

• Presencia de H2S y CO2.

En el registro de cromatografía de gases se validó la presencia

de H2S y CO2, para lo cual se consideró en las bases de usuario

para el servicio de reparación menor No.7 del pozo Samaria

84A.

Fig. 14. Registro documental que evidencia de presencia de H2S y

CO2.

• Presencia de Corrientes parásitas.

Cada cable de potencia con una corriente que circula

verticalmente, junto a la tubería, producirá un campo magnético

cuyo vector es horizontal y perpendicular a la superficie externa

del tubo sobre la que se apoyan estos cables. El campo al ser

fluctuante (60 ciclos) produce corrientes parásitas alternas

inducidas.

Las corrientes parásitas así formadas, aunque variables,

aparentemente son capaces de generar zonas catódicas en el

ciclo de corriente negativa, y en estas zonas se desprende

hidrógeno molecular, formando ampollas en la superficie del

tubo.

• Falla de apantallamiento del cable.

Se encontró que el STD 141-1993 de la IEEE, menciona que se

debe utilizar apantallamiento en cables de más de 2kV para

cumplir con los estándares de la NEC e ICEA. La evidencia

encontrada demostró que el cable utilizado carece de

apantallamiento.

Fig. 14. Registro documental de la norma IEEE 141-1993. [6]

En la siguiente figura se muestra el efecto del campo magnético

cuando el cable no cuenta con jaula de Faraday.

Fig. 15. Imagen que muestra el efecto del campo magnético en un

tubo.

En la siguiente imagen se muestra un comparativo del

adelgazamiento del cople del pozo 2109 que coincide con la

distribución del campo magnético inducido en la TP cuando no

hay jaula de Faraday (apantallamiento).

Fig. 16. Comparativo del cople con la distribución de campo

magnético.



5

La región de adelgazamiento y de explosión de la TP del pozo

2109, coincide con la zona del empalme y este adelgazamiento

coincide a su vez con la distribución del campo magnético

inducido en la TP cuando no hay jaula de Faraday

(apantallamiento)

Fig. 17. Imagen de la ruptura de la TP pozo Samaria 2109.

La siguiente imagen muestra que cuando existe jaula de

Faraday el efecto de apantallamiento del campo magnético es el

que se visualiza.

Fig. 18. Campo magnético con apantallamiento.

• Aterrizamiento inadecuado de armadura de cable de potencia.

En base a la evidencia fotográfica encontrada se pudo validar

que no se garantiza el correcto aterrizamiento de la armadura en

el cabezal ni el cabezal al sistema de tierras, debido al tipo de

conector que se utiliza y el cual es el que se muestra en el

siguiente registro fotográfico.

Fig. 19. Conectores de cabezal a condulet exterior en pozos.

De acuerdo a la patente 4,490,576 para asegurar

adecuadamente la continuidad eléctrica en este tipo de

conexiones, se utiliza un conector como el que se muestra en la

imagen siguiente:

Fig. 20. Conector sugerido por la patente. [8]

Adicionalmente se encontró que no existía un aterrizamiento

adecuado, debido a que el conector QCI se encontró fuera de su

posición y presentaba una fase expuesta a la altura del cuello de

transición.

Fig. 21. Fase expuesta en conector QCI

• Campo magnético fluctuante.

Tal como se describió anteriormente, al fluir una corriente en

un cable se produce, invariablemente, un campo magnético

fluctuante (60 ciclos) que produce corrientes parásitas.



6

Fig. 22. Imagen explicativa de las corrientes parásitas.

4) Árbol de fallas resultante – En base a la validación de

las diferentes hipótesis se obtuvo el siguiente árbol de fallas

que muestra las hipótesis que fueron rechazadas:

Fig. 23. Árbol resultante de la validación para el pozo 84A.

Fig. 24. Árbol resultante de la validación para el pozo 2109.

Fig. 25. Sección a) del Árbol del pozo 2109.

5) Identificación de Causas Raíces – Prosiguiendo con el

desarrollo del Árbol de Fallas y una vez que se realizó la

validación de las hipótesis, estas pasan a ser causas, de las

cuales se identifican las causas raíces que originaron el evento.

Al realizar la clasificación se identificaron las siguientes:

• Causas Raíces Físicas:

o Corrosión en tubería de producción por

condensados de agua de producción con

características corrosivas, en presencia de

corrientes parásitas.

• Causas Raíces Humanas:

o Aterrizamiento inadecuado de armadura del cable

de potencia de la BEC, ya que esto no garantiza la

jaula de Faraday que confine el campo magnético

dentro de la armadura del cable.

• Causas Raíces de Sistema:

o Falla en los estándares de trabajo por no contar y

aplicar una guía documentada para la medición del

aterrizamiento de la armadura del cable de la BEC,

durante la instalación en el pozo.

• Factores contribuyentes:

o Presencia de H2S, CO2 y H2O.

o Campo magnético fluctuante originado por la

corriente alterna de la alimentación eléctrica a la

BEC.

En las siguientes figuras se tiene el árbol resultante con las

causas raíces identificadas:



7

Fig. 26. Árbol de Fallas con Causas Raíces para pozo 84A.

Así mismo, se tiene la figura de sección a) del Árbol de Fallas

con las causas raíces identificadas:

Fig. 27. Árbol de Fallas con Causas Raíces para pozo 2109.

III. CONCLUSIONES

1) Las fallas presentadas en los pozos Samaria 84 A y Samaria

2109 son atribuibles a una combinación de factores que

contribuyeron a la corrosión localizada de las Tuberías de

Producción. Estas fallas pueden ser descritas de la siguiente

manera:

• En el caso del evento del pozo Samaria 84 A, el proceso

de corrosión en la tubería de producción generó la

pérdida gradual de material, hasta el punto en que el

espesor remanente fue incapaz de soportar el peso de la

sarta, originándose una fractura dúctil por tensión de la

tubería de producción, en una zona con corrosión

localizada cerca del niple de conexión.

• Para el caso del pozo Samaria 2109 el proceso de

corrosión generó la pérdida de espesor sobre una franja

angosta y alargada sobre el eje longitudinal de la tubería

de producción. Cuando el espesor remanente alcanzó un

valor crítico para la longitud del defecto de corrosión

localizada, la tubería fue incapaz de soportar la presión

interna, generando la fractura dúctil por colapso plástico.

2) La inspección visual del aparejo de producción del Pozo

Samaria 84A permitió descartar el proceso de corrosión

uniforme como responsable de la falla, detectándose

únicamente corrosión localizada en las inmediaciones de los

componentes de la alimentación eléctrica al Sistema de

Bombeo Electro centrífugo (BEC).

3) Los factores combinados que contribuyeron y aceleraron el

proceso de corrosión fueron:

• La corriente alterna de Media Tensión (CA hasta 5 KV)

utilizada para la operación de la Bomba Electro

Centrifuga (BEC) y transmitida a través del cable de

potencia, genera un campo magnético fluctuante que

origina una zona catódica en la TP, cuando no se cuenta

con un aterrizamiento adecuado de la armadura del cable

de potencia que confine el campo (jaula de Faraday). Esto

puede producir las corrientes parásitas, que en presencia

de humedad en la TP, la cual se llega a acumular

mayormente en las uniones y accesorios de sujeción del

cable armado (protector cannon, y flejes), originan el

proceso electroquímico de la corrosión por picadura,

como lo determinó el análisis de falla realizado a las

muestras recuperadas del Pozo Samaria 84 A.

• Adicionalmente a la presencia de humedad, el H2S y CO2

en el espacio anular del pozo Samaria 84 A, ofrecieron

las condiciones para que se pudiera presentar el proceso

de corrosión localizada y acelerada por las corrientes

parásitas presentes en la TP. En el caso del Pozo Samaria

2109 la presencia de los mismos gases en el seno de la

emulsión de crudo conteniendo humedad, generó el

electrolito apropiado para favorecer la acción del

mecanismo de corrosión por interferencia por Corriente

Alterna de Medio Voltaje en la TP. Tal como se observó

en el adelgazamiento del tubo en la zona donde sufrió la

ruptura, la cual se encontraba de cara al cable de

potencia, coincide con la mayor exposición al campo

magnético generado que produce la interferencia de

corriente alterna (corrientes parásitas) (Fig. 16).

4) Considerando la interacción de presiones parciales,

variaciones de temperatura, pH del agua y presencia de

sulfuros y a las condiciones reales del pozo para el diseño de

la Tubería de Producción, el ambiente del pozo se ubica

dentro de las zonas 2 y 3 clasificadas como Regiones de

Sulfide Stress Craking (SSC). Si bien es cierto, que de

acuerdo con los procedimientos de PEMEX y conforme a la

norma ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 “Petroleum and

natural gas industries — Materials for use in H2S-containing

environments in oil and gas production” debió utilizarse un

acero adecuado para la resistencia al Agrietamiento asistido

por Esfuerzos y Sulfuros (SSC), las fallas de ambas tuberías

de producción obedecieron a un mecanismo de corrosión

localizada y no a procesos de agrietamiento asistidos por la

presencia del H2S, lo cual está establecido en los alcances de

dicha norma, por lo que el empleo de un material inapropiado

por la resistencia al agrietamiento no representó una causa

raíz.

5) En el análisis de falla realizado por el Instituto Politécnico

Nacional se mencionó que el empleo de un material con



8

mayor resistencia a la corrosión podría no resolver el

problema de Interferencia por Corriente Alterna, ya que este

mecanismo de corrosión promueve la disolución de la

película de pasivación, debido a que los aceros con mayor

resistencia a la corrosión contienen Cromo, por lo que es

factible que la película de pasivación de óxido de cromo se

vea afectada por la cinética electroquímica de disolución. Con

base en lo anterior es factible establecer que el empleo de un

acero con mayor resistencia a la corrosión no resolvería el

problema de perdida metálica, considerando los mecanismos

de corrosión analizados en el presente análisis.

6) No puede ser validada la impresión inicial de que la falla en

la junta monoblock haya contribuido a la corrosión por

interferencia catódica (API-RP-2003), ya que la remoción de

la misma se realizó posterior al evento de falla en el Pozo

Samaria 84 A.

7) Los ensayos de laboratorio realizados, permitieron

corroborar que el inhibidor de incrustaciones utilizado no

origina ningún tipo de degradación, en los materiales

utilizados para la realización de empalmes de los cables de

potencia. Asimismo, no se evidenció que contribuya a la

corrosión en las tuberías utilizadas en los pozos.

8) No se evidenció la posibilidad de realización de empalmes

inadecuados, considerando que en campo se verificó que para

esta actividad se cuenta con procedimiento documentado,

auditoría de calidad y es realizado por personal especializado

en la materia.

IV. RECOMENDACIONES

1) Elaborar y aplicar una lista de verificación que garantice la

correcta instalación del sistema de puesta a tierra del cabezal

de pozo y armadura del cable de potencia, y que evidencie las

lecturas de resistencia óhmica, durante el proceso de la

instalación del equipo BEC. Esta lista de verificación deberá

contar con Visto Bueno del personal de PEMEX.

2) Establecer la buena práctica de no bajar la tubería de

producción si ésta no ha sido inspeccionada mediante

pruebas no destructivas, que certifiquen la integridad

mecánica del aparejo.

3) Considerar durante el proceso del diseño de terminación de

pozo, los valores históricos de H2S, CO2 y pH del agua del

pozo, que garantice una selección adecuada del aparejo de

producción, en base a lo establecido en los procedimientos y

guías para el diseño de aparejos de producción de PEMEX y

conforme a la norma ANSI/NACE MR0175/ISO 15156

“Petroleum and natural gas industries — Materials for use in

H2S-containing environments in oil and gas production”.

4) Asegurar que exista una Junta Monoblock, entre la línea de

producción hacia la estación y la línea de descarga del pozo

que vaya a ser intervenido para la instalación de un sistema

BEC, a fin de eliminar la interferencia catódica que pueda

ocasionar corrosión en la TP del pozo.

5) Aplicar un Análisis de Mantenimiento Centrado en

Confiabilidad, que optimice las actividades y periodicidad

para el mantenimiento del sistema de puesta a tierra en

general, de los equipos de superficie del sistema BEC

instalados en los pozos.

6) Incorporar a la propuesta técnica para la utilización del

sistema BEC en cada pozo, el diseño del sistema de puesta a

tierra a nivel de cabezal y área de equipo de superficie, donde

se presente el cálculo de corriente de falla a tierra, que

determine la capacidad del sistema (cantidad y calibre de

conductores). Así mismo, debe incorporarse el Lay Out de

distribución de equipos para la ubicación de los pozos de

medición y canalizaciones de los cables de la red de tierras,

como lo establece la NOM-001-SEDE-2005, NOM-022-

STPS-2008 y NRF-048-PEMEX-2002.

7) Considerar las recomendaciones emitidas por el Instituto

Politécnico Nacional en su informe sobre el "Análisis de Falla

del aparejo de producción del pozo Samaria 84 A",

especialmente en lo referente a la aplicación de un sellador

elastomérico de tipo siliconado apropiado para alta humedad

y alta temperatura, a fin de evitar que la condensación acuosa

penetre y se acumule en el espacio anular entre el cople y la

tubería de producción.

8) Comunicar los resultados del presente análisis a las

diferentes dependencias de los Activos pertenecientes a la

Subdirección de Producción de la Región Sur de Pemex

Exploración y Producción.

V. BIBLIOGRAFÍA

[1] Instituto Politécnico Nacional, Análisis de Falla del

Aparejo de Producción del Pozo Samaria 84A, México,

2012.

[2] The European Stainless Steel Development Association,

“El Acero Inoxidable en contacto con otros materiales

metálicos”, Serie Materiales y sus Aplicaciones, vol. 10,

p. 4, 2011.

[3] Institute of Electrical and Electronics Engineers,

Recommended Practice for Grounding of Industrial and

Commercial Power Systems, USA, 1991, Clave: IEEE-

STD-142-1991.

[4] Secretaría de Energía, Instalaciones Eléctricas

(Utilización), SEDE, México 2005, Clave: NOM-001-

SEDE-2005.

[5] Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios, Diseño de Instalaciones

Eléctricas, México, 2007, Clave: NRF-048-PEMEX-

2007.

[6] Institute of Electrical and Electronics Engineers,

Recommended Practice for Electric Power Distribution

for Industrial Plants, USA, 1993, Clave: IEEE-STD-141-

1993.

[7] Jay J. Bolante, Herbert W. Penzel, Conector for use with

Jacketed Metal Clad Cable, United States Patent,

Diciembre 25, 1984, Patent Number 4,490,576.

[8] Secretaría del Trabajo y Previsión Social, Electricidad

estática en los Centros de Trabajo-Condiciones de

Seguridad, STPS, México 2008, Clave: NOM-022-STPS-

2008.



9

[9] Subdirección de Seguridad Industrial, Protección

Ambiental y Calidad, Procedimiento para el Análisis e

Investigación de Incidentes / Accidentes o Fallas

Crónicas con la Metodología Análisis Causa Raíz

(ACR), PEP, México, 2011, Clave: PG-SS-TC-001-2011.

[10] Ariza R. J. Ulises, Perdomo J. Luis E., Procedimiento

para el desarrollo de la metodología Análisis Causa

Raíz, GSETA, México, 2012, GSETA-CONF-001-2012.

VI. DATOS BIOGRÁFICOS

Ariza R. J. Ulises, nacido en San

Juan de la Vega, Celaya, Guanajuato el

18 de Junio de 1973.

Graduado como Ingeniero Industrial

Mecánico en 1995 en el Instituto

Tecnológico de Celaya, Guanajuato,

México, con una Maestría en

Ingeniería de Confiabilidad y Riesgos

en la Universidad de las Palmas de

Gran Canaria, España en 2012.

De Junio 1997 a Febrero 2006 se desempeñó como Gerente

de Mantenimiento para la empresa líder a nivel Latinoamérica

en producción de Aminas, Petramín, S. A. de C. V. De Marzo

2006 a Febrero 2009 fue Especialista Sénior de Confiabilidad

para la empresa Bearingpoint México, S. de R.L. de C. V. En el

periodo de Marzo 2009 a Diciembre 2010 trabajó como

Especialista en Ingeniería de Confiabilidad y Riesgos para la

empresa SIE, S. A. de C. V. De Enero 2011 a Marzo 2012 fue

Responsable del Área de Soporte y Nuevas Alternativas

nuevamente en Petramín, S. A. de C. V., y de Abril 2012 al

presente se desempeña como Consultor Sénior en Ingeniería de

Confiabilidad y Riesgos para la empresa GSETA.

Es autor de diversos artículos técnicos sobre el área de

Ingeniería de Confiabilidad y Riesgos, así como diversos

trabajos sobre el Análisis Causa Raíz (ACR).

Perdomo J. Luis E., nació en Mene

Grande, Zulia, Venezuela el 26 de

Junio de 1965.

Graduado como Ingeniero

Electricista, en 1992 en la Universidad

Rafael Urdaneta, Maracaibo,

Venezuela, con una Maestría en

Gerencia Empresarial en la Universidad

Rafael Belloso Chacín, Maracaibo,

Venezuela, en 2002.

En 1992 se desempeñó como supervisor de obra

(electricidad) para la Contratista VIME, C.A. De 1993 a 1995

fue Supervisor de Mantenimiento Eléctrico Para Servicios

Petroleros Flint, C. A. En el periodo de 1995 a 2000 trabajó

como Supervisor de Mantenimiento Eléctrico para Falcon

Drilling de Venezuela C. A. En el mismo año 2000 se

desempeñó como Ingeniero de Gabarra (Barge Foreman) para

la Empresa Maersk Drilling de Venezuela. De Enero 2011 a

Febrero 2003 fue Jefe de Unidad de Mantenimiento de

Taladros de Perforación y Subsuelo para la Empresa PDVSA.

De Mayo 2003 a Enero 2004 se desempeñó como Gerente de

Operaciones y SHA para la empresa H.P.C. Services, C. A. Del

periodo de Agosto 2004 a Abril 2005 fue Ingeniero de Proyecto

en la disciplina de Electricidad en las empresas Baker Energy

de Venezuela C. A. y MMR Venezuela C. A., De Octubre 2005

a Abril 2008 se desarrolló como Ingeniero Consultor en

Confiabilidad en el área de Electricidad para la Empresa R2M,

S. A. De Mayo 2008 a Enero 2009 fue Gerente de Proyecto

para la empresa Bearingpoint México, S. de R.L. de C.V. En el

periodo de Marzo 2009 a Enero 2011 fue Líder del Proyecto en

la empresa SIE, S. A. de C. V. y de Febrero 2011 al presente se

desempeña como Consultor Sénior en Ingeniería de

Confiabilidad y Riesgos para la empresa GSETA.

Es autor de diversas publicaciones de artículos técnicos

sobre el área del Análisis Causa Raíz (ACR).

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