acr bombas bec
TRANSCRIPT
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
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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]
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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.
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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.
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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:
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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.
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LA REGIÓN SUR
COORDINACIÓN DE INTERVENCIONES A POZOS
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).