метод соеращения с помощью ок. Обмен опытом75Безопасность Труда в Промышленности
 Скачать 274.9 Kb.
|
|
Обмен опытом 75 Безопасность Труда в Промышленности • Occupational Safety in Industry• № 3'2019 • www.safety.ru УДК 622.279:622.324.5:004.413.4:331.45 © Коллектив авторов, 2019 Об опыте сокращения расстояний между газодобывающими скважинами Ключевые слова: скважина, газодобыча, требования промышленной безопасности, количественная оценка риска, авария, эскалация, компенсирующие мероприятия, обоснование безопасности, внутрискважинный клапан-отсекатель. DOI: 10.24000/0409-2961-2019-3-75-80 Рассмотрено отступление от п. 353 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» в части сокращения расстояний между ус- тьями газовых и газоконденсатных скважин. Показано, что применение внутрискважинного клапана-отсека- теля — наиболее эффективная мера, компенсирующая данное отступление и предотвращающая эскалацию аварий, связанных с открытым фонтанированием. АНО «Агентство исследований промышленных рисков», Москва, Россия ЗАО НТЦ ПБ, Москва, Россия А.Н. Сорокин, канд. техн. наук, ст. науч. сотрудник А.А. Агапов, канд. техн. наук, директор расчетно-аналитического центра К.В. Малых, инженер И.С. Жуков, науч. сотрудник, ilzhukov@safety.ru И.А. Кручинина, д-р техн. наук, директор Введение Согласно п. 353 и приложению № 6 Федеральных норм и правил в области промышленной безопас- ности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [1] наименьшее допустимое рас- стояние между устьями эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин составляет 40 м. Одна- ко по ряду причин часто возникает необходимость сокращения этих расстояний: большое количество водных преград, болот, топей, эрозионно-активных участков на местности; перевод добывающих сква- жин из нефтяных в газовые в связи с нерентабель- ностью добычи нефти; уменьшение изъятия земель, относящихся к числу особо охраняемых природных территорий, к землям запаса сельскохозяйствен- ного назначения, промышленности, энергетики, транспорта, связи, телерадиовещания и землям, предназначенным для обеспечения космической деятельности. Согласно положениям [2] допускается отсту- пление от требований [1] при условии разработки обоснования безопасности опасного производст- венного объекта (ОБ ОПО). В соответствии c [3] ОБ ОПО должно содер- жать перечень мероприятий, содержащих допол- нительные меры безопасности, компенсирующие отступления от требований нормативных актов. Для подтверждения достаточности компенсирующих мер необходимы результаты исследований, расче- тов, испытаний, моделирования аварийных ситуа- ций, оценки риска или анализа опыта эксплуатации подобных ОПО. Обоснование возможности сокращения расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин На кустовых площадках нефтяных, газовых и га- зоконденсатных скважин к наиболее опасным ава- риям относятся открытые неуправляемые фонтаны на устьях скважин с возникновением факельного горения (рис. 1). Для обоснования возможности сокращения рас- стояний между устьями газовых (газоконденсатных) скважин и достаточности компенсирующих меро- приятий расчетными вероятностными методами существенную роль играет задание частоты возник- новения инициирующего события — выброса опас- ного вещества из скважины. В основном документе Ростехнадзора [4], касающемся оценки последствий аварий на ОПО нефтегазодобычи (в том числе на газоконденсатных месторождениях), рекомендации Обмен опытом 76 Безопасность Труда в Промышленности • Occupational Safety in Industry• № 3'2019 • www.safety.ru по оценке частоты разгерметизации оборудования скважины отсутствуют. В документе [5] даны рекомендации по опре- делению частот аварий на скважинах ПАО «Газ- пром». Так, частота аварий с фонтанами на газовых и газоконденсатных скважинах при эксплуатации и капитальном ремонте соответственно составляет 8 ⋅10 –4 и 4 ⋅10 –4 на одну скважину «за производствен- ный цикл». Информацию о частоте фонтанирования скважин также можно найти в данных соответствующего от- чета для скважин на шельфе Северного моря [6]. В этом отчете есть информация о том, что данные ча- стоты применимы и для береговых объектов. Так, для газовых скважин суммарная частота выбросов при их эксплуатации и капитальном ремонте, включая инциденты из-за внешних причин, составит соответ- ственно 5,9 ⋅10 –5 на одну скважину и 8,3 ⋅10 –4 — на опе- рацию в год. Отметим, что аналогичные показатели для частот аварийной разгерметизации и утечек для типового оборудования на ОПО морского нефтега- зового комплекса приводятся в [7]. Типовое дерево событий для аварий на газодобы- вающей скважине приведено на рис. 2. Условные вероятности для дерева событий при аварийном фонтанировании газодобывающей сква- жины принимаются в соответствии с [5]. Рекомен- дации по расчету размеров факела фонтанирующей скважины при струйном горении приводятся в [8]. Длина факела L f (м) при струйном горении опре- деляется по формуле: L f = KG 0,4 , где K — эмпирический коэффициент, который при истечении сжатых газов принимается равным 12,5; G — аварийный массовый расход, кг/с. Согласно [8] воздействие открытого пламени го- ризонтального факела на соседнее оборудование, приводящее к его разрушению, происходит в секторе 30°, ограниченном радиусом L f (ширину факела ре- комендуется принимать равной 15 % от его длины). Для учета действия теплового излучения от гори- зонтальной струи и вертикального факела на боль- ших расстояниях от оси факела рассчитывается так называемый угловой коэффициент облученности. Для расчета G используется математическая модель установившегося истечения из скважины, описан- ная в [4]. Подробнее о применении этой модели в программном комплексе TOXI+Risk 5 [9], который был использован при выполнении всех упомянутых в статье расчетов, изложено в [10]. Отметим, что рас- считанный аварийный расход при установившем- ся истечении из скважины оказывается в 2–10 раз больше проектного дебита скважины. Критерии безопасной эксплуатации При сокращении расстояний между устьями скважин относительно нормативных значений, установленных в [1], без принятия компенсирую- щих мер возрастает угроза распространения аварии на соседние объекты (эскалация или каскадное раз- витие аварии), что существенно усложняет проведе- ние работ по ликвидации аварии и ее последствий. Традиционные для количественной оценки ри- ска показатели потенциального, индивидуально- го, коллективного и социального рисков в данном случае не могут в достаточной мере характеризо- вать степень опасности из-за отсутствия на подоб- ных объектах рабочих мест, предусматривающих постоянное пребывание персонала. В связи с этим при обосновании сокращения расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин кри- терием достаточности компенсирующих мероприя- тий может служить время, за которое поглощенная доза тепловой радиации на соседнем оборудовании достигнет порогового значения D гиб (кВт ⋅с/м 2 ). При превышении этого порога оборудование можно считать разрушенным. Другим способом оценки ча- стоты эскалации аварии может служить построение Рис. 1. Авария с факельным горением на газодобыва- ющей скважине Fig. 1. Accident with flare burning at the gas producer Рис. 2. Дерево событий при аварийном фонтанирова- нии газодобывающей скважины Fig. 2. Event tree during emergency spouting of gas producer Обмен опытом 77 Безопасность Труда в Промышленности • Occupational Safety in Industry• № 3'2019 • www.safety.ru поля частот превышения интенсивности теплового излучения на оборудовании куста скважин. Согласно [11] наземное оборудование скважины может быть отнесено ко второму классу чувстви- тельности (среднечувствительное). Для этого класса D гиб установлена на уровне 25 тыс. кВт ⋅с/м 2 . Здесь целесообразно также использовать параметр k повр — степень повреждения оборудования от воздействия тепловой радиации (когда k повр = 0 — это означает отсутствие повреждений, k повр = 1 — полное раз- рушение оборудования). Совместное применение данных критериев дает более полное представление о масштабах аварии и ее эскалации. Поглощенная доза тепловой радиации вычисля- ется по формуле: D обор = q об t, (1) где q об — значение теплового потока на единицу площади, кВт/м 2 ; t — длительность теплового воз- действия, с. Как показывают расчеты, выполненные для га- зовых и газоконденсатных месторождений Ямало- Ненецкого автономного округа, в зависимости от пластового давления и дебита скважин длина гори- зонтального факела L f может превышать 70 м (на ме- сторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями). При этом время разрушения устьевого оборудования соседних скважин может составить от одного часа до нескольких секунд. Компенсирующие мероприятия Для обеспечения безопасной эксплуатации скважин в зарубежной и отечественной практиках применяется сходное по назначению и конструк- ции внутрискважинное и устьевое оборудование. Отличие состоит лишь в особенностях установки клапанов-отсекателей (КО). Если за рубежом при эксплуатации скважин фонтанным способом в со- ставе комплекса подземного оборудования скважи- ны устанавливается КО, то в России, согласно [1], обязательным требованием является установка ав- томатического КО на выкидных линиях газовых и газоконденсатных скважин. Надземная установка КО, в отличие от внутрис- кважинной, не позволяет перекрыть поток добы- ваемой пластовой продукции при повреждениях и неисправностях устьевого оборудования скважины и тем более при его разрушении. Кроме того, выкид- ные линии и установленные на них КО при авариях подвергаются интенсивному тепловому воздейст- вию с возгоранием открытых фонтанов на соседних скважинах и могут потерять работоспособность еще до прибытия аварийных бригад. Основной мерой безопасности при отступле- ниях от установленных требований к расстояниям между устьями газовых и газоконденсатных сква- жин является установка внутрискважинного КО, предназначенного для перекрытия колонны на- сосно-компрессорных труб, посредством которого останавливается поток продукции скважины при нарушениях установленного режима ее эксплуата- ции в результате частичного повреждения или пол- ного разрушения устьевого оборудования [12]. В зависимости от условий эксплуатации могут приме- няться автоматические и управляемые, съемные и стационарные КО. По принципу срабатывания КО делятся на механические, электрогидравлические и электропневматические. При пневматическом принципе срабатывания в КО используются бал- лоны со сжатым воздухом, а при гидравлическом — насос с баком трансформаторного масла. Влияние компенсирующих мероприятий на критерии безопасной эксплуатации В соответствии с [13] консервативная вероят- ность отказа автоматического запорного клапана (ASOV) принимается на уровне 1 ⋅10 –2 в год. Таким образом, установка внутрискважинного КО позво- ляет снизить частоту реализации негативных фак- торов аварии с фонтанированием на скважине до 100 раз, а время теплового воздействия факела — до 5 с (среднее время перекрытия КО в автоматиче- ском режиме). Для подтверждения достаточности компенсиру- ющих мер с использованием внутрискважинного КО ниже приведены результаты предварительной оценки риска аварии для трех вариантов (случаев) расположения и оснащения куста, на котором уста- новлены две газодобывающие скважины: при нормативном расположении скважин друг относительно друга (КО в скважинах отсутствуют); при ненормативном расположении скважин без учета компенсирующих мероприятий (КО отсутст- вуют); при ненормативном расположении скважин с КО в каждой скважине. Принимая давление в пласте равным 28 МПа, а диаметр аварийного отверстия равным диаме- тру колонны насосно-компрессорных труб, по алгоритму из [4] находим скорость истечения на устье — 380 м/с (кривая 2) и аварийный расход — 27,8 кг/с (кривая 1) (рис. 3). Для вертикального фа- кела тепловой поток на расстоянии 40 м (первый случай) составит 11,4 кВт/м 2 , а на расстоянии 20 м (ненормативное сближение) — 28,1 кВт/м 2 . При та- ких тепловых потоках D гиб составит в первом случае 25 000/11,4 = 37 мин, а во втором — 15 мин. Это- го времени недостаточно для прибытия аварийно- спасательной бригады. В случае горизонтальной струи при неблагоприят- ном стечении обстоятельств, когда струя направлена в сторону соседней скважины, ее наземное обору- дование окажется в зоне открытого пламени (длина факела составляет 47,3 м). При этом интенсивность теплового потока будет не менее 200 кВт/м 2 ; время достижения пороговой дозы, когда оборудование Обмен опытом 78 Безопасность Труда в Промышленности • Occupational Safety in Industry• № 3'2019 • www.safety.ru соседней скважины полностью разрушится, — 125 с. Все это относится и к первому варианту. В таблице приведены сводные результаты рас- чета степени повреждения соседнего оборудования в зависимости от расположения скважин для всех трех случаев. Как видим из таблицы, при установке вну- трискважинного КО с учетом того, что время его срабатывания (до 5 с) существенно меньше спро- гнозированного ранее времени разрушения сосед- ней скважины (125 с), доза теплового излучения не достигает D гиб , а k повр варьируется от 0 до 0,1, что свидетельствует об отсутствии вероятности эскала- ции аварии. Результаты расчетов полей частот превышения заданного уровня интенсивности излучения при различных сценариях аварий, включая дрейф обла- ка тепловоздушной смеси, в соответствии с деревом событий (см. рис. 2) на реальном кусте газоконден- сатных скважин с ненормативным их сближением проиллюстрированы на рис. 4. Данные поля позволяют определить частоту пре- вышения заданного порогового уровня q об в каждой точке территории куста. В качестве пороговых зна- чений интенсивности теплового излучения приняты указанные в [5]: 20 кВт/м 2 , ниже которого степень поражения наружных металлических конструкций равна 0, и 35 кВт/м 2 , выше которого степень пора- жения данных конструкций равна 1 (полное разру- шение). Из рис. 4 видим, что максимальные частоты превышения значения 35 кВт/м 2 для случаев нали- чия (1,13 ⋅10 –7 в год) и отсутствия (1,14 ⋅10 –5 в год) на скважинах внутрискважинного КО отличаются бо- лее чем в 100 раз. Можно сделать вывод, что реали- зация компенсирующих мероприятий позволяет на два порядка снизить частоту вероятной эскалации аварии. Заключение Таким образом, применение внутрискважинного клапана-отсекателя — наиболее эффективное ком- пенсирующее мероприятие при сокращении рас- стояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин, позволяющее существенно (на два поряд- ка) снизить риски аварий с открытым фонтанирова- нием и их эскалации. Кроме того, обязательное применение внутрис- кважинных клапанов-отсекателей в целях повы- шения уровня промышленной безопасности на объектах газодобычи, в том числе в качестве ком- пенсирующего мероприятия при сокращении рас- стояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин, рассмотрено на заседании Научно-тех- нического совета Ростехнадзора. По результатам рассмотрения принято решение о подготовке со- Рис. 3. Результаты расчета параметров аварийного расхода из газовой скважины Fig. 3. The results of the parameters calculation with regard to emergency flow from the gas well Сценарий Параметр Расстояние, м q об , кВт/м 2 D обор , кВт ⋅с/м 2 k повр Вертикальный факел При длительности теплового воздействия 5 с (наличие КО) 20 28,1 140,5 0,1 40 11,4 57,1 0 При длительности теплового воздействия 15 мин (отсутствие КО) 20 28,1 25290,0 1,0 40 11,4 10278,0 0,2 При длительности теплового воздействия 37 мин (отсутствие КО) 20 28,1 62382,0 1,0 40 11,4 25308,0 1,0 Горизонтальный факел При длительности теплового воздействия 5 с (наличие КО) 20 200,0 1000,0 0,1 40 200,0 1000,0 0,1 При длительности теплового воздействия 15 мин (отсутствие КО) 20 200,0 180000,0 1 40 200,0 180000,0 1 Обмен опытом 79 Безопасность Труда в Промышленности • Occupational Safety in Industry• № 3'2019 • www.safety.ru ответствующих изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой про- мышленности» [1]. Список литературы 1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промыш- ленности: федер. нормы и правила в обл. пром. безопаснос- ти. — Сер. 08. — Вып. 19. — М: ЗАО НТЦ ПБ, 2019. — 314 с. 2. О промышленной безопасности опасных произ- водственных объектов: федер. закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ. — М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2019. — 56 с. 3. Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта: федер. нормы и пра- вила в обл. пром. безопасности. — Сер. 03. — Вып. 73. — М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2017. — 16 с. 4. Методика анализа риска аварий на опасных произ- водственных объектах нефтегазодобычи: рук. по безопасно- сти. — Сер. 08. — Вып. 28. — М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2018. — 45 с. 5. СТО Газпром 2-2.3-400—2009. Методика анализа ри- ска для опасных производственных объектов газодобыва- ющих предприятий ОАО «Газпром». — М.: ООО «Газпром экспо», 2010. — 361 с. 6. OGP Risk Assessment Data Directory. Report № 434. March 2010. International Association of Oil and Gas Producers. URL: https://ru.scribd.com/doc/43436605/OGP-Risk- Assessment-Data-Directory-Report-No-434-Compiled-2010 (дата обращения: 15.02.2019). 7. Методика анализа риска аварий на опасных произ- водственных объектах морского нефтегазового комплек- са: рук. по безопасности. — Сер. 08. — Вып. 27. — М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2016. — 94 с. 8. Об утверждении методики определения расчет- ных величин пожарного риска на производственных объектах (с изм. на 14.12.2010). URL: http://docs.cntd.ru/ document/902170886 (дата обращения: 15.02.2019). 9. Программный комплекс TOXI+Risk 5 для расче- та последствий аварий с выбросом опасных веществ и оценки риска. URL: https://toxi.ru/produkty/programmnyi- kompleks-toxirisk-5 (дата обращения: 29.01.2019). 10. Прокудин С.В., Софьин А.С., Агапов А.А. Аналити- ческое решение задачи одномерного стационарного те- чения сжимаемой жидкости и газа// Безопасность тру- да в промышленности. — 2017. — № 5. — С. 36–41. DOI: 10.24000/0409-2961-2017-5-36-41 11. Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производ- ственных объектах: рук. по безопасности. — Сер. 27. — Вып. 16. — М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2018. — 56 с. 12. Рябцев Н.И. Газовое оборудование, приборы и арматура: справ. пособие. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1985. — 527 с. в г Рис. 4. Поле частот превышения интенсивности теплового излучения свыше заданных значений 20 кВт/м 2 и 35 кВт/м 2 при авариях на оборудовании куста скважин в случае установки внутрискважинного КО соответственно (а) и (б) и в случае его отсутствия соответственно (в) и (г) Fig. 4. The field of frequencies of thermal radiation intensity exceedance above the specified values of 20 kW/m 2 and 35 kW/m 2 in case of accidents at the well cluster equipment if the downhole shut-off valve is installed — (а), (б), and in the absence of the downhole-shutoff valve — (в), (г) Обмен опытом 80 Безопасность Труда в Промышленности • Occupational Safety in Industry• № 3'2019 • www.safety.ru 13. HSE 2012. Failure Rate and Event Data for use within Land Use Planning Risk Assessments up-dated 28.06.2012. URL: https://docplayer.net/10235684-Failure-rate-and-event- data-for-use-within-risk-assessments-28-06-2012.html (дата обращения: 15.02.2019). ilzhukov@safety.ru Материал поступил в редакцию 19 февраля 2019 г. «Bezopasnost Truda v Promyshlennosti»/ «Occupational Safety in Industry», 2019, № 3, pp. 75–80. DOI: 10.24000/0409-2961-2019-3-75-80 On the Experience of Distances Reduction between the Gas Producers I.S. Zhukov, Research Associate, ilzhukov@safety.ru A.N. Sorokin, Cand. Sci. (Eng.), Senior Research Assistant I.A. Kruchinina, Dr. Sci. (Eng.), Director Autonomous Noncommercial Organization «Industrial Risk Research Agency», Moscow, Russia A.A. Agapov, Cand. Sci. (Eng.), Director of the Computa- tional Analysis Center K.V. Malykh, Engineer STC «Industrial Center» CJSC, Moscow, Russia Abstract As per item 353 and Appendix № 6 of the Federal norms and rules in the field of industrial safety «Safety rules in the oil and gas industry», the smallest distance between the mouths of pro- duction gas and gas condensate wells is 40 m. According to the Federal norms and rules in the field of industrial safety «Gene- ral requirements for substantiation of safety of a hazardous pro- duction facility» this substantiation should include the list of activities containing additional safety measures, compensatory deviations from the requirements of the regulatory documents. To confirm sufficiency of the compensatory measures, the re- sults of studies, calculations, tests, simulation of emergency si- tuations, risk assessment or analysis of operating experience of similar hazardous production facilities are required. At the well pads of oil, gas and gas condensate wells the most hazardous accidents are open uncontrolled blowouts at the wellheads with jet fire occurrence. The indicators, which are traditional for the quantitative risk as- sessment, in this case cannot adequately characterize the degree of hazard due to lack at the similar facilities of the workplaces, in which permanent stay of the personnel is provided. Therefore, when substantiating the reduction of the distances between the gas and gas condensate wellheads, the criterion of compensatory measures sufficiency may be the time during which the absorbed dose of thermal radiation at the adjacent equipment will reach the threshold value. If this threshold is exceeded, the equipment can be considered destroyed. The main safety measure in case of deviations from the established requirements for the distances between the mouths of the gas and gas condensate wells is the installation of the downhole shut-off valve. Key words: well, gas production, industrial safety require- ments, quantitative risk assessment, accident, escalation, com- pensatory measures, substantiation of safety, downhole shut-off valve. References 1. Safety rules in the oil and gas industry: Federal norms and rules in the field of industrial safety. Ser. 08. Iss. 19. Moscow: ZAO NTTs PB, 2019. 314 p. (In Russ.). 2. On industrial safety of hazardous production facilities: Federal Law of July 21, 1997 № 116-FZ. Moscow: ZAO NTTs PB, 2019. 56 p. (In Russ.). 3. General requirements for substantiation of safety of a ha- zardous production facility: Federal norms and rules in the field of industrial safety. Ser. 03. Iss. 73. Moscow: ZAO NTTs PB, 2017. 16 p. (In Russ.). 4. Methods of accidents risk analysis at hazardous produc- tion facilities of oil and gas production: Safety guide. Ser. 08. Iss. 28. Moscow: ZAO NTTs PB, 2018. 45 p. (In Russ.). 5. STO Gazprom 2-2.3-400—2009. Methods of risk analysis for hazardous production facilities of gas producing enterpri- ses of OAO Gazprom. Moscow: OOO «Gazprom ekspo», 2010. 361 p. (In Russ.). 6. OGP Risk Assessment Data Directory. Report № 434. March 2010. International Association of Oil and Gas Produc- ers. Available at: https://ru.scribd.com/doc/43436605/OGP- Risk-Assessment-Data-Directory-Report-No-434-Com- piled-2010 (accessed: February 15, 2019). 7. Methods of accidents risk analysis at hazardous pro- duction facilities of the offshore oil and gas complex: Safety guide. Ser. 08. Iss. 27. Moscow: ZAO NTTs PB, 2016. 94 p. (In Russ.). 8. On approval of the methodology for determining the cal- culated values of fire risk at production facilities (as amended on December 14, 2010). Available at: http://docs.cntd.ru/docu- ment/902170886 (accessed: February 15, 2019). (In Russ.). 9. TOXI + Risk 5 software package for calculating the con- sequences of accidents with the release of hazardous substances and risk assessment. Available at: https://toxi.ru/produkty/pro- grammnyi-kompleks-toxirisk-5 (accessed: January 29, 2019). (In Russ.). 10. Prokudin S.V., Sofin A.S., Agapov A.A. Analytical solution of the problem of one-dimensional stationary flow of compressible liquid and gas. Bezopasnost truda v promyshlen- nosti = Occupational Safety in Industry. 2017. № 5. pp. 36–41. (In Russ.). DOI: 10.24000/0409-2961-2017-5-36-41 11. Methodological framework for conducting hazards anal- ysis and risk assessment of accidents at hazardous production facilities: Safety guide. Ser. 27. Iss. 16. Moscow: ZAO NTTs PB, 2018. 56 p. (In Russ.) 12. Ryabtsev N.I. Gas equipment, instruments and valves: right. allowance. Reference book. 3-e izd., pererab. i dop. Mos- cow: Nedra, 1985. 527 p. (In Russ.) 13. HSE 2012. Failure Rate and Event Data for use with- in Land Use Planning Risk Assessments up-dated 28.06.2012. Available at: https://docplayer.net/10235684-Failure-rate-and- event-data-for-use-within-risk-assessments-28-06-2012.html (accessed: February 15, 2019). Received February 19, 2019 |