ISO 22974:2023

Petroleum and natural gas industry — Pipeline transportation systems — Pipeline integrity assessment specification

This document specifies requirements and gives recommendations on the integrity assessment of pipelines of various applications as part of pipeline systems. This document is mainly applicable to onshore pipeline systems, connecting wells, production plants, process plants, refineries and storage facilities, including any section of a pipeline constructed within the boundaries of such facilities for connection purpose, according to ISO 19345-1. The principles can also be used for offshore pipelines where applicable and practical. This document applies to rigid, steel pipelines. It is not applicable for flexible pipelines or those constructed from other materials, such as glass-reinforced plastics. This document does not cover all conditions which might be related to pipeline integrity. A competent pipeline integrity engineer can evaluate whether additional requirements are necessary. This document does not cover the assessment of pipeline defect(s) found during fabrication/construction or installation, which would need to be done in accordance with the applicable standards of design, construction, material procurement and welding process applicable at that time. However, this document can be applied to the ongoing monitoring and assessment of known flaws from the time of construction.

Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par conduites — Spécification d'évaluation de l'intégrité des conduites

Le présent document spécifie les exigences et fournit des recommandations pour évaluer l'intégrité des conduites destinées à diverses applications dans les systèmes de conduite. Le présent document s'applique principalement aux systèmes de conduites à terre, au raccordement des puits, aux usines de production, aux usines de transformation, aux raffineries et aux installations de stockage, ainsi qu'à toute section de conduite construite dans les limites de ces installations à des fins de raccordement conformément à l'ISO 19345-1. Ces principes peuvent également être utilisés pour les conduites en mer dans la mesure où ils sont applicables et pratiques. Le présent document s'applique également aux conduites en acier rigides. Il ne s'applique pas aux conduites souples, ni aux conduites réalisées à partir d'autres matériaux tels que le plastique renforcé en fibre de verre (GRP). Le présent document ne couvre pas toutes les conditions qui pourraient être liées à l'intégrité des conduites. Un ingénieur compétent en intégrité des conduites pourra évaluer si des exigences supplémentaires sont nécessaires. Le présent document ne couvre pas l'évaluation du ou des défaut(s) de conduites trouvé(s) lors de la fabrication/construction ou de l'installation, qui devra être effectuée conformément aux normes de conception, de construction, d'approvisionnement en matériaux et des procédures de soudage applicables à ce moment-là. Toutefois, le présent document peut être appliqué à la surveillance et à l'évaluation continues des défauts connus dès la construction.

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 10-Jul-2023
• ICS: 75.200 - Petroleum products and natural gas handling equipment
• Technical Committee: ISO/TC 67/SC 2 - Pipeline transportation systems
• Drafting Committee: ISO/TC 67/SC 2 - Pipeline transportation systems
• Current Stage: 6060 - International Standard published
• Start Date: 11-Jul-2023
• Due Date: 30-Apr-2024
• Completion Date: 11-Jul-2023

Overview

ISO 22974:2023 - Petroleum and natural gas industry - Pipeline transportation systems - Pipeline integrity assessment specification - defines requirements and recommendations for assessing the integrity of rigid, steel pipelines as part of pipeline systems. It is primarily applicable to onshore pipeline systems that connect wells, production/process plants, refineries and storage facilities (per ISO 19345-1), though its principles can be applied to offshore pipelines where practical. The document focuses on in-service integrity assessment and monitoring; it is not intended for flexible or non-steel pipelines, nor does it replace fabrication/construction defect assessment standards (but it can be used to monitor known construction flaws over time).

Key topics and technical requirements

ISO 22974:2023 structures the pipeline integrity assessment process and addresses technical topics including:

• Data collection and analytics: requirements for data acquisition, quality, alignment, transferability and analysis to support integrity decisions.
• Condition inspection and monitoring: methods and expectations for In-Line Inspection (ILI), direct inspection, non-destructive testing (NDT), coating surveys (e.g., AC attenuation surveys), and material property testing.
• In-line inspection technologies: guidance on ILI data use and interpretation, including Magnetic Flux Leakage (MFL) and other tool types.
• Pressure testing: use and applicability of pressure tests for assessing fitness for service and MAOP verification.
• Fitness for Purpose (FFP) assessments: quantitative evaluation methods, selection of assessment approaches based on failure/damage mechanisms, acceptance criteria, limitations and future acceptability.
• Comprehensive assessments: combining multiple data sets and methods to improve confidence.
• Reporting and follow-up: integrity assessment reporting, re‑assessment intervals and updating the integrity management program.

The standard also includes terminology (e.g., MAOP, FFP, metal loss, crack, dent) and practical examples (for instance, ILI sizing accuracy is commonly expressed as ±10% of wall thickness).

Practical applications

ISO 22974:2023 helps organizations:

• Conduct structured integrity assessments for onshore steel pipelines
• Plan and prioritize inspections, repairs and mitigation based on data-driven analyses
• Perform FFP/fitness-for-service evaluations to justify continued operation or required interventions
• Validate pressure-testing strategies and interpret test outcomes
• Integrate ILI and direct inspection findings into integrity management programs

Who should use this standard

• Pipeline integrity engineers and asset owners/operators
• Inspection and NDT service providers
• Pipeline integrity consultants and engineering firms
• Regulatory bodies and safety auditors responsible for pipeline safety and compliance

Related standards

• ISO 19345-1:2019 - Pipeline integrity management specification (full-life cycle)
• ISO 13623 - referenced for MAOP and pressure testing context

Keywords: ISO 22974:2023, pipeline integrity assessment, in-line inspection (ILI), pressure test, fitness for purpose (FFP), pipeline inspection, pipeline integrity management.

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 22974
First edition
2023-07
Petroleum and natural gas industry —
Pipeline transportation systems
— Pipeline integrity assessment
specification
Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par
conduites — Spécification d'évaluation de l'intégrité des conduites
Reference number
© ISO 2023
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CP 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Geneva
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Email: [e-mail]
Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .iv
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 1
3.1 Terms and definitions . 1
3.2 Abbreviated terms . 4
4 General . 5
4.1 Key principles . 5
4.2 Pipeline integrity assessment process . 5
5 Data collection and analytics . 7
5.1 Data collection . 7
5.2 Data quality . 7
5.3 Data alignment . 8
5.4 Data analysis . 8
5.5 Hazard identification . 8
5.6 Data sufficiency . 9
6 Condition inspection and monitoring . 9
6.1 Data collection method . 9
6.2 In-Line inspection . 9
6.3 Direct inspection . 11
6.4 Pressure test . . 13
6.5 Material property testing . 15
6.6 Other new methods . 16
7 Fitness for purpose .16
7.1 General . 16
7.2 Establishing acceptable FFP assessment . 17
7.2.1 Failure and damage mechanism . 17
7.2.2 Assessment method selection . 18
7.2.3 Acceptance criteria of FFP assessment . 18
7.3 FFP assessment based on in-line inspection . 18
7.3.1 Defect data statistics and causation analysis . 18
7.3.2 Assessment method selection . 18
7.3.3 Assessment conclusions . 19
7.4 Applicability analysis of pressure test . 19
7.5 FFP assessment of direct inspection . 20
7.6 Other methods of FFP assessment . 20
7.7 Comprehensive assessment .20
7.8 Current acceptability . 21
7.9 Future acceptability . 21
7.10 Limitations . 22
7.11 FFP assessment conclusions and recommendations . 22
8 Integrity assessment report .22
8.1 Re-assessment interval .22
8.2 Assessment report . 23
8.3 Updating the integrity management program . 23
Bibliography .24
iii
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
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constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to
the World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see
www.iso.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Oil and gas industries including lower
carbon energy, Subcommittee SC 2, Pipeline transportation systems.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.
iv
INTERNATIONAL STANDARD ISO 22974:2023(E)
Petroleum and natural gas industry — Pipeline
transportation systems — Pipeline integrity assessment
specification
1 Scope
This document specifies requirements and gives recommendations on the integrity assessment of
pipelines of various applications as part of pipeline systems.
This document is mainly applicable to onshore pipeline systems, connecting wells, production plants,
process plants, refineries and storage facilities, including any section of a pipeline constructed within
the boundaries of such facilities for connection purpose, according to ISO 19345-1. The principles can
also be used for offshore pipelines where applicable and practical.
This document applies to rigid, steel pipelines. It is not applicable for flexible pipelines or those
constructed from other materials, such as glass-reinforced plastics.
This document does not cover all conditions which might be related to pipeline integrity. A competent
pipeline integrity engineer can evaluate whether additional requirements are necessary.
This document does not cover the assessment of pipeline defect(s) found during fabrication/
construction or installation, which would need to be done in accordance with the applicable standards
of design, construction, material procurement and welding process applicable at that time. However,
this document can be applied to the ongoing monitoring and assessment of known flaws from the time
of construction.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 19345-1:2019, Petroleum and natural gas industry — Pipeline transportation systems — Pipeline
integrity management specification — Part 1: Full-life cycle integrity management for onshore pipeline
3 Terms, definitions and abbreviated terms
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1.1
alternating current attenuation survey
ACAS
method of measuring the current attenuation along the pipeline to assess general quality of the coating
by applying the electromagnetic field propagation theory
3.1.2
comprehensive assessment
evaluation using two or more separate integrity data sets
3.1.3
corrosion
deterioration of a material, usually a metal that results from an electrochemical reaction with its
environment
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.5]
3.1.4
crack
planar flaw, or linear discontinuity, with a sharp tip radius
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.6]
3.1.5
data transferability
use of data from similar pipelines (in terms of geometry, material, service, environment) to supplement
or replace data that cannot be obtained, or are difficult to obtain, on the pipeline being evaluated
3.1.6
deformation
change in shape of the pipe or component, such as a bend, buckle, dent, ovality, ripple, wrinkle, or any
other change that affects the roundness of the pipe or original cross-section or straightness of the pipe
or component
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.9]
3.1.7
defect
imperfection of a type or magnitude exceeding acceptable criteria
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.10]
3.1.8
degradation modelling
models to evaluate degradation of materials
3.1.9
dent
depression which produces a disturbance in the curvature of the pipe wall, caused by contact with a
foreign body resulting in plastic deformation of the pipe wall
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.11]
3.1.10
direct inspection
methodology used to detect and characterize pipeline defects and condition at a specific location
3.1.11
failure
event in which a component or system does not perform according to its operational requirements
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.14]
3.1.12
fitness for purpose
FFP
quantitative engineering evaluation that is performed to demonstrate the structural integrity of an in-
service component that can contain an imperfection, defect or damage
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.15]
3.1.13
gouge
surface damage to a pipeline caused by contact with a foreign object that has scraped (gouged) material
out of the pipe, resulting in a metal loss defect or imperfection
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.16]
3.1.14
in-line inspection
ILI
inspection of a pipe wall from the interior of the pipe using specialized tools
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.19]
3.1.15
integrity assessment
process that includes the inspection and testing of a pipeline in order to determine physical
characteristics and assess its integrity condition by combination of an analysis of data, use of reliability
assessment methodologies of the structure and an evaluation of the safety state of the pipeline
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.20]
3.1.16
magnetic flux leakage
MFL
type of in-line inspection technology in which a magnetic field is induced in the pipe wall between two
poles of a magnet
Note 1 to entry: Anomalies affect the distribution of the magnetic flux in the pipe wall. The magnetic flux leakage
pattern is used to detect and characterize anomalies.
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.24]
3.1.17
maximum allowable operating pressure
MAOP
maximum internal pressure at which a pipeline system, or parts thereof, is allowed to be operated
Note 1 to entry: The MAOP is established by the maximum pressure achieved during testing (see ISO 13623).
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.27]
3.1.18
metal loss
pipe wall anomaly in which metal has been removed
Note 1 to entry: Metal loss is usually the result of corrosion, but gouging, manufacturing defects, erosion, or
mechanical damage can also result in metal loss.
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.28]
3.1.19
non-destructive testing
NDT
analysis techniques used to evaluate the properties of a material, component or system without causing
damage
Note 1 to entry: “Non-destructive inspection” (NDI) and “non-destructive evaluation” (NDE) are also commonly
used to describe this technology.
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.29]
3.1.20
pressure test
means of assessing the integrity of a new or existing pipeline that involves filling the pipeline with
water, dry air or nitrogen, and pressurizing to a level reasonably in excess of the MAOP of the pipeline
to demonstrate that the pipeline is fit for operating condition
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.34, modified — “dry air or nitrogen” “reasonably” added, “for a given
time frame dependent on the identified integrity hazards” deleted and “service at the MAOP” replaced
by "operating condition"; Note to entry deleted.]
3.1.21
sizing accuracy
accuracy with which an anomaly dimension or characteristic is reported
Note 1 to entry: Typically, accuracy is expressed by tolerance and certainty.
EXAMPLE Depth sizing accuracy for metal loss using NDT methods, such as an ILI tool, is commonly
expressed as +/-10 % of the wall thickness (the tolerance) and 80 % of the time (the certainty).
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.40]
3.1.22
stress corrosion cracking
SCC
cracking of a material produced by the combined action of corrosion and sustained tensile stress
3.2 Abbreviated terms
AC/DC alternating current/direct current
ACVG alternating current voltage gradient
CIPS close interval potential survey
DCVG direct current voltage gradient
EMAT electromagnetic acoustic transducer
FFP fitness for purpose
IMP integrity management program
IMU inertial measurement unit
LSM large standoff magnetometry
POD probability of detection
POI probability of identification
SCT stress concentration tomography
TEM transient electromagnetic method
TFI transverse flux inspection
USCD ultrasonic crack detection
USCCD ultrasonic circumferential crack detection
UT ultrasonic compression wave tool
4 General
4.1 Key principles
Pipeline operators shall assess the integrity condition and safety state of their operated pipelines
by using a suite of inspection, monitoring and evaluation techniques/methodologies. Local laws
and regulations can apply for the integrity assessment. New technologies should be encouraged
for application, when they are proved to be effective, safe and to follow industry practices. The key
principles for integrity assessment are listed below.
a) Threats and degradation modes shall be identified accurately for the integrity assessment.
b) Relevant data shall be collected, as it constitutes the fundamental basis for a sound integrity
assessment. Data sets shall be used to determine the defect types and failure mechanisms of the
pipeline and to provide a basis for the selection of the most appropriate assessment methods. The
pipeline assessment method shall be selected in accordance with the damage mechanisms, type,
dimensions, distribution, expected activity and progression rates of defects affecting the pipeline
and the purpose of the assessment.
c) One or more assessment methods shall be selected based on data collected from ILI, direct
inspection, pressure test or others. When ILI is applicable, it shall be selected as a priority.
d) Historical records of past failures and executed repairs shall be considered for assessment method
selection.
e) The interval of pipeline integrity assessment shall be determined by previous assessment result. If
leaks or ruptures occur in between integrity assessments, then, the interval shall be immediately
re-evaluated based on the results of failure analysis (e.g. cause and contributing factors).
f) Knowledge and ability related to integrity assessment shall be possessed by the practitioners.
g) Relevant requirements of ISO 19345-1:2019 shall be applied, and other international practice
standards should be considered as technical support.
4.2 Pipeline integrity assessment process
4.2.1 The pipeline integrity assessment process shall be continuously improved. Experience obtained
from each assessment assists in determining the most appropriate method for subsequent assessments.
4.2.2 The pipeline integrity assessment process should follow the sequence shown in Figure 1,
including:
a) data collection and analytics;
b) pipeline condition inspection and monitoring;
c) hazard identification;
d) FFP assessment;
e) assessment report.
Figure 1 — Recommended pipeline integrity assessment process
4.2.3 The assessment of the remaining pipeline strength and remaining life affected by the presence
and type of defects is the core of integrity assessment, and shall be carried out by considering factors
related to service history and external environment.
4.2.4 Comprehensive assessment should be carried out given multiple data generated from different
sources, such as various inspection methods or time periods.
5 Data collection and analytics
5.1 Data collection
5.1.1 The scope of data collection should be determined according to the pipeline properties,
potential damage mechanism, assessment methodologies, etc. to evaluate threats, or potential threats,
and damage mechanism(s) for the pipeline. Relevant data and information can be collected along the
entire pipeline life cycle such as design, construction, operation and maintenance phases. When the
pipeline data is deemed insufficient for the integrity assessment, other relevant data such as failure
analysis and integrity assessment reports of pipelines with similar operating conditions should also be
collected as reference. When data transferability is used to determine the FFP of a pipeline, the assessor
should apply conservative factors or allowances to recognize the added uncertainty.
For example, the pipeline whose material properties cannot be obtained can refer to the test results of
pipelines with similar construction years, same steel grade, same manufacturing processes, same pipe
manufacturer, same quality control applied during construction and any other relevant information.
5.1.2 The data used for pipeline integrity assessment should include:
a) Pipeline attributes: steel grade, diameter, wall thickness, weld type, fluid type, coating type and
cathodic protection, accessory infrastructures, burial conditions.
b) Mechanical properties, such as tensile properties, engineering stress/strain curve, fracture
toughness.
c) Inspection reports and data, such as ILI, NDT, direct inspection and SCT.
d) Design and operating parameters, such as fluid composition, maximum allowable operating
pressure, maximum/minimum operating temperature.
e) Construction data, such as welding records, pressure testing, welding procedure specifications,
NDT results.
f) Historical data, such as in-service pressure testing, excavation verification, repair, failure(s) and
maintenance data.
g) Load data, such as service load, environmental load, construction load or other additional load.
h) Degradation modelling, such as corrosion growth model, fatigue model, crack extension model, SCC
model.
i) Environmental conditions, such as corrosiveness of the environment, crossing of railways,
highways and rivers and as well as geotechnical and geographical information.
j) Transferable data from similar pipelines.
k) Other data, such as regional grades, critical consequence areas, risk assessment results.
5.2 Data quality
The quality of data available should be determined, including the allowance for varying data quality
over historical events, and identify a confidence level that can be applied to the resulting assessment.
It should be determined whether the data quality is sufficient to enable an FFP assessment to be
completed to the required certainty according to the criticality of the system, which should conform to
the dimensions outlined below, as applicable:
a) Accuracy: Data accuracy should be examined by analysis and verified between different data
sources.
b) Completeness: It should be checked that all needed data is available.
c) Consistency: The data should be free of internal contradictions.
d) Precision: The data should be exact as required.
e) Granularity: The data should be kept and presented at the right level of detail to meet the
requirements of FFP assessment.
f) Timeliness: The data should be as current as needed and should be retained no longer than
required.
5.3 Data alignment
5.3.1 Data from different sources shall be aligned based on the data with higher accuracy.
5.3.2 The data alignment content shall be determined in accordance with the pipeline attributes
and damage mechanism. For example, for external corrosion, the ILI data can be aligned with the
pipeline attributes, coating, cathodic protection, stray current interference, soil corrosiveness, direct
inspection and other relevant data. For internal corrosion, it can be compared with the data of pipeline
elevation, including ILI data, data of pipeline evaluation by other methods, medium composition, flow,
temperature, pigging products, etc.
5.3.3 For alignment of two or more ILI data sets, girth welds should be aligned prior to assessing the
defects or features of interest. Inspection accuracy and defect growth should be subsequently analysed.
5.3.4 When data of ILI and other different inspection methods are available, other data should be
aligned with the ILI data. If ILI has not been carried out, it should be carried out first. If the pipeline
is unpiggable, other inspection method such as direct inspection at selected critical area should be
adopted. The data should be then aligned to the ground mapping data.
5.4 Data analysis
5.4.1 A comprehensive analysis of the aligned data should be carried out to determine the cause of
defect(s) and arresting mitigating measures.
5.4.2 A defect statistical assessment should be performed to determine the severity, distribution, and
the relationship between different types of defects. The cause and initiation of the defect(s) should be
determined.
5.4.3 The cause and rate of defect growth should be analysed using multiple sources of data when
possible. If necessary, excavation can be used to verify the causes of actively growing defect(s).
5.5 Hazard identification
5.5.1 Hazards shall be analysed using integrated data from various sources.
5.5.2 Hazards should be delineated into time-related, time-independent and inherent factors
categories as follows:
a) Time-related hazards, including external corrosion, internal corrosion, SCC/hydrogen-induced
cracking, fatigue damage, etc.
b) Time-independent factors, including mechanical damage (dents, gouges), pipe deformation caused
by soil movement or floods, etc.
c) Inherent factors, including seam welds, mill defects, girth weld defects, buckles or wrinkles, etc.
Hazards shall be identified based on failure analysis and previous integrity assessment. It is also
advisable to identify hazards from failure accidents and integrity assessment of pipelines with similar
background.
5.6 Data sufficiency
5.6.1 The sufficiency of data should be evaluated based on data quality, defect(s) cause analysis,
assessment methods, maintenance requirements, etc.
5.6.2 The impact on the assessment results due to data sufficiency should be determined. Data
sufficiency is defined as:
a) Identification of the degradation mechanism(s) are confirmed by appropriate inspection and
supporting data;
b) Inspection, testing or monitoring data that meets the reliability requirements of the assessment
results;
c) Mechanical properties data of pipe body or weld that are required for the FFP assessment;
d) Loading data that are required for the FFP assessment;
e) For time-related defects, the applicable defect growth rate can be obtained through multiple
inspections, monitoring data, defect growth modelling or simulation test. Otherwise, the growth
rate should be selected conservatively.
5.6.3 Additional data collected as per Clause 6 shall be re-analysed in accordance with 5.2.
5.6.4 The additional data shall be integrated with the original data in accordance with 5.3, and the
hazard identification and cause analysis shall be updated.
6 Condition inspection and monitoring
6.1 Data collection method
Data collection method includes ILI, direct inspection, pressure test, SCT monitoring, excavation
verification, failure analysis, material sampling test and informative data collection, etc. and should be
selected based on the type and accuracy of data required for the assessment.
6.2 In-Line inspection
6.2.1 Selection of proper ILI technology should be based on the threat and expected defects, risk
assessment and inspection history of the pipeline. For pipelines with multiple inspections, it is
recommended to use the same type or selecting complementary ILI techniques as per Figure 2. For
more information on the ILI methods available, see ISO 19345-1:2019, Table 2.

Figure 2 — A gen
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 22974
Première édition
2023-07
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Systèmes de transport par
conduites — Spécification d'évaluation
de l'intégrité des conduites
Petroleum and natural gas industry — Pipeline transportation
systems — Pipeline integrity assessment specification
Numéro de référence
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être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: [phone]
E-mail: [e-mail]
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .iv
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives .1
3 Termes, définitions et abréviations . 1
3.1 Termes et définitions . 1
3.2 Abréviations. 5
4 Généralités . 5
4.1 Principes clés . 5
4.2 Processus d'évaluation de l'intégrité des conduites . 6
5 Collecte et analyse des données . 7
5.1 Collecte des données . 7
5.2 Qualité des données . 8
5.3 Alignement des données . 9
5.4 Analyse des données . 9
5.5 Identification des phénomènes dangereux . 9
5.6 Suffisance des données . 10
6 Inspection et surveillance de l'état .10
6.1 Méthode de collecte des données. 10
6.2 Inspection interne en ligne . 10
6.3 Inspection directe.12
6.4 Essai de pression. 14
6.5 Essai des propriétés des matériaux . 17
6.6 Autres méthodes nouvelles . 17
7 Aptitude à l'emploi .17
7.1 Généralités . 17
7.2 Mise en place d'une évaluation FFP acceptable . 18
7.2.1 Mécanisme de défaillance et d'endommagement . 18
7.2.2 Sélection de la méthode d'évaluation . 19
7.2.3 Critères d'acceptation de l'évaluation de la FFP . 19
7.3 Évaluation FFP basée sur une inspection interne en ligne . 19
7.3.1 Statistiques des données des défauts et analyse des causes . 19
7.3.2 Sélection de la méthode d'évaluation . 20
7.3.3 Conclusions de l’évaluation . 20
7.4 Analyse de l'applicabilité de l'essai de pression . 20
7.5 L'évaluation FFP de l'inspection directe . 21
7.6 Autres méthodes d'évaluation FFP . 22
7.7 Évaluation complète . 22
7.8 Acceptabilité actuelle .22
7.9 Acceptabilité future . 23
7.10 Limites . 23
7.11 Conclusions et recommandations de l'évaluation FFP . 23
8 Rapport d'évaluation de l'intégrité .24
8.1 Intervalle de réévaluation . 24
8.2 Rapport d'évaluation . 24
8.3 Mise à jour du programme de gestion de l'intégrité . 25
Bibliographie .26
iii
Avant-propos
L'ISO (Organisation comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de
faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales
et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore
étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui concerne la
normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document
a été rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www.iso.org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l'intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www.iso.org/iso/fr/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Industries du pétrole et du gaz, y
compris les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 2, Systèmes de transport par conduites.
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l'adresse www.iso.org/fr/members.html.
iv
NORME INTERNATIONALE ISO 22974:2023(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de
transport par conduites — Spécification d'évaluation de
l'intégrité des conduites
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les exigences et fournit des recommandations pour évaluer l'intégrité des
conduites destinées à diverses applications dans les systèmes de conduite.
Le présent document s'applique principalement aux systèmes de conduites à terre, au raccordement des
puits, aux usines de production, aux usines de transformation, aux raffineries et aux installations de
stockage, ainsi qu'à toute section de conduite construite dans les limites de ces installations à des fins
de raccordement conformément à l'ISO 19345-1. Ces principes peuvent également être utilisés pour les
conduites en mer dans la mesure où ils sont applicables et pratiques.
Le présent document s'applique également aux conduites en acier rigides. Il ne s'applique pas aux
conduites souples, ni aux conduites réalisées à partir d'autres matériaux tels que le plastique renforcé
en fibre de verre (GRP).
Le présent document ne couvre pas toutes les conditions qui pourraient être liées à l'intégrité
des conduites. Un ingénieur compétent en intégrité des conduites pourra évaluer si des exigences
supplémentaires sont nécessaires.
Le présent document ne couvre pas l'évaluation du ou des défaut(s) de conduites trouvé(s) lors de la
fabrication/construction ou de l'installation, qui devra être effectuée conformément aux normes
de conception, de construction, d'approvisionnement en matériaux et des procédures de soudage
applicables à ce moment-là. Toutefois, le présent document peut être appliqué à la surveillance et à
l'évaluation continues des défauts connus dès la construction.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique.
Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les
éventuels amendements).
ISO 19345-1:2019, Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par conduites —
Spécifications de gestion de l’intégrité des pipelines — Partie 1: Gestion de l’intégrité des conduites
terrestres durant leur cycle de vie complet
3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l'adresse https:// www .electropedia .org/
3.1.1
étude de l'atténuation du courant alternatif
ACAS
méthode de mesure de l'atténuation du courant le long de la conduite destinée à évaluer la qualité
générale du revêtement en appliquant la théorie de la propagation des champs électromagnétiques
3.1.2
évaluation complète
évaluation qui utilise deux ou plus de deux jeux distincts de données d'intégrité
3.1.3
corrosion
détérioration d'un matériau, généralement un métal, résultant d'une réaction électrochimique avec son
environnement
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.5]
3.1.4
fissure
défaut plan, ou discontinuité linéaire, avec un faible rayon de pointe
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.6]
3.1.5
transférabilité des données
utilisation de données provenant des conduites similaires (pour ce qui est de la géométrie, du matériau,
du service, de l'environnement, etc.) dans le but de compléter ou remplacer les données qu'il est
impossible ou difficile d'obtenir sur la conduite à évaluer
3.1.6
déformation
changement de la forme du tube ou du composant, tel qu'un cintre, un flambage, un enfoncement, une
ovalisation, une ondulation, une ride de cintrage ou tout autre changement affectant la circularité de la
section transversale ou la linéarité d'origine du tube ou du composant
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.9]
3.1.7
défaut
imperfection d'un type ou d'une grandeur excédant les critères acceptables
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.10]
3.1.8
modélisation de la dégradation
modèles permettant d'évaluer la dégradation des matériaux
3.1.9
enfoncement
dépression qui produit une perturbation de la courbure de la paroi du tube, causée par un contact avec
un corps étranger aboutissant à une déformation plastique de la paroi du tube
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.11]
3.1.10
inspection directe
méthode utilisée pour détecter et caractériser les défauts et l'état des conduites à un emplacement
précis
3.1.11
défaillance
événement lors duquel un composant ou système ne fonctionne pas conformément à ses exigences
opérationnelles
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.14]
3.1.12
aptitude à l'emploi
FFP
évaluation technique quantitative réalisée afin de démontrer l'intégrité structurelle d'un composant en
service susceptible de présenter une imperfection, un défaut ou un dommage
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.15]
3.1.13
entaille
dommage à la surface d'une conduite, causé par un contact avec un corps étranger ayant enlevé
(entaillé) le matériau du tube, résultant en un défaut par perte de métal ou une imperfection
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.16]
3.1.14
inspection interne en ligne
ILI
inspection de la paroi d'un tube depuis l'intérieur de ce dernier, au moyen d'outils spécialisés
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.19]
3.1.15
évaluation de l'intégrité
processus qui comprend l'inspection et la mise à l'essai d'une conduite en vue d'obtenir ses
caractéristiques physiques et d'évaluer l'état de son intégrité par la combinaison d'une analyse des
données, l'utilisation de méthodologies d'évaluation de la fiabilité de la structure et une évaluation de
l'état de sécurité de la conduite
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.20]
3.1.16
fuite de flux magnétique
MFL
type de technologie d'inspection interne en ligne pour lequel un champ magnétique est induit dans la
paroi du tube entre deux pôles d'un aimant
Note 1 à l'article: Les anomalies affectent la distribution du flux magnétique dans la paroi. Le modèle de fuite de
flux magnétique est utilisé pour détecter et caractériser les anomalies.
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.24]
3.1.17
pression maximale admissible
PMAD
pression interne maximale admissible à laquelle un système de conduite, ou des parties de celui-ci, est
autorisé à fonctionner
Note 1 à l'article: La PMAD est déterminée à partir de la pression maximale obtenue au cours des essais (voir
ISO 13623).
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.27]
3.1.18
perte de métal
anomalie du tube pour laquelle du métal a été retiré
Note 1 à l'article: La perte de métal résulte généralement de la corrosion, mais des rayures, des défauts de
fabrication, de l'érosion ou des dommages mécaniques peuvent également aboutir à une perte de métal.
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.28]
3.1.19
essai non destructif
NDT
techniques d'analyse utilisées pour évaluer les propriétés d'un matériau, d'un composant ou d'un
système sans occasionner de dommages
Note 1 à l'article: Les termes «inspection non destructive» (non-destructive inspection, NDI) et «évaluation
non destructive» (non-destructive evaluation, NDE) sont également utilisés couramment pour décrire cette
technologie.
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.29]
3.1.20
essai de pression
moyens d'évaluation de l'intégrité d'une nouvelle conduite ou d'une conduite existante qui impliquent
le remplissage de la conduite avec de l'eau, de l'air sec ou de l'azote, ainsi que sa pressurisation à un
niveau raisonnablement supérieur à la pression maximale admissible (PMAD) de la conduite, en vue de
démontrer l'aptitude aux conditions d'exploitation
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.34, modifiée — «de l'air sec ou de l'azote» et «raisonnablement» ont été
ajoutés, «pour un intervalle de temps donné, dépendant des phénomènes dangereux relatifs à l'intégrité
identifiés» a été supprimé et «au service de cette dernière à cette PMAD» a été remplacé par «aux
conditions d'exploitation».]
3.1.21
exactitude de dimensionnement
précision avec laquelle les dimensions ou les caractéristiques d'une anomalie sont consignées
Note 1 à l'article: En règle générale, l'exactitude est exprimée par la tolérance et la certitude.
EXEMPLE L'exactitude de dimensionnement de la profondeur de perte de métal en utilisant des méthodes
non destructives, telles qu'un outil d'inspection en ligne (ILI), est généralement exprimée comme étant ± 10 % de
l'épaisseur de la paroi (tolérance) et 80 % du temps (certitude).
[SOURCE: ISO 19345-1:2019, 3.1.40]
3.1.22
corrosion fissurante sous contrainte
SCC
fissuration d'un matériau produite par l'action combinée de la corrosion et une contrainte de traction
soutenue
3.2 Abréviations
ACVG gradient de tension de courant alternatif
CA/CC courant alternatif/courant continu
CIPS étude de potentiel à intervalles rapprochés
DCVG gradient de tension de courant continu
EMAT transducteur acoustique électromagnétique
FFP aptitude à l'emploi
IMP programme de gestion de l'intégrité
IMU centrale inertielle
LSM magnétométrie longue portée
POD probabilité de détection
POI probabilité d'identification
SCT tomographie de concentration des contraintes
TEM méthode électromagnétique transitoire
TFI inspection des flux transversaux
USCCD détection des fissures circonférentielles par ultrasons
USCD détection des fissures par ultrasons
UT outil à onde de compression ultrasonore
4 Généralités
4.1 Principes clés
Les exploitants de conduites doivent évaluer l'état d'intégrité et celui de sécurité des conduites
qu'ils exploitent en utilisant un ensemble de techniques/méthodes d'inspection, de surveillance et
d'évaluation. Les lois et réglementations locales peuvent s'appliquer à l'évaluation de l'intégrité. Il
convient d'encourager l'application de nouvelles technologies, lorsqu'il est démontré qu'elles sont
efficaces, sûres et conformes aux pratiques industrielles. Les principes clés de l'évaluation de l'intégrité
sont énumérés ci-dessous:
a) les menaces et modes de dégradation doivent être identifiés avec exactitude pour l'évaluation de
l'intégrité;
b) il faut recueillir des données pertinentes, car celles-ci constituent la base fondamentale d'une
évaluation solide de l'intégrité. Des ensembles de données doivent être utilisés pour déterminer
les types de défauts et les mécanismes de défaillance de la conduite et pour fournir une base pour
le choix des méthodes d'évaluation les plus appropriées. La méthode d'évaluation des conduites
doit être choisie en fonction des mécanismes d'endommagement, du type, des dimensions, de la
répartition, de l'activité attendue et des vitesses de progression des défauts affectant la conduite et
la finalité de l'évaluation;
c) une ou plusieurs méthodes d'évaluation doivent être choisies, sur la base des données issues de
l'ILI, de l'inspection directe, des essais de pression ou autres. Lorsqu'elle est applicable, l'ILI doit
être choisie en priorité;
d) les historiques des défaillances passées et des réparations effectuées doivent être pris en compte
dans le choix de la méthode d'évaluation;
e) l'intervalle entre les évaluations de l'intégrité des conduites doit être déterminé par les résultats
des évaluations antérieures. Si des fuites ou des ruptures se produisent entre deux évaluations de
l'intégrité, l'intervalle doit alors être immédiatement réévalué sur la base des résultats de l'analyse
des défaillances (par exemple: cause et facteurs contributifs);
f) les praticiens doivent posséder les connaissances et aptitudes liées à l'évaluation de l'intégrité;
g) les exigences pertinentes de l’ISO 19345-1:2019 doivent être appliquées et il convient de tenir
compte d’autres normes de pratique internationale en guise d'aide technique.
4.2 Processus d'évaluation de l'intégrité des conduites
4.2.1 Le processus d'évaluation de l'intégrité des conduites doit être continuellement amélioré.
L'expérience acquise dans le cadre de chaque évaluation contribue à déterminer la méthode la plus
appropriée pour les évaluations ultérieures.
4.2.2 Il convient que le processus d'évaluation de l'intégrité des conduites suive la séquence
représentée à la Figure 1, y compris:
a) collecte et analyse des données;
b) inspection et surveillance de l'état de la conduite;
c) identification des phénomènes dangereux;
d) évaluation FFP;
e) rapport d'évaluation.
Figure 1 — Processus recommandé d'évaluation de l'intégrité des conduites
4.2.3 L'évaluation de la résistance restante et de la durée de vie restante de la conduite affectées par
la présence et le type de défauts est au cœur de l'évaluation de l'intégrité, et elle doit être effectuée en
tenant compte des facteurs liés à l'historique de service et à l'environnement externe.
4.2.4 Il convient qu'une évaluation complète soit effectuée sur la base de données multiples provenant
de différentes sources, telles que diverses méthodes d'inspection ou périodes de temps.
5 Collecte et analyse des données
5.1 Collecte des données
5.1.1 Il convient que le périmètre de collecte de données soit déterminé en fonction des propriétés de
la conduite, du mécanisme d'endommagement potentiel, des méthodes d'évaluation, etc., afin d'évaluer
les menaces, ou les menaces potentielles, et le ou les mécanismes d'endommagement de la conduite. Les
données et informations pertinentes peuvent être collectées tout au long du cycle de vie de la conduite,
telles que les phases de conception, de construction, d'exploitation et de maintenance. Lorsque les
données relatives à la conduite sont jugées insuffisantes pour l'évaluation de l'intégrité, il convient de
recueillir également, à titre de référence, d'autres données pertinentes, telles que les rapports d'analyse
des défaillances et d'évaluation de l'intégrité de conduites présentant des conditions d'exploitation
similaires. Il convient que l’évaluateur applique des tolérances ou des facteurs conservatifs pour
admettre l'ajout d'incertitude, lorsque la transférabilité des données est utilisée pour déterminer la FPP
d’une conduite.
Par exemple, la conduite dont les propriétés des matériaux ne peuvent pas être obtenues peut se référer
aux résultats d'essais de conduites ayant des années de construction similaires, la même nuance d'acier,
les mêmes processus de fabrication, le même fabricant de tuyaux, le même contrôle qualité appliqué
pendant la construction et toute autre information pertinente.
5.1.2 Il convient que les données utilisées pour l'évaluation de l'intégrité de la conduite incluent:
a) attributs de la conduite: nuance d'acier, diamètre, épaisseur de paroi, type de soudure, type de
fluide, type de revêtement et protection cathodique, infrastructures accessoires, conditions
d'enfouissement;
b) propriétés mécaniques, telles que les propriétés en traction, la courbe de contrainte/déformation
technique, la ténacité à la rupture;
c) rapports et données d'inspection, tels que l'ILI, les NDT, l'inspection directe et la SCT;
d) paramètres de conception et de fonctionnement, tels que la composition du fluide, la pression
maximale admissible, la température maximale/minimale de fonctionnement;
e) données de construction, telles que les enregistrements de soudage, les essais de pression, les
spécifications des procédures de soudage, les résultats des NDT;
f) données historiques, telles que les essais de pression en service, la vérification par excavation, les
réparations, les défaillances et les données de maintenance;
g) données relatives aux charges, telles que la charge de service, la charge environnementale, la
charge de construction ou toute autre charge supplémentaire;
h) modélisation de la dégradation, tel qu'un modèle de croissance de la corrosion, un modèle de
fatigue, un modèle de croissance des fissures et un modèle SCC;
i) conditions environnementales, telles que le caractère corrosif de l'environnement, la présence de
voies ferrées, d'autoroutes et de rivières, ainsi que les informations géotechniques et géographiques;
j) données transférables à partir de conduites similaires;
k) autres données, telles que les classes régionales, les zones de conséquences critiques, les résultats
d'appréciation du risque.
5.2 Qualité des données
Il convient de déterminer la qualité des données disponibles, y compris la prise en compte de la variation
de la qualité des données sur des événements historiques, et d'identifier un niveau de confiance qui peut
être appliqué à l'évaluation résultante. Il convient de déterminer si la qualité des données est suffisante
pour permettre de réaliser une évaluation FFP avec le degré de certitude requis en fonction du caractère
critique du système, et ce, conformément aux dimensions décrites ci-dessous, le cas échéant:
a) exactitude: il convient que l'exactitude des données soit examinée par analyse et vérifiée entre
différentes sources de données;
b) complétude: il convient de vérifier que toutes les données nécessaires sont disponibles;
c) cohérence: il convient que les données soient exemptes de contradictions internes;
d) précision: il convient que les données soient aussi précises que requis;
e) granularité: il convient que les données soient conservées et présentées au bon niveau de détail
pour satisfaire aux exigences de l’évaluation FFP;
f) actualité: il convient que les données soient aussi actuelles que nécessaire et ne soient pas
conservées plus longtemps que nécessaire.
5.3 Alignement des données
5.3.1 Les données provenant de différentes sources doivent être alignées sur la base des données
présentant la plus grande exactitude.
5.3.2 Le contenu de l'alignement des données doit être déterminé en fonction des attributs de la
conduite et du mécanisme d'endommagement. Par exemple, pour la corrosion externe, les données
ILI peuvent être alignées avec les attributs de la conduite, le revêtement, la protection cathodique,
l'interférence des courants vagabonds, la corrosivité du sol, l'inspection directe et d'autres données
pertinentes. Pour la corrosion interne, elles peuvent être comparées aux données d'élévation de la
conduite, y compris aux données ILI, aux données d'évaluation de la conduite par d'autres méthodes, à
la composition du milieu, au débit, à la température, aux produits de raclage, etc.
5.3.3 Pour l'alignement de deux ensembles de données ILI ou plus, il convient que les soudures
circulaires soient alignées avant d'évaluer les défauts ou les caractéristiques d'intérêt. Il convient que
l'exactitude d'inspection et la croissance des défauts soient analysées par la suite.
5.3.4 Lorsque des données ILI et d'autres méthodes d'inspection différentes sont disponibles, il
convient que les autres données soient alignées sur celles de l'ILI. Si l'ILI n'a pas été effectuée, il convient
qu'elle soit effectuée en premier. Si la conduite est «non-piggable», il convient d'adopter une autre
méthode d'inspection telle que l'inspection directe à des zones critiques choisies. Il convient ensuite
d'aligner les données sur les données de cartographie du sol.
5.4 Analyse des données
5.4.1 Il convient de réaliser une analyse complète des données alignées afin de déterminer la cause
du ou des défauts et d'établir les mesures d'atténuation.
5.4.2 Il convient d'effectuer une évaluation statistique des défauts afin de déterminer la gravité, la
répartition et la relation entre les différents types de défauts. Il convient de déterminer la cause et le
déclenchement du ou des défauts.
5.4.3 Il convient que la cause et la vitesse de croissance des défauts soient analysées en utilisant
plusieurs sources de données lorsque cela est possible. Si nécessaire, l'excavation peut être utilisée
pour vérifier les causes des défauts en croissance active.
5.5 Identification des phénomènes dangereux
5.5.1 Les phénomènes dangereux doivent être analysés à l'aide de données intégrées provenant de
diverses sources.
5.5.2 Il convient de répartir les phénomènes dangereux en catégories liées au temps, indépendantes
du temps et facteurs inhérents, comme suit:
a) phénomènes dangereux liés au temps, y compris la corrosion externe, la corrosion interne, la SCC/
fissuration induite par hydrogène, l'endommagement dû à la fatigue, etc.;
b) facteurs indépendants du temps, y compris les dommages mécaniques (enfoncements, entailles), la
déformation du tuyau causée par les mouvements du terrain ou les inondations, etc.;
c) facteurs inhérents, y compris les cordons de soudure, les défauts d'usinage, les défauts de soudure
circulaire, les flambages ou les rides de cintrage, etc.
Les phénomènes dangereux doivent être identifiés sur la base d'une analyse des défauts et de l'évaluation
précédente de l'intégrité. Il est également recommandé d'identifier les phénomènes dangereux à partir
des accidents de défaillance et de l'évaluation de l'intégrité des conduites présentant un contexte/cas
similaire.
5.6 Suffisance des données
5.6.1 Il convient que la suffisance des données soit évaluée sur la base de la qualité des données, de
l'analyse des causes des défauts, des méthodes d'évaluation, des exigences de maintenance, etc.
5.6.2 Il convient de déterminer l'impact sur les résultats de l'évaluation en raison de la suffisance des
données. La suffisance des données est définie comme suit:
a) identification du ou des mécanismes de dégradation est confirmée par une inspection appropriée
et des données justificatives;
b) données d'inspection, d'essai ou de surveillance, qui satisfont aux exigences de fiabilité des résultats
de l'évaluation;
c) données sur les propriétés mécaniques du corps du tuyau ou de la soudure qui sont requises pour
l'évaluation FFP;
d) données relatives aux charges qui sont requises pour l'évaluation FFP;
e) pour les défauts liés au temps, la vitesse de croissance des défauts applicable peut être obtenue
par des inspections multiples, des données de surveillance, une modélisation de la croissance des
défauts ou un essai de simulation. Autrement, il convient de choisir la vitesse de croissance de façon
prudente.
5.6.3 Les données supplémentaires recueillies conformément à l’Article 6 doivent être ré-analysées
conformément au paragraphe 5.2.
5.6.4 Les données supplémentaires doivent être intégrées aux données d'origine conformément au
paragraphe 5.3, et l'identification des phénomènes dangereux et l'analyse des causes doivent être mises
à jour.
6 Inspection et surveillance de l'état
6.1 Méthode de collecte des données
La méthode de collecte des données inclut l'ILI, l'inspection directe, l'essai de pression, la surveillance
par SCT, la vérification par excavation, l'analyse des défaillances, l'essai par échantillonnage des
matériaux et la collecte de données informatives, etc. Il convient qu'elle soit choisie en fonction du type
et de l'exactitude des données requises pour l'évaluation.
6.2 Inspection interne en ligne
6.2.1 Il convient que le choix de la technologie ILI adéquate soit basé sur la menace et les défauts
attendus, l'appréciation du risque et l'historique d'inspection de la conduite. Pour les conduites
soumises à plusieurs inspections, il est recommandé d'utiliser le même type ou de choisir des
techniques ILI complémentaires conformément à la Figure 2. Pour plus d’informations sur les méthodes
ILI disponibles, voir le Tableau 2 de l’ISO 19345-1:2019.
Figure 2 — Schéma de procédure générale de choix de l'outil ILI
a) Pour les menaces de perte de métal, la MFL et l'UT assurent une bonne détection des défauts
volumétriques, tandis qu'il convient que la TFI soit déployée en plus de la MFL lorsqu'il existe des
soupçons de présence de défauts de perte de métal alignés axialement.
b) Pour les menaces de fissures (y compris les fissures et les caractéristiques pareilles à des fissures
dans le corps du tuyau, les cordons de soudure et les soudures circulaires), l'USCD peut être utilisée
pour détecter les caractéristiques longitudinales, car l'USCCD est capable de détecter les fissures
ou les caractéristiques semblables à des fissures alignées sur la circonférence. L'EMAT est une
solution spéciale pour l'inspection des fissures dans les conduites de gaz. La TFI est capable de
détecter certaines fissures alignées axialement, mais pas les SCC.
c) Les outils de détection des déformations ou de mesure géométrique sont souvent utilisés pour
détecter les dommages dans la conduite impliquant une déformation de la section transversale du
tuyau.
d) L'IMU peut être adoptée pour identifier les segments soumis à des contraintes de flexion et
l'emplacement des défauts conjointement avec d'autres ensembles de données ILI, tels que
l'inspection des pertes de métal ou des fissures.
6.2.2 Lorsque les données d'inspection ont été obtenues, il convient de vérifier statistiquement
les spécifications de performance telles que le seuil d'inspection, la POD, la POI et l'exactitude de
dimensionnement, en tenant compte de la tolérance de l'outil ILI, des erreurs dans la méthode de
mesure de vérification des fouilles et du niveau de confiance.
6.2.3 Il convient que les performances de l'ILI soient vérifiées sur la base de données historiques,
d'essais de traction ou d'une vérification des fouilles. L'évaluation FFP ultérieure doit être effectuée
qu'après vérification de l'acceptabilité des données d'inspection.
6.2.4 Il est recommandé d'utiliser les données ILI les plus récentes, lorsqu'une évaluation basée sur
l'ILI est effectuée. Les évaluations de la vitesse de croissance de la corrosion peuvent être effectuées
sur la base de deux ensembles de données ILI (ou plus). Il est recommandé d'effectuer une vérification
des fouilles pour déterminer si la vitesse de croissance des défauts dépendants du temps est cohérente
avec la prédiction précédente.
6.3 Inspection directe
6.3.1 Il convient que l'inspection directe inclue des méthodes portant sur la corrosion externe, la
corrosion interne, la SCC, l'inspection de la concentration de contraintes, et elle pourrait inclure des
méthodes tel que décrit aux paragraphes 6.5 et 6.6, conformément à la Figure 3. L’organigramme
illustré à la Figure 3 peut être utilisé pour les mécanismes de dégradation qui sont prévisibles et ne
sont pas décrits de façon explicite dans le présent document.
6.3.2 Il convient de confirmer la faisabilité d'une inspection directe avant de procéder à une enquête.
Les conditions suivantes ne sont pas compatibles avec une inspection directe:
a) il convient que l'inspection directe de la corrosion externe ne soit pas effectuée sur des conduites
sous blindage électrique causé par le décollement du revêtement ou se trouvant à proximité de
structures métalliques souterraines;
b) il convient que l'inspection directe de la corrosion interne ne soit pas effectuée sur les conduites
possédant un revêtement ou une garniture internes.
Figure 3 — Organigramme de l'inspection directe
6.3.3 Il convient que l'inspection directe de la corrosion externe soit effectuée à travers l'inspection
du revêtement/de l'isolation, de la protection cathodique des conduites, des interférences CA/CC, du
drainage actuel et des défauts des conduites.
a) Pour les conduites possédant un revêtement extérieur, il convient d'inclure l'inspection portant sur
l'efficacité de la protection cathodique, l'intégrité du revêtement, l'analyse de la corrosivité du sol,
etc.
b) Pour les conduites dépourvues de revêtement externe ou possédant un revêtement de mauvaise
qualité, il convient d'effectuer une inspection visant à rechercher la présence de corrosion.
c) Il est recommandé d'effectuer l'inspection du revêtement/de l'isolation par des méthodes
d'inspection en surface telles que l'étude de Pearson, l'ACVG, le DCVG, l'ACAS, le mesurage de la
résistivité du revêtement, et des méthodes d'examen direct pour le mesurage de l'épaisseur du
revêtement, de l'adhérence et de la dégradation sur le site d'excavation.
d) Il convient d'inspecter l'efficacité de la protection cathodique au moyen de méthodes d'inspection
en surface, telles que la CIPS le long de la conduite, l'étude du potentiel instantané à courant coupé
sur témoin et l'étude du potentiel en ligne/hors ligne.
e) Il convient que les données relatives aux interférences CA/CC des conduites soient obtenues en
surveillant/détectant le courant perturbateur, la tension perturbatrice, la vitesse de corrosion et
d'autres paramètres connexes de la conduite ou de la zone présentant de graves perturbations.
6.3.4 Il convient que l'inspection directe de la corrosion interne soit effectuée en établissant les
modèles d'écoulement et/ou de corrosion afin de prédire le risque de corrosion et par examen au site
d'excavation.
a) Il convient que les modèles soient établis en tenant principalement compte du fluide transféré, de la
topographie et des débits.
b) Il convient que les modèles d'écoulement et de corrosion prennent en compte l'historique
d'exploitation de la conduite.
c) Pendant l'inspection directe de la corrosion interne, il convient d'établir la prédiction de la
répartition des emplacements à risque de corrosion interne et les sites de corrosion interne à haut
risque.
6.3.5 Il convient d'identifier et d'inspecter les sections sensibles à la SCC externe des conduites sur
les sites d'excavation pour une inspection directe de la SCC. Les données historiques et les méthodes
d'inspection en surface peuvent être utilisées. Il convient que l'emplacement où la SCC s'est produite ou
présentant les mêmes caractéristiques de SCC que des conduites similaires soit prioritaire.
6.3.6 L'inspection de la concentration de contraintes peut être utilisée pour identifier les dommages
aux conduites par des méthodes en surface et non intrusives, qui incluent la LSM, la SCT et la TEM.
6.3.7 Il convient que des sites d'excavation soient proposés pour la vérification de la corrosion externe,
de la corrosion interne et l'inspection de la SCC. Le type et la taille du ou des défaut(s) peuvent être
obtenus au moyen de méthodes d'inspection appropriées (par exemple: ondes ultrasonores guidées,
mesurage de l'épaisseur par ultrasons ou rayons X, etc.).
6.4 Essai de pression
6.4.1 Un essai de pression est le processus qui consiste à vérifier l'intégrité structurelle de la conduite
pour une pression d'essai donnée.
6.4.2 Il convient que la pression et la durée de l'essai soient déterminées pour des menaces potentielles
sur la conduite, la pression la plus élevée dans l'historique de l'exploitation, et la différence d'altitude et
l'environnement immédiat de la conduite.
6.4.3 Il convient d'effectuer un essai de pression avec de l'eau, mais il est également possible d'utiliser
de l'air sec ou de l'azote dans l'essai, si la conduite a été éva
...