ISO 19345-2:2019

Petroleum and natural gas industry - Pipeline transportation systems - Pipeline integrity management specification - Part 2: Full-life cycle integrity management for offshore pipeline

This document specifies requirements and gives recommendations on the management of integrity of a pipeline system throughout its life cycle, which includes design, construction, commissioning, operation, maintenance and abandonment. This document is applicable to offshore pipelines for transporting petroleum and natural gas. It is applicable to rigid steel pipelines. It is not applicable to flexible pipelines, dynamic risers or those constructed from other materials, such as glass-reinforced plastics. NOTE 1 An offshore pipeline system extends to: - the first valve, flange or connection above water on platform or subsea mechanical connector with subsea structure (i.e. manifold or dynamic riser); - the connection point to the offshore installation (i.e. piping manifolds are not included); - the first valve, flange, connection or isolation joint at a landfall, unless otherwise specified by the onshore legislation. NOTE 2 The components mentioned above (valve, flange, connection, isolation joint) include also any pup pieces, i.e. the offshore pipeline system extends to the weld beyond the pup piece, see Figure 1. This document is used for integrity management, which is initiated at the design and construction stage of the pipeline. Where requirements of a design and construction standard (e.g. ISO 13623) are different, the provisions of this document will enhance the design and construction from an integrity perspective.

Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par conduites — Spécifications de gestion de l'intégrité des conduites — Partie 2: Gestion de l'intégrité des conduites en mer pendant leur cycle de vie complet

Le présent document spécifie des exigences et fournit des recommandations relatives à la gestion de l'intégrité d'un système de conduite durant son cycle de vie, ce qui inclut la conception, la construction, la mise en service, l'exploitation, la maintenance et l'abandon. Le présent document est applicable aux conduites en mer utilisées pour le transport du pétrole et du gaz naturel. Il est applicable aux conduites rigides en acier. Il n'est pas applicable aux conduites flexibles, aux colonnes montantes dynamiques ou aux conduites fabriquées dans d'autres matériaux tels que le plastique renforcé de verre. NOTE 1 Un système de conduite en mer s'étend: — à la première vanne, à la première bride ou au premier raccordement au-dessus de l'eau sur la plate-forme ou raccord mécanique sous-marin avec la structure sous-marine (c'est-à-dire le collecteur ou la colonne montante dynamique); — au point de raccordement à l'installation en mer (c'est-à-dire que les tuyauteries des collecteurs des canalisations ne sont pas inclus); — à la première vanne, à la première bride, au premier raccordement ou joint isolant d'un atterrage, sauf spécification contraire de la législation terrestre. NOTE 2 Les composants indiqués ci-dessus (vanne, bride, raccord, joint isolant) comprennent également tout élément de manchon, c'est-à-dire que le système de conduite en mer s'étend jusqu'à la soudure située au-delà du manchon (voir Figure 1). Le présent document est utilisé pour la gestion de l'intégrité, laquelle débute à l'étape de conception et de construction de la conduite. Lorsque les exigences de la norme de conception et de construction (par exemple ISO 13623) sont différentes, les dispositions du présent document amélioreront la conception et la construction du point de vue de l'intégrité.

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 15-May-2019
• 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/WG 21 - Pipeline integrity management
• Current Stage: 9093 - International Standard confirmed
• Start Date: 28-May-2025
• Completion Date: 13-Dec-2025

Overview

ISO 19345-2:2019 - "Petroleum and natural gas industry - Pipeline transportation systems - Pipeline integrity management specification - Part 2: Full-life cycle integrity management for offshore pipeline" specifies requirements and gives recommendations for managing the integrity of offshore rigid steel pipelines through their entire life cycle. The standard covers integrity activities from design, construction and commissioning through operation, maintenance and abandonment, and is intended to enhance pipeline safety, reliability and environmental protection in the oil and gas sector.

Key topics and technical requirements

This part of ISO 19345 defines an integrated Integrity Management Program (IMP) and details the processes and management elements required to sustain pipeline integrity:

• Scope and applicability - Offshore pipelines transporting petroleum and natural gas; applicable to rigid steel pipelines (not flexible pipelines, dynamic risers or non-steel materials).
• Life‑cycle approach - Feasibility, design, procurement, fabrication, installation, pre‑commissioning/commissioning, handover, operation, modifications and abandonment.
• Core IMP process elements:
  • Data acquisition, review and integration
  • Risk assessment (segmentation, threat identification, probability and consequence of failure)
  • Inspection and monitoring (equipment requirements, reporting, leak detection, vessel/fishing activity monitoring)
  • Integrity assessment (fitness‑for‑purpose, residual strength, remaining life)
  • Mitigation (internal and external methods)
  • Performance measurement, emergency response, failure management and remaining life assessment
• Management elements - Policy and commitment, organization and roles, document control, communication, management of change, audits and training.
• Assessment techniques - Pressure testing, direct assessment, defect statistics and assessment method selection (limitations and preconditions highlighted).
• Reporting and reassessment - Structured reporting, reassessment cadence and continuous improvement.

Practical applications and users

ISO 19345-2:2019 is designed for organizations responsible for offshore pipeline assets and their safety lifecycle management. Typical users include:

• Pipeline operators and asset owners
• Integrity engineers and pipeline inspection teams
• Design and construction engineers integrating integrity requirements
• Maintenance planners and operations managers
• Third‑party inspection, monitoring and risk assessment service providers
• Regulators and auditors evaluating IMP compliance

Practical uses include developing or improving an IMP, defining inspection and monitoring programs, performing lifecycle risk assessments, planning mitigation and maintenance strategies, and supporting safe decommissioning/abandonment work.

Related standards

• ISO 13623 (design and construction of pipeline transportation systems) - referenced as a complementary standard; ISO 19345-2 enhances design/construction from an integrity perspective.

Keywords: ISO 19345-2:2019, pipeline integrity management, offshore pipeline, full-life cycle, oil and gas, rigid steel pipelines, risk assessment, inspection and monitoring.

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 19345-2
First edition
2019-05
Petroleum and natural gas industry —
Pipeline transportation systems
— Pipeline integrity management
specification —
Part 2:
Full-life cycle integrity management
for offshore pipeline
Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par
conduites — Spécification de gestion de l'intégrité des conduites —
Partie 2: Gestion de l'intégrité des conduites en mer pendant leur
cycle de vie complet
Reference number
©
ISO 2019
© ISO 2019
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Published in Switzerland
ii © ISO 2019 – All rights reserved

Contents Page
Foreword .vii
Introduction .viii
1 Scope . 1
2 Normative references . 3
3  Terms, definitions and abbreviated terms . 3
3.1 Terms and definitions . 3
3.2 Abbreviated terms . 7
4 General . 8
4.1 Key principles . 8
4.2 Integrity management program . 8
4.2.1 General. 8
4.2.2 Introduction to IMP elements. 8
4.3 Integrity management process elements .11
4.3.1 Data acquisition, review and integration .11
4.3.2 Risk assessment . .11
4.3.3 Inspection and monitoring .11
4.3.4 Integrity assessment .11
4.3.5 Mitigation activity .12
4.3.6 Performance measurement and improvement .12
4.3.7 Emergency response plan .12
4.3.8 Failure management plan .12
4.3.9 Remaining life assessment .12
4.4 Management elements .13
4.4.1 Policy and commitment .13
4.4.2 Scope of integrity management program .13
4.4.3 Organization structure, roles and responsibilities .13
4.4.4 Records and document control plan .13
4.4.5 Communication plan .13
4.4.6 Management of change plan .13
4.4.7 Management review and audit plan .14
4.4.8 Training and skill plan .14
5 Integrity management for the pipeline lifecycle phases.14
5.1 General .14
5.1.1 Objectives .14
5.1.2 Principles .14
5.2 Key lifecycle integrity processes .15
5.3 Lifecycle phases for integrity management .15
5.3.1 General.15
5.3.2 Feasibility .15
5.3.3 Design .16
5.3.4 Procurement .16
5.3.5 Fabrication .17
5.3.6 Transportation and storage .17
5.3.7 Integrity during installation .17
5.3.8 Pre-commissioning and commissioning .18
5.3.9 Handover — Preparation for operation.18
5.3.10 Operation and maintenance .19
5.3.11 Modifications during operations .20
5.3.12 Abandonment .20
6 Risk assessment .20
6.1 Definition of objectives and requirements .20
6.1.1 General.20
6.1.2 Objectives .21
6.1.3 Requirements .21
6.2 Team definition .22
6.3 Segmentation .22
6.4 Threat identification .23
6.5 Probability of failure assessment .24
6.6 Consequence of failure assessment .24
6.6.1 Consequence assessment .24
6.6.2 Critical consequence areas analysis .25
6.7 Risk determination .25
6.8 Reporting .25
6.9 Reassessment .26
7 Inspection and monitoring .26
7.1 Inspection .27
7.1.1 General.27
7.1.2 Preparation for inspection .28
7.1.3 Requirements of equipment .28
7.1.4 Reporting requirements .29
7.1.5 Review of inspection results .31
7.2 Monitoring .31
7.2.1 Main monitoring activities .31
7.2.2 Identification and follow-up of available technology .31
7.2.3 Current and vibration monitoring .32
7.2.4 Monitoring of ship traffic and fishing activities .32
7.2.5 Leak detection .32
7.2.6 Review of monitoring data .33
8 Integrity assessment .33
8.1 General .33
8.2 Fitness for purpose .33
8.2.1 Assessment data collection .33
8.2.2 Defect data statistics and causation analysis .33
8.2.3 Assessment method selection .34
8.2.4 Residual strength and remaining life assessment . .34
8.3 Pressure test .36
8.3.1 General.36
8.3.2 Preconditions for use of pressure-testing on an in-service pipeline .36
8.3.3 Features to be considered for pressure test .37
8.3.4 Pressure test risks .37
8.3.5 Management measures .37
8.3.6 Monitoring of pressure test procedures .38
8.3.7 Review of pressure test results .38
8.3.8 Pressure test report.38
8.4 Direct assessment .38
8.4.1 General.38
8.4.2 Direct assessment process .39
8.4.3 Direct assessment methods .39
8.4.4 Limitations of direct assessment .39
8.5 Other assessment.39
9 Mitigation .39
9.1 General .39
9.2 Internal mitigation methods .42
9.3 External mitigation methods .42
9.4 Corrosion control systems .43
9.4.1 External corrosion .43
9.4.2 Internal corrosion and erosion .43
9.5 Management of unintended releases .44
9.6 MAOP reduction .44
iv © ISO 2019 – All rights reserved

9.7 Emergency response .45
9.8 Repair methods .45
9.8.1 Repair methods selection .45
9.8.2 Detailed procedures .46
10 Performance measurement and improvement .47
10.1 General .47
10.2 Performance measurement.47
10.3 Management review .47
10.4 System audit .47
11 Data management .48
11.1 Data acquisition .48
11.1.1 Data acquisition content .48
11.1.2 Data acquisition method .48
11.1.3 Data alignment .48
11.2 Data transfer .49
11.3 Data integration .49
11.3.1 General.49
11.3.2 Data integration requirements .49
12 Pipeline integrity management within emergency response planning and failure
management .50
12.1 Emergency response planning .50
12.1.1 General.50
12.1.2 Emergency plan preparation .50
12.1.3 Preparation for emergency data .50
12.1.4 Emergency response .50
12.2 Failure management .51
12.2.1 General.51
12.2.2 Failure analysis .51
12.2.3 Incident investigation report .51
12.2.4 Remedial and preventative measures .52
12.2.5 Failure recovery prior to restart .52
12.2.6 Trend analysis of pipeline incidents and causes .52
13  Pipeline remaining life assessment and abandonment processes .53
13.1 General .53
13.2 Pipeline remaining life assessment process .53
13.2.1 General.53
13.2.2 Data collection .55
13.2.3 Pipeline segmentation .55
13.2.4 Integrity assessment .56
13.2.5 Physical life determination .56
13.2.6 Economic viability assessment .57
13.2.7 Risk assessment . .58
13.2.8 Remaining life assessment .58
13.3 Deactivation and abandonment process .58
13.3.1 Guideline for the abandonment of a transportation pipeline .58
13.3.2 Preparation before pipeline abandonment .59
13.3.3 Pipeline cleaning .59
13.3.4 Deactivation of pipeline .59
13.3.5 Records .59
13.4 Life extension and recycle of pipeline .60
13.4.1 Life extension .60
13.4.2 Reactivation of pipeline .60
13.5 Uprating .60
13.5.1 General requirements .60
13.5.2 Limitation on increase in maximum allowable operating pressure .61
13.5.3 Uprating method .61
13.6 Reporting .62
14 Records and documents management .62
15 Communication .63
15.1 General .63
15.2 Communications .63
16 Management of change .64
17 Training and skills .64
17.1 General .64
17.2 Levels of skill.64
Annex A (informative) Example approach of semi-quantitative risk assessment .66
Annex B (informative) Risk matrix.68
Annex C (informative) Example of the threat identification in lifecycle phases .70
Annex D (informative) Establishing performance measures .73
Annex E (informative) Integrity data acquisition list .75
Annex F (informative) Structure of pipeline data tables .77
Annex G (informative) Outline requirements for pipeline management training and skills .83
Bibliography .90
vi © ISO 2019 – All rights reserved

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).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
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, Materials, equipment and offshore
structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 2, Pipeline
transportation systems.
A list of all parts in the ISO 19345 series can be found on the ISO website.
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.
Introduction
This document addresses the integrity of petroleum and natural gas pipelines through their entire
life-cycle, from design to eventual abandonment. For this reason, considerations relating to design,
construction and abandonment have been included. This approach supports the development and
implementation of a holistic and integrated pipeline integrity management program that bridges
between life-cycle elements and thereby avoids compartmentalizing of the pipeline life-cycle into
essentially independent data and functional silos, which has traditionally been the case. The integrated
approach was developed on the basis of extensive research and examination of best practices and
results from pipeline integrity audits world-wide.
This document is intended to be used by companies that have not yet developed an official program
or are developing a program for new pipelines. This document can also be used to guide continual
improvement of existing programs by both operating companies and regulators to evaluate integrity
management program effectiveness.
viii © ISO 2019 – All rights reserved

INTERNATIONAL STANDARD ISO 19345-2:2019(E)
Petroleum and natural gas industry — Pipeline
transportation systems — Pipeline integrity management
specification —
Part 2:
Full-life cycle integrity management for offshore pipeline
1 Scope
This document specifies requirements and gives recommendations on the management of integrity
of a pipeline system throughout its life cycle, which includes design, construction, commissioning,
operation, maintenance and abandonment.
This document is applicable to offshore pipelines for transporting petroleum and natural gas. It
is applicable to rigid steel pipelines. It is not applicable to flexible pipelines, dynamic risers or those
constructed from other materials, such as glass-reinforced plastics.
NOTE 1 An offshore pipeline system extends to:
— the first valve, flange or connection above water on platform or subsea mechanical connector with
subsea structure (i.e. manifold or dynamic riser);
— the connection point to the offshore installation (i.e. piping manifolds are not included);
— the first valve, flange, connection or isolation joint at a landfall, unless otherwise specified by the
onshore legislation.
NOTE 2 The components mentioned above (valve, flange, connection, isolation joint) include also any pup
pieces, i.e. the offshore pipeline system extends to the weld beyond the pup piece, see Figure 1.
This document is used for integrity management, which is initiated at the design and construction
stage of the pipeline. Where requirements of a design and construction standard (e.g. ISO 13623) are
different, the provisions of this document will enhance the design and construction from an integrity
perspective.
Key
1 first valve, flange, connection or isolation joint 7 nearshore section
2 connector point to subsea piping 8 shore approach
3 topside 9 offshore section
4 pipeline system 10 onshore section
a
5 pipeline subsea structure covered by this document
b
6 first valve, flange, connection or isolation joint not covered by this document
Figure 1 — Extent of pipeline systems covered by this document
2 © ISO 2019 – All rights reserved

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 13623, Petroleum and natural gas industries — Pipeline transporting system
ISO 15589-2, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Cathodic protection of pipeline
transportation systems — Part 2: Offshore pipelines
ISO 31000, Risk management — Guidelines
IEC 31010, Risk assessment techniques
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 terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https: //www .iso .org/obp
— IEC Electropedia: available at http: //www .electropedia .org/
3.1.1
abandonment
activities associated with taking a pipeline permanently out of operation
Note 1 to entry: An abandoned pipeline cannot be returned to operation.
Note 2 to entry: Depending on the legislation abandonment can require cover or removal.
3.1.2
anomaly
possible deviation from pipe material or weld soundness
Note 1 to entry: The identification of an indication of an anomaly can be generated by non-destructive inspection,
such as in-line inspection.
3.1.3
baseline assessment
first integrity assessment prior to or after operation
3.1.4
cathodic protection
corrosion control technique to prevent or reduce the external corrosion of metal pipelines by
transferring an electrical current onto the pipe to achieve increased negative electrical potentials
3.1.5
corrosion
deterioration of a material, usually a metal that results from an electrochemical reaction with its
environment
3.1.6
crack
planar flaw, or linear discontinuity, with a sharp tip radius
3.1.7
critical consequence area
location where a pipeline release might have a significant adverse effect on public safety, property and
the environment
Note 1 to entry: The pipeline segments in CCAs are of particular interest in risk assessment and integrity
assessment evaluations and prioritizations.
3.1.8
deactivation
removal of a pipeline from service, though the pipeline might be returned to service after a proper
assessment
Note 1 to entry: Also defined as decommissioning or suspension.
3.1.9
deformation
change in shape of the pipe or component, such as a bend, buckle, dent (3.1.11), 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
3.1.10
defect
imperfection of a type or magnitude exceeding acceptable criteria
3.1.11
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
3.1.12
design life
period for which the design basis is planned to remain valid
[SOURCE: ISO 13623:2017, 3.1.2]
3.1.13
failure
event in which a component or system does not perform according to its operational requirements
3.1.14
fitness for purpose
quantitative engineering evaluation that is performed to demonstrate the structural integrity of an in-
service component that can contain an imperfection, defect (3.1.10) or damage
3.1.15
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
3.1.16
incident
unintentional release of gas or liquid due to the failure (3.1.13) of a pipeline
Note 1 to entry: Some regulatory authorities define “incident” as an event occurring on a pipeline for which the
operator is required to make a report to the concerned regulatory authority.
3.1.17
in-line inspection
inspection of a pipe wall from the interior of the pipe using specialized tools
4 © ISO 2019 – All rights reserved

3.1.18
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
3.1.19
integrity management program
documented program that speci
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 19345-2
Première édition
2019-05
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Systèmes de transport par
conduites — Spécifications de gestion
de l'intégrité des conduites —
Partie 2:
Gestion de l'intégrité des conduites en
mer pendant leur cycle de vie complet
Petroleum and natural gas industry — Pipeline transportation
systems — Pipeline integrity management specification —
Part 2: Full-life cycle integrity management for offshore pipeline
Numéro de référence
©
ISO 2019
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2019
Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvre, aucune partie de cette
publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
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Fax: [phone]
E-mail: [e-mail]
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2019 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos .vii
Introduction .viii
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 3
3 Termes, définitions et termes abrégés . 3
3.1 Termes et définitions . 3
3.2 Termes abrégés . 7
4 Généralités . 8
4.1 Principes clés . 8
4.2 Programme de gestion de l'intégrité . 8
4.2.1 Généralités . 8
4.2.2 Présentation des éléments de l'IMP . 9
4.3 Éléments du processus de gestion de l'intégrité .11
4.3.1 Acquisition, revue et intégration des données .11
4.3.2 Appréciation du risque .11
4.3.3 Inspection et surveillance .12
4.3.4 Évaluation de l'intégrité .12
4.3.5 Activité d'atténuation .12
4.3.6 Mesure et amélioration de la performance .13
4.3.7 Plan d'intervention d'urgence .13
4.3.8 Plan de gestion des défaillances .13
4.3.9 Évaluation de la durée de vie résiduelle .13
4.4 Éléments de gestion . .13
4.4.1 Politique et engagement .13
4.4.2 Domaine d'application du programme de gestion de l'intégrité .13
4.4.3 Structure de gestion, rôles et responsabilités .14
4.4.4 Plan de contrôle des enregistrements et des documents .14
4.4.5 Plan de communication .14
4.4.6 Plan de gestion du changement .14
4.4.7 Plan de revue de direction et d'audit .14
4.4.8 Plan de formation et de compétences .15
5 Gestion de l'intégrité pour les phases du cycle de vie de la conduite.15
5.1 Généralités .15
5.1.1 Objectifs .15
5.1.2 Principes .15
5.2 Principaux processus de l'intégrité du cycle de vie . .16
5.3 Phases du cycle de vie pour la gestion de l'intégrité .16
5.3.1 Généralités .16
5.3.2 Faisabilité .16
5.3.3 Conception .17
5.3.4 Approvisionnement . .17
5.3.5 Fabrication .18
5.3.6 Transport et stockage .18
5.3.7 Intégrité pendant l'installation .18
5.3.8 Préparation à la mise en service et mise en service .19
5.3.9 Réception – préparation à l'exploitation .19
5.3.10 Exploitation et maintenance .20
5.3.11 Modifications pendant l'exploitation .21
5.3.12 Abandon .21
6 Appréciation du risque .22
6.1 Définition des objectifs et des exigences .22
6.1.1 Généralités .22
6.1.2 Objectifs .22
6.1.3 Exigences .23
6.2 Définition de l'équipe .24
6.3 Segmentation .24
6.4 Identification des menaces .25
6.5 Évaluation de la probabilité de défaillance .26
6.6 Évaluation des conséquences de la défaillance . .26
6.6.1 Évaluation des conséquences .26
6.6.2 Analyse des zones de conséquences critiques .27
6.7 Détermination du risque .27
6.8 Établissement des rapports .28
6.9 Réappréciation .28
7 Inspection et surveillance .29
7.1 Inspection .29
7.1.1 Généralités .29
7.1.2 Préparation pour l'inspection .30
7.1.3 Exigences relatives à l'équipement .31
7.1.4 Exigences relatives aux rapports .32
7.1.5 Revue des résultats d'inspection .33
7.2 Surveillance.34
7.2.1 Principales activités de surveillance .34
7.2.2 Identification et suivi des technologies disponibles .34
7.2.3 Surveillance du courant et des vibrations.35
7.2.4 Surveillance du trafic maritime et des activités de pêche .35
7.2.5 Détection des fuites .35
7.2.6 Revue des données de surveillance .35
8 Évaluation de l'intégrité .36
8.1 Généralités .36
8.2 Aptitude à l'emploi .36
8.2.1 Collecte des données d'évaluation .36
8.2.2 Statistiques des données des défauts et analyse des causes.36
8.2.3 Sélection de la méthode d'évaluation .36
8.2.4 Évaluation de la résistance résiduelle et de la durée de vie résiduelle . .37
8.3 Essai de pression .39
8.3.1 Généralités .39
8.3.2 Conditions préalables pour l'utilisation de l'essai de pression sur une
conduite en service .39
8.3.3 Caractéristiques à prendre en compte pour l'essai de pression .40
8.3.4 Risques liés aux essais de pression .40
8.3.5 Mesures de gestion .40
8.3.6 Surveillance des procédures de l'essai de pression .41
8.3.7 Revue des résultats de l'essai de pression .41
8.3.8 Rapport d'essai de pression .41
8.4 Évaluation directe . .42
8.4.1 Généralités .42
8.4.2 Processus d'évaluation directe .42
8.4.3 Méthodes d'évaluation directe .42
8.4.4 Limites de l'évaluation directe .43
8.5 Autre évaluation.43
9 Atténuation.43
9.1 Généralités .43
9.2 Méthodes d'atténuation internes .46
9.3 Méthodes d'atténuation externes .46
9.4 Systèmes de contrôle de la corrosion .48
9.4.1 Corrosion externe .48
9.4.2 Corrosion et érosion internes .48
9.5 Gestion des fuites involontaires .48
iv © ISO 2019 – Tous droits réservés

9.6 Réduction de la PMAD .49
9.7 Intervention d'urgence .49
9.8 Méthodes de réparation .49
9.8.1 Choix des méthodes de réparation . .49
9.8.2 Procédures détaillées . .50
10 Mesure et amélioration de la performance .51
10.1 Généralités .51
10.2 Mesure de la performance .51
10.3 Revue de direction .52
10.4 Audit du système .52
11 Gestion des données .52
11.1 Acquisition des données .52
11.1.1 Contenu de l'acquisition de données.52
11.1.2 Méthode d'acquisition de données .53
11.1.3 Alignement des données .53
11.2 Transfert de données .53
11.3 Intégration des données .54
11.3.1 Généralités .54
11.3.2 Exigences relatives à l'intégration des données .54
12 Gestion de l'intégrité de la conduite dans le cadre de la planification de
l'intervention d'urgence et de la gestion des défaillances .55
12.1 Planification de l'intervention d'urgence .55
12.1.1 Généralités .55
12.1.2 Préparation du plan d'urgence .55
12.1.3 Préparations pour les données d'urgences.55
12.1.4 Intervention d'urgence .55
12.2 Gestion des défaillances .56
12.2.1 Généralités .56
12.2.2 Analyse des défaillances .56
12.2.3 Rapport d'enquête sur les incidents .57
12.2.4 Mesures correctives et préventives .57
12.2.5 Rétablissement après défaillance avant le redémarrage .57
12.2.6 Analyse des tendances des incidents sur la conduite et des causes .58
13 Processus d'évaluation de la durée de vie résiduelle et d'abandon .58
13.1 Généralités .58
13.2 Processus d'évaluation de la durée de vie résiduelle .59
13.2.1 Généralités .59
13.2.2 Collecte des données .60
13.2.3 Segmentation de la conduite .61
13.2.4 Évaluation de l'intégrité .61
13.2.5 Évaluation de la durée de vie physique .62
13.2.6 Évaluation de la viabilité économique .63
13.2.7 Appréciation du risque .64
13.2.8 Évaluation de la durée de vie résiduelle .64
13.3 Processus de désactivation et d'abandon .64
13.3.1 Lignes directrices relatives à l'abandon d'une conduite de transport .64
13.3.2 Préparation avant l'abandon de la conduite .65
13.3.3 Nettoyage de la conduite .65
13.3.4 Désactivation de la conduite .65
13.3.5 Enregistrements .66
13.4 Prolongation de la durée de vie et recyclage de la conduite.66
13.4.1 Prolongation de la durée de vie .66
13.4.2 Réactivation d'une conduite.67
13.5 Mise à niveau .67
13.5.1 Exigences générales .67
13.5.2 Limite de l'augmentation de la pression maximale admissible .67
13.5.3 Méthode de mise à niveau .67
13.6 Établissement de rapports .68
14 Gestion des enregistrements et des documents .68
15 Communication .70
15.1 Généralités .70
15.2 Communication .70
16 Gestion du changement .70
17 Formation et compétences .71
17.1 Généralités .71
17.2 Niveaux de compétence .71
Annexe A (informative) Exemple d'approche d'appréciation du risque semi-quantitative .72
Annexe B (informative) Matrice de risque .74
Annexe C (informative) Exemple d'identification des menaces au cours des phases du cycle
de vie .76
Annexe D (informative) Mise en place de mesures de la performance .79
Annexe E (informative) Liste d'acquisition des données relatives à l'intégrité .81
Annexe F (informative) Structure des tableaux des données relatives aux conduites .83
Annexe G (informative) Aperçu des exigences pour la formation et les compétences
de la gestion de conduites .89
Bibliographie .96
vi © ISO 2019 – Tous droits réservés

Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (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/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures
en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 2, Systèmes de
transport par conduites.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 19345 se trouve sur le site web de l'ISO.
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.
Introduction
Le présent document traite de l'intégrité des conduites de pétrole et de gaz naturel pendant leur cycle
de vie complet, de leur conception à leur abandon final. Pour cette raison, des considérations relatives à
la conception, à la construction et à l'abandon ont été incluses. Cette approche contribue à l'élaboration
et la mise en œuvre d'un programme de gestion de l'intégrité des conduites global et intégré qui établit
un lien entre les éléments du cycle de vie et évite ainsi le cloisonnement du cycle de vie de la conduite
essentiellement en silos indépendants de données et de fonctions, ce qui est habituellement le cas.
L'approche intégrée a été élaborée sur la base de recherches et d'un examen approfondis des bonnes
pratiques et des résultats d'audits d'intégrité des conduites réalisés partout dans le monde.
Le présent document a vocation à être utilisé par les compagnies qui n'ont pas encore développé de
programme officiel ou qui sont en train de développer un programme relatif à de nouvelles conduites.
Le présent document peut également être utilisé comme guide pour l'amélioration continue des
programmes existants, tant par les entreprises exploitantes que par les régulateurs, afin d'évaluer
l'efficacité des programmes de gestion de l'intégrité.
viii © ISO 2019 – Tous droits réservés

NORME INTERNATIONALE ISO 19345-2:2019(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de
transport par conduites — Spécifications de gestion de
l'intégrité des conduites —
Partie 2:
Gestion de l'intégrité des conduites en mer pendant leur
cycle de vie complet
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie des exigences et fournit des recommandations relatives à la gestion de
l'intégrité d'un système de conduite durant son cycle de vie, ce qui inclut la conception, la construction,
la mise en service, l'exploitation, la maintenance et l'abandon.
Le présent document est applicable aux conduites en mer utilisées pour le transport du pétrole et du
gaz naturel. Il est applicable aux conduites rigides en acier. Il n'est pas applicable aux conduites flexibles,
aux colonnes montantes dynamiques ou aux conduites fabriquées dans d'autres matériaux tels que le
plastique renforcé de verre.
NOTE 1 Un système de conduite en mer s'étend:
— à la première vanne, à la première bride ou au premier raccordement au-dessus de l'eau sur la plate-forme
ou raccord mécanique sous-marin avec la structure sous-marine (c'est-à-dire le collecteur ou la colonne
montante dynamique);
— au point de raccordement à l'installation en mer (c'est-à-dire que les tuyauteries des collecteurs des
canalisations ne sont pas inclus);
— à la première vanne, à la première bride, au premier raccordement ou joint isolant d'un atterrage, sauf
spécification contraire de la législation terrestre.
NOTE 2 Les composants indiqués ci-dessus (vanne, bride, raccord, joint isolant) comprennent également tout
élément de manchon, c'est-à-dire que le système de conduite en mer s'étend jusqu'à la soudure située au-delà du
manchon (voir Figure 1).
Le présent document est utilisé pour la gestion de l'intégrité, laquelle débute à l'étape de conception et
de construction de la conduite. Lorsque les exigences de la norme de conception et de construction (par
exemple ISO 13623) sont différentes, les dispositions du présent document amélioreront la conception
et la construction du point de vue de l'intégrité.
Légende
1 première vanne, première bride, premier raccord ou joint isolant 7 section littorale
2 point de raccordement à la tuyauterie sous-marine 8 approche des côtes
3 installation de surface 9 section en mer
4 système de conduite 10 section terrestre
a
5 structure sous-marine de conduite Couvert par le présent document.
b
6 première vanne, première bride, premier raccord ou joint isolant Non couvert par le présent
document.
Figure 1 — Périmètre des systèmes de conduites couverts par le présent document
2 © ISO 2019 – Tous droits réservés

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 13623, Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par conduites
ISO 15589-2, Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des
systèmes de transport par conduites — Partie 2: Conduites en mer
ISO 31000, Management du risque — Lignes directrices
IEC 31010, Management du risque — Techniques d'appréciation du risque
3 Termes, définitions et termes abrégés
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 http:// www .electropedia .org/
3.1.1
abandon
activités associées à la mise hors service permanente d'une conduite
Note 1 à l'article: Une conduite abandonnée ne peut pas être remise en service.
Note 2 à l'article: Selon la législation, l'abandon peut nécessiter de recouvrir ou d'extraire la conduite.
3.1.2
anomalie
écart possible de la qualité du matériau d'un tube ou d'une soudure
Note 1 à l'article: L'identification d'une indication d'anomalie peut être réalisée au moyen d'une inspection non
destructive, telle que l'inspection en ligne.
3.1.3
évaluation de référence
première évaluation de l'intégrité avant ou après la mise en service
3.1.4
protection cathodique
technique de contrôle de la corrosion qui vise à prévenir ou à réduire la corrosion externe des conduites
métalliques en transférant un courant électrique au tube afin d'atteindre des potentiels électro-négatifs
plus élevés
3.1.5
corrosion
détérioration d'un matériau, généralement un métal, résultant d'une réaction électrochimique avec son
environnement
3.1.6
fissure
défaut plan, ou discontinuité linéaire, avec un faible rayon de pointe
3.1.7
zone de conséquences critiques
emplacement où la perte de confinement d'une conduite peut avoir un effet particulièrement néfaste
pour la sécurité publique, les biens et l'environnement
Note 1 à l'article: Les segments de conduites situés en zone de conséquences critiques font l'objet d'une attention
particulière pour l'évaluation et la hiérarchisation dans le cadre de l'appréciation du risque et de l'évaluation de
l'intégrité.
3.1.8
désactivation
mise hors service d'une conduite, avec remise en service possible après une évaluation adéquate
Note 1 à l'article: Également définie en tant que démantèlement ou suspension.
3.1.9
déformation
changement de la forme du tube ou du composant, tel qu'un cintre, un flambage, un enfoncement (3.1.11),
une ovalisation, une ondulation, un pli ou tout autre changement affectant la circularité du tube ou la
section transversale ou la linéarité d'origine du tube ou du composant
3.1.10
défaut
imperfection d'un type ou d'une grandeur excédant les critères acceptables
3.1.11
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
3.1.12
durée de vie de conception
période au cours de laquelle les critères de conception sont réputés demeurer valides
[SOURCE: ISO 13623:2017, 3.1.2 modifiée]
3.1.13
défaillance
événement lors duquel un composant ou système ne fonctionne pas conformément à ses exigences
opérationnelles
3.1.14
aptitude à l'emploi
évaluation technique quantitative réalisée afin de démontrer l'intégrité structurelle d'un composant en
service susceptible de présenter une imperfection, un défaut (3.1.10) ou un dommage
3.1.15
entaille
dommage à la surface d'une conduite, causé par un contact avec un corps étranger ayant enlevé
(entaillé) le matériau du tube, résu
...