DA DIRECT ASSESSMENT

11- 15 de Junio, 2018

 

 

Overview

The Direct Assessment course will concentrate on internal, external and stress corrosion cracking direct assessment along with pre and post assessment, quality assurance, data analysis and integration, and remediation and mitigation activities. The course will also cover the benefits and limitations of Direct Assessment, its relationship to an overall integrity assessment program and industry standards, regulations and best practices. The course is presented in a format of lecture, discussion and group exercises. The course concludes with a written examination at the end of the week.

Who Should Attend

Individuals responsible for implementation and/or management an integrity program for a pipeline system with an emphasis on integrity verification and maintenance optimization.

Length

The course begins Monday (Day one) and ends Friday (Day 5) with class starting at 8:00 am and ending at approximately 5:00 pm.

Code of Conduct

While on site at a NACE course, appropriate behavior towards instructors, NACE/class location staff, and fellow students is required. If appropriate behavior is not maintained, NACE has the authority to take proper action against the student(s) in violation, which could result in revocation of one or more of the following: NACE Certification, Membership, and current/future classroom attendance.

Quizzes and Examinations

There will be quizzes distributed during the week and reviewed in class by the instructors. The final written exam, which will be given on Friday, will consist of 100 multiple-choice questions. The examination is open book and students may bring reference materials and notes into the examination room. Exam questions may come from text, power points, appendices, case studies, group studies or any other material covered during the course.

A score of 70% or greater is required for successful completion of the course. All questions are from the concepts discussed in this training manual. Non-communicating, battery-operated, silent, non-printing calculators, including calculators with alphanumeric keypads, are permitted for use during the examination. Calculating and computing devices having a QWERTY keypad arrangement similar to a typewriter or keyboard are not permitted. Such devices include but are not limited to palmtop, laptop, handheld, and desktop computers, calculators, databanks, data collectors, and organizers. Also excluded for use during the examination are communication devices such as pagers and cell phones along with cameras and recorders.

 

 

 

DIRECT ASSESSMENT

TABLE OF CONTENTS

Chapter 1: Introduction

The Concept of Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Direct Assessment in Relationship to an Overall Pipeline Corrosion Integrity

Management Program . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Types of Direct Assessment Protocols . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Dry Gas-Internal Corrosion Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Wet Gas-Internal Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Liquid Petroleum-Internal Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . 11

Stress Corrosion Cracking Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

External Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

External Corrosion Confirmatory Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Other Supporting Nondestructive Evaluation Technologies for DA . . . . . . . 14

Benefits and Limitations of Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Benefits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

No Service Interruption . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

No Pipeline Modifications Required . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Can Assess Only the Area of Interest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Detection of Other Threats. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Long Term Integrity Threat Management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Limitations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

External Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Dry Gas-Internal Corrosion Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Liquid Petroleum-Internal Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . 24

Stress Corrosion Cracking Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Industry Standards Related to Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

ASME B31.8S Managing System Integrity of Gas Pipelines . . . . . . . . . . . . . . 24

External Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

NACE SP0206-2006, “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology

for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

NACE SP0208-08, “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology

for Liquid Petroleum Pipelines” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

NACE SP0110-10, “Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment

Methodology for Pipelines” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

NACE SP0204-2008, “Stress Corrosion Cracking (SCC) Direct Assessment

Methodology” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

NACE SP0210-2010, ECCDA “Pipeline External Corrosion Confirmatory

Direct Assessment” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

NACE SP0207-2007, “Performing Close-Interval Potential Surveys and DC

Surface Potential Gradient Surveys on Buried or Submerged Metallic

Pipelines” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

NACE TM0109-2009, “Aboveground Survey Techniques for the

Evaluation of Underground Pipeline Coating Condition” . . . . . . . . . . . . . . . 43

NACE Task Group TG 426, MP – ICDA (Multiphase Flow ICDA—Work

in progress). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Chapter 2: Comparing Direct Assessment Methods

Direct Assessment Phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Pre-Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Required To-Have Elements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Determination of Suitability for Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Review of Design/Construction/Operational History . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Identifying Direct Assessment Regions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Selection of Indirect Inspection Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

How to Determine Complementary Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Indirect Inspections . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Description of Indirect Inspection Techniques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Establishing Specifications and Criteria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Performing Indirect Inspections . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Direct Examinations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Sample Data Collection Form . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Prioritizing Indications. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Determining Excavations (Assessment) and Collection Sites . . . . . . . . . . . . 13

Evaluating the Severity of Corrosion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Root Cause Analysis and Process Evaluation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

Post-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

Remaining Life and Strength Calculations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

Defining Reassessment Intervals . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Assessing Direct Assessment Effectiveness . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Gathering Feedback . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Remedial Activity . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Chapter 3: External Corrosion Direct Assessment

External Corrosion Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Pre-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

ECDA—Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Indirect Inspection Survey Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Close Interval Survey/Close Interval Potential Survey . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Direct Current Voltage Gradient . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Alternating Current Voltage Gradient . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Electromagnetic Attenuation (AC Current Attenuation Survey). . . . . . . . . . 14

Summary of Indirect Inspection Survey Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Other Tools (Resistivity) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

Soil Resistivity Surveys . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

Indirect Inspection Results . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Identification and Classification of Indications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Site Selection and Prioritization. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

ECDA—Direct Examination. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Number of Direct Examination Locations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Direct Examination Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

Coating Inspection and Tests . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Casings. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

External Corrosion Direct Assessment Results . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Post-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Remaining Life Calculations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Reassessment Intervals . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Assessment of ECDA Effectiveness . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Feedback . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

ECDA Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Pre-Assessment Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Indirect Assessment Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Direct Examination Documentation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

Post-Assessment Documentation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

External Corrosion Direct Assessment Data Integration and Analysis . . . . . . . . . . 34

Step 1—Pre-Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

Step 2—Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Step 3—Direct Examination. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Step 4—Post-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Recommendations for Remediation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Chapter 4: Internal Corrosion Direct Assessment

Pre-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

NACE ICDA Standards (SP0206, SP0208, SP0110) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

ICDA Survey Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

ICDA Results. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

SP0206-2006, “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for

Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA)” . . . . . . . . . . . . . 3

SP0208-2008, “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for

Liquid Petroleum Pipelines (LP-ICDA)”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

SP0110-2010, “Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology

for Pipelines” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Multiphase ICDA (Multiphase Flow TG 426 under development) . . . . . . . . . . . 6

ICDA Data Integration and Analysis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

SP0206-2006, “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for

Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA)” . . . . . . . . . . . . . 7

Data integration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Analysis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

SP0208-2008, “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for

Liquid Petroleum Pipelines” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Data integration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Analysis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

WG-ICDA (SP0110-2010) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Analysis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Recommendations for Remediation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Chapter 5: Stress Corrosion Cracking Direct Assessment

NACE SP0204-2008 “Stress Corrosion Cracking Direct

Assessment (SCCDA) Methodology” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Stress Corrosion Cracking Direct Assessment—Pre-Assessment. . . . . . . . . . . . . . . 2

Stress Corrosion Cracking Direct Assessment—Indirect Survey Methods . . . . . . . 3

Indirect Survey Objectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Types of Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Identification and Classification of Indications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Site Selection and Prioritization . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Indirect Inspection and Site Selection Summary Reporting. . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Stress Corrosion Cracking Direct Examination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Excavation Procedures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Direct Examination Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Data Collection Prior to Coating Removal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Assessment of Terrain Conditions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Coating System Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Coating Condition Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Measurements of Coating Disbondment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Photographic Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Data for Other Integrity Analyses. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Data Collection Prior to Coating Removal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Coating Removal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Corrosion Products/Deposits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Pipe Preparation for Magnetic Particle Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Colony Measurements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Interacting Cracks (from NACE SP0204-2008 and Canadian Energy

Pipeline Association) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Maximum Crack Length (including interacting cracks) . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Maximum Crack Depth Determination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Average Circumferential Separation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Ultrasonic Wall Thickness . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Colony Photography . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Cracking Identification . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Significant Size SCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Colony Evaluation and Response . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Reporting . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Post-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Post-Assessment Objectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

General Mitigation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Discrete Mitigation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Reassessment Intervals . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

Condition Monitoring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Program Reporting—Post-Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

SCCDA Records . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

Chapter 6: External Corrosion Confirmatory Direct Assessment

Direct Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Pre-Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Data Collection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Assessment of ECCDA Feasibility . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Selection of Indirect Inspection Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Identification of ECCDA Regions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Direct Examination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Prioritization. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Excavations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Coating Damage and Corrosion Defects . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Remaining Strength Evaluation and Root-Cause Analysis . . . . . . . . . . . . . . . 7

In-Process Evaluation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Post-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Evaluation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Reclassification and Reprioritization . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Engineering Assessment of Remaining Strength of Pipeline Segment . . . . . . 8

Determining Corrosion Rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Reassessment Intervals . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Assessing ECCDA Effectiveness. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Chapter 7: Data Management

Data Management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Indication Response. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Data Alignment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Data Integration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Data Validation and Calibration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Chapter 8: Establishing Corrosion Rates

Background . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

External Pipeline Corrosion Rate Establishment (ECDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Internal Pipeline Corrosion Rate Establishment (DG-, LP-, and WG-ICDA) . . . . . 5

Chapter 9: Reassessment Options/Interval

Timeline. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Options. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

In-Line Inspection. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Magnetic Flux Leakage (MFL) Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Ultrasonic (UT) Tool . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Hydrostatic Pressure Testing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Other Inspection Techniques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Magnetic Particle Inspection (MT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Liquid Dye Penetrant Examination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Fluorescent Dye Penetrant Examination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Pit Gauge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Ultrasonic Testing, Radiography, and Guided Wave Ultrasonic Testing . . . 10

Chapter 10: Quality Assurance

Documentation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Responsibilities . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Review . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Personnel Training and Qualification . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Process Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Audits. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Non-Conformances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Corrective/Preventative Actions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Outside Resources . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Chapter 11: Management of Change

MoC Process . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Guideline for MoC Procedure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Chapter 12: Continuous Improvement

Continuous Improvement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Feedback Loop. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Chapter 13: Contractual Responsibilities of the Operator and

Contractor

Defined Terms and Definitions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Leadership and Accountability . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Risk Assessment and Management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

People, Training, and Behaviors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Information and Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Crisis and Emergency Management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Incident Investigation/Action Tracking. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4