PCIM PIPELINE CORROSION INTEGRITY MANAGEMENT

4-8 June, 2018

 

NACE is expanding its curriculum to include new programs focused on pipeline
corrosion integrity. Current regulatory requirements and industry need for training
in this area make this program a priority for NACE Education & Training. The
program, which has two tracks–a field track and an engineering track, emphasizes
technology, industry standards, regulations and decision-making directly related
to pipeline corrosion integrity management—finding corrosion and repairing it.
PCIM Technician
PCIM Technician will focus on remediation technology and field techniques for
carrying out integrity assessments. The goal is to prepare an individual to:
• accurately collect data for used for the evaluation and monitoring of a pipeline
corrosion integrity plan.
• recognize pipeline anomalies.
• make recommendations for resolving technical issues “in the ditch”.
• evaluate a pipeline in-service using ECDA and ICDA methods and techniques.
• recognize problems “in the ditch” and be able to collect the data necessary for
further engineering evaluation.
PCIM Technologist
PCIM Technologist will focus on the implementation and management of an
integrity program for a pipeline system. The emphasis at this level is on integrity
verification and maintenance optimization. The goal is that an individual
completing these courses should be capable of interpreting integrity related data,
performing an overall integrity assessment on a pipeline system, calculating and
quantifying risk, and making recommendations to company management on risk
management issues.

The Pipeline Corrosion Integrity Management (PCIM) Course is intended to
serve as the key engineering training track for the “PCIM Engineer” who is
expected to focus on the implementation and management of an integrity program
for a pipeline system. The goal is that an individual completing the PCIM course
should be capable of interpreting integrity related data, performing an overall
integrity assessment on a pipeline system, calculating and quantifying risk, and
making recommendations to company management on risk management issues.
The course provides a comprehensive up-to-date coverage of the various aspects
of time-dependent deterioration threats to liquid and gas pipeline systems.

Chapter 1: Introduction to Pipeline Integrity
Pipeline Integrity . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Definition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Overview of Impact of Corrosion on Pipelines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Other Threats to Pipeline Integrity (non-corrosion related) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Pressure Testing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
In-Line Inspection (ILI) Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Hydrostatic Testing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Purpose of Pipeline Integrity Programs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Public Safety . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Reliability and Deliverability of the Pipeline System . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Asset Preservation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Maintenance Optimization. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Economics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Chapter 2: Managing Corrosion
Forms of Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Uniform or General Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Localized Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Galvanic Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Microbiological Influenced Corrosion (MIC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Environmentally Assisted Cracking (EAC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Intergranular Corrosion (IGC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
De-Alloying Cleavage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Velocity-Related Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Overview of Corrosion Control Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Material Selection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Protective Coatings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Sacrificial Coatings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Inhibitive Coatings. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Conductive Coatings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Barrier (Dielectric) Coatings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Cathodic Protection. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Components of Galvanic CP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Components of Impressed Current CP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

Cathodic Protection Effectiveness . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Cathodic Protection Versus Coating Rehabilitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Electrical Isolation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
Dissimilar Metals . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
Stray Current or Interference Current . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Environmental Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Chemical Treatments . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Biocides. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Corrosion Inhibitors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
Natural Gas Dehydration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Maintenance (Cleaning) Pigging . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
Environmental Stress Corrosion Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Design . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
Time-Related Pipeline Defect Types . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
Internal Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
External Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
Stress Corrosion Cracking (SCC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Sweet-Corrosion Induced SCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
Sour Corrosion Induced SCC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
SCC Caused by Other Factors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
Corrosion Detection Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
Inspection Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
In-Line Inspection (ILI) Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
Hydrostatic Testing. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
Direct Assessment Inspection Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
Internal Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
ICDA Direct Examination Step: Ultrasonic (UT) Technique . . . . . . . . . . . . 73
ICDA Direct Examination Step: Radiography Technique. . . . . . . . . . . . . . . 74
ICDA Post Assessment Step . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
External Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
External Corrosion Direct Assessment (ECDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Stress Corrosion Cracking . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
Stress Corrosion Cracking Direct Assessment (SCCDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
Corrosion Monitoring Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Internal Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Coupons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
Electrical Resistance (ER) Probes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
Linear Polarization Resistance (LPR) Probes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
Galvanic Probes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
Hydrogen Probes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
Chemical Methods of Corrosion Monitoring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
Ultrasonic (UT) Monitoring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
Radiographic Monitoring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

External Corrosion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
Stress Corrosion Cracking . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
Corrosion Mediation Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
Material Selection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
Ferrous Alloys – Carbon Steels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
Ferrous Alloys – Austenitic Stainless Steels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
Ferrous Alloys – Martensitic Stainless Steels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
Ferrous Alloys – Ferritic Stainless Steels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
Ferrous Alloys – Duplex Stainless Steels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
Ferrous Alloys – Cast Irons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
Non-Ferrous Alloys – Nickel-Based Alloys . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
Non-Ferrous Alloys – Copper-Based Alloy. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
Non-Metals – Thermosetting Composites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
Non-Metals – Thermoplastics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
Non-Metals – Elastomers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
Cementitious Materials – Cement and Concrete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
Protective Coatings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
Cathodic Protection. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
Galvanic Anodes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
Anode Backfill for Galvanic Anodes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
Impressed Current Anodes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
Impressed Current Power Supply . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
Stray or Interference Current . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
Environmental Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
Pipeline Cleaning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
Chemical Treatment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
Corrosion Remediation Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
External Corrosion Affected Pipelines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
Internal Corrosion Affected Pipelines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123
SCC-Affected Pipelines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123
Chapter 3: Regulations
Overview of 49 CFR and Integrity
Requirements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Hazardous Liquid 49 CFR Part 195 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Definitions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Category Definition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Integrity Management Process . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Protocols. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Pipeline Assessments and Inspection. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Natural Gas 49 CFR Part 192 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Definitions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

Protocols. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Baseline Assessment Plan. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Regulatory Interpretations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Chapter 4: Standards
Summary of Standards. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
ASME B31.8S – Managing System Integrity of Gas Pipelines . . . . . . . . . . . . . . 3
General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Data Gathering and Integration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Risk Assessments and Pipeline Threats . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Risk Analysis and Consequences. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Prevention and Repair Methods. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Program Review and Revision. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
API 1160 – Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines . . . . . 11
Regulatory Requirements. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Guiding Principles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
API 1160 Integrity Management Program. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
NACE International SP0502 – Pipeline External Corrosion Direct Assessment
Methodology . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
NACE SP0206 – Dry Gas ICDA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
NACE International SP0204 – Stress Corrosion Cracking Direct Assessment
Methodology (SCCDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Pre-Assessment — Susceptibility to Stress Corrosion Cracking . . . . . . . . . 30
Indirect Inspections . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Direct Examinations. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Post-Assessment and Recordkeeping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
NACE International SP0102 – In-Line Inspection of Pipelines . . . . . . . . . . . . . 43
CSA Standard Z662 – Oil and Gas Pipelines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
Chapter 5: Data Collection, Verification and Integration
Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Program Requirements and Elements. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Data Collection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Current Integrity of Pipeline . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Current Level of Protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Historical Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
HCA Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Unusually Sensitive Area (USA) Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Data Validation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Data Integration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Defect Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Recognized Industry Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Ranking Defects. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Prioritizing Repair / Remediation of Defects for Investigation . . . . . . . . . . . 26
Threat Identification and Assessment (Internal and External Corrosion) . . . . . 26
Integration and Interpretation of Integrity Related Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Summary . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Chapter 6: Risk Assessment
Risk Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Definition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Overview of Risk Assessment Objectives. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
History of Failure/Probability of Failure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
History of Pipeline Failures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Probability of Pipeline Failures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Consequence Analysis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Risk Assessment: Prescriptive and Performance Based . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Prescriptive-Based Risk Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Performance-Based Risk Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Risk Assessment Models . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Subject Matter Experts (SMEs) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Relative Assessment Models . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Scenario-Based Models . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Probability Models . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Effective Risk Assessment Approach. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Using Risk Assessment Models . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Calculating and Quantifying Risk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
Relative Risk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
Absolute Risk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
Risk Minimization through Corrosion Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Integrity Verification . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Definition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Overview of Integrity Verification Objectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Overview of Integrity Verification Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
In-Line Inspection (ILI) Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
Metal Loss Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
Crack Detection Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
Geometry / Deformation Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
Mapping / INS Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Combination Tools. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Other ILI Technologies, Concepts, and Research . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

Pressure Testing. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
Direct Assessment (DA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
External Corrosion Direct Assessment (ECDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
Internal Corrosion Direct Assessment (ICDA). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
Stress Corrosion Cracking Direct Assessment (SCCDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
Chapter 7: Integrity Verification/Assessment
Performing an Overall Assessment on a Pipeline System. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Integrity Assessment Methods. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
In-Line Inspection (ILI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Overview . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Tools . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
ILI in Liquid and Gas Pipelines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
ILI Standards. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Hydrostatic Testing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Overview . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Tools. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Standards . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Direct Assessment (DA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Internal Corrosion Direct Assessment (ICDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Pre-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Detailed Examinations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Post Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
External Corrosion Direct Assessment (ECDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Pre-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Direct Examination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Post Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Stress Corrosion Cracking Direct Assessment (SCCDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Pre-Assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Indirect Inspections . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Direct Examination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Post Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
Other Assessment Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
Criteria for Selecting an Integrity Method. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
In-Line Inspection (ILI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
Internal and External Corrosion Categories. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Stress Corrosion Cracking Category . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Third-Party Damage/Mechanical Damage Category. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Hydrostatic Pressure Testing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Direct Assessment (DA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Internal Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
External Corrosion Category . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Stress Corrosion Cracking Category . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Chapter 8: Technical Challenges to Pipeline Integrity
Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Material Properties and Defects. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Material Properties . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Material Defects . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Pipe Manufacturing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Lap-Welded Longitudinal Seam Pipe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Flash-Welded Longitudinal Seam Pipe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Electric Resistance Weld (ERW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Submerged Arc Weld (SAW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Spiral Weld . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Seamless . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Pipe Manufacturing Integrity Challenges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Hard Spots. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Defective Longitudinal Weld Seams . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Mill Anomalies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Pipeline Construction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Construction Stresses. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Bedding and Backfill . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Long Term Soil Stresses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
At-Grade External Loads . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Temperature Expansion and Contraction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Inadequate Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Pipeline Operations and Service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
High Temperature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Corrosive Contaminants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Over-Pressure Stresses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Cyclical Pressure Stresses. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Inadequate Pressure Relief Devices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Outside Forces . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Acts of Men . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Construction Damage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Operator Damage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Third Party Damage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
DC and AC Electrical Interference . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Forces of Nature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Earthquakes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Earth Slips and Mudslides . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Erosion and Flooding . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
High Winds . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Telluric Electrical Interference . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Extreme Ambient Temperatures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Time Dependent Mechanisms . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
External Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Shielding Coatings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Shielding Coating Flaws . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Non-Shielding Coating Flaws . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Inadequate Cathodic Protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Cased Carrier Pipe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
Internal Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Stress Corrosion Cracking (SCC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
High pH SCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Near Neutral pH SCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Detection of SCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Remediation of SCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
Summary . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
Chapter 9: Remediation Activity/Repair Methods
Discovery of Anomalies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Definitions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Defects that Compromise Pipeline Integrity . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Defect Characterizations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Gouges and Grooves. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Dents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Arc Burns . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Inclusions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Laminations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Weld Defects. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Development of Repair Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Pipe Material. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Pipeline Product and Operating Characteristics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Pipeline Construction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Type and Characteristics of the Anomaly. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Repair Protocol for “High Consequence Areas” (HCA) Pipeline . . . . . . . . . . . . . . 11
Immediate Remediation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
60-Day Remediation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
180-Day Remediation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Other Remediation Within Appropriate Time Periods Determined by
Pipeline Operators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
365-Day Remediation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Other Remediation That Does Not Meet Immediate, 60-Day, 180-Day or
365-Day Repair Criteria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Types of Remediation Activities/Repair Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Replacement of a Pipe Section . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Pressure Reduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Recoating Resulting From Engineering Critical Assessment (ECA) . . . . . . . . 18
Grind Repair . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Welding. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Full Encirclement Sleeves (Types A and B). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Type A Sleeve (Reinforcing) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Type B Sleeve (Pressure Containing) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Composite Sleeve. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Mechanical Leak Clamp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Chapter 10: Inspection and Assessment Intervals
Assessment Intervals . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Remaining Life . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Strength/worst Remaining Flaws . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Growth Rate. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Internal Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
External Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Stress Corrosion Cracking (SCC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Distribution of Corrosion Anomalies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Methods to Determine Growth Rate. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Confirmatory Direct Assessment. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
External Corrosion Confirmatory Direct Assessment (EC-CDA). . . . . . . . . . . . . . 16
Internal Corrosion Confirmatory Direct Assessment (IC-CDA). . . . . . . . . . . . . . . 17
Chapter 11: Post Integrity Assessment Risk Analysis
Risk Re-assessment in Response to Management of Change Processes . . . . . . . . . 1
Risk Re-assessment in Response to Changes Due to Remediation. . . . . . . . . . . . . . 3
Integrating Integrity Conclusions into Risk Assessment Plans . . . . . . . . . . . . . . 3
The Need for Electronic Database for Data Integration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Specific Data That Should Be Integrated Into Risk Assessment Plans . . . . . . . . . . 6

Chapter 12: Integrity Management Plan
Integrity Management Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Prescriptive Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Performance Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Management of Change . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Communication Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
Quality Assurance (QA) and Quality Control (QC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Integrity Management Plan – Sample Outline . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Chapter 13: Management Perspectives
Case Studies. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
DG-ICDA, ECDA and ILI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Dry-gas Internal Corrosion Direct Assessment (DG-ICDA). . . . . . . . . . . . . . 2
DG-ICDA Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
DG-ICDA Direct Examinations. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
External Corrosion Direct Assessment (ECDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
In-Line Inspection (ILI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
External Corrosion Direct Assessment (ECDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Indirect Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Direct Examinations. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17