Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow Правила капитального ремонта подземных трубопроводов  
17.07.2018
    
Правила капитального ремонта подземных трубопроводов

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
(ИПТЭР)

СОГЛАСОВАНО

Министерством безопасности и внутренних дел Российской Федерации

письмо № 7/6/8
от 09.01.1992 г.

СОГЛАСОВАНО

Отделом научно-технического прогресса Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР

А.А. Джавадяном

10.01.1992 г.

УТВЕРЖДЕНО

Начальником Главного производственного управления по транспортированию и поставкам нефти Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР

А. Кумылгановым

10.01.1992 г.

ПРАВИЛА
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ

1992

Настоящие Правила предназначены для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием и проведением капитального ремонта магистральных трубопроводов (нефтепроводов и нефтепродуктопроводов).

Правила разработаны в институте ВНИИСПТнефть*. Ответственные исполнители: д.т.н. А.Г. Гумеров, к.т.н. Р.С. Гумеров, к.т.н. Х.А. Азметов, к.т.н. Ф.Г. Хайруллин, м.н.с. Г.К. Ермилина, инженер Э.Г. Сатаева.

* Ныне Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)

В разработке принимали участие: Е.М. Павлов (Компания «Транснефть»), начальник отдела ПОКР Х.Н. Ягуров (ПО Урало-Сибирских магистральных нефтепроводов) Э.Т. Леккай (ПО Северо-Западных магистральных нефтепроводов), зам. начальника отдела КР и КС А.Я. Князев (ПО Приволжских магистральных нефтепроводов).

ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Вводится взамен РД 39-30-297-79

Срок введения установлен с 10.01.92 г.

В правилах изложены основные положения технологического процесса механизированного ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия в нормальных условиях с подъемом трубопровода в траншее, с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее, без подъема трубопровода с сохранением его положения, комплексным потоком повышенной производительности с частичным подъемом трубопровода диаметром 820 мм в траншее, а также основные положения капитального ремонта в зимнее время, в горных условиях и ремонта трубопровода диаметром 720 мм с заменой изоляционного покрытия с одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В Правилах устанавливаются основные положения по капитальному ремонту подземных трубопроводов с заменой изоляционного покрытия и восстановлением стенки трубы.

1.2. Капитальному ремонту должна предшествовать четкая разработка мероприятий организационной подготовки, которая осуществляется на основании материалов предварительного обследования участка нефтепровода.

1.3. Правила не распространяются на ремонт трубопроводов:

а) на переходах через водные преграды (реки, озера, болота), автомобильные, железные дороги I - IV категорий, а также проложенных в тоннелях, по морским эстакадам;

б) из нестальных труб;

в) предназначенных для перекачки нефти с подогревом;

г) с заменой труб.

1.4. Ответственность за обеспечение безопасности производства работ при капитальном ремонте действующих трубопроводов несет должностное лицо организации (РУМН, РСУ), осуществляющей работы, назначенное приказом этой организации.

Ответственность за соблюдение требований пожарный безопасности, охраны труда и окружающей среды при выполнении ремонтных работ несет инженерно-технический работник организации, производящей капитальный ремонт, назначенный соответствующим приказом.

1.5. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима работы трубопровода, приемки выполненных работ и составлением документации на выполнение работы приказом по РУМН (ПОМН) назначается лицо из числа работников служб РУМН или ПОМН с привлечением в необходимых случаях представителей специализированной организации.

1.6. Капитальный ремонт комплексным потоком повышенной производительности распространяется на нефтепроводы диаметром 820 мм, проложенные в нормальных условиях, в устойчивых грунтах, по равнинно-холмистой местности с уклоном до , при отсутствии естественных и искусственных преград, и у которых не менее 10 % сварных стыков проверены физическими методами контроля при строительстве.

1.7. Ремонт в зимнее время рекомендуется производить при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С, распространяется на нефтепроводы диаметром 530 - 720 мм.

1.8. Ремонт нефтепроводов диаметром 530 мм в горных условиях рекомендуется производить в горах с крутизной откосов свыше .

1.9. Ремонт нефтепровода диаметром 720 мм с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею допускается на прямолинейных участках на величину до 0,4 м.

1.10. Каждая ремонтная колонна должна иметь надежную связь с РУМН и ПОМН.

2. ОБСЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА

Общие положения

2.1. Обследование коррозионного состояния трубопровода следует проводить согласно РД 39-9147103-372-86 «Инструкция по обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов» /1/.

2.2. Основным критерием коррозионной опасности является реальная глубина проникновения коррозии на трубопроводе. Определяется она путем обследования трубопровода в шурфах.

2.3. При проведении обследования на нефтепроводах с ЭХЗ необходимо проконтролировать следующие параметры: скорость коррозии (остаточная скорость коррозии) и разность потенциалов «труба-земля»; на нефтепроводах, на которых длительное время после пуска в эксплуатацию отсутствовала ЭХЗ или длительное время не поддерживался минимальный защитный потенциал в соответствии с ГОСТ 25812-83 /2/, коррозионная активность грунта, естественный потенциал «труба-земля», состояние изоляционного покрытия, характеризующееся переходным сопротивлением «труба-земля», величина адгезии покрытия и наличие сквозных дефектов в последнем; на нефтепроводах, проложенных в зоне действия блуждающих токов, - разность потенциалов «труба-земля», плотность утечки тока с трубопровода и агрессивность грунтов.

Порядок проведения обследования

2.4. Перед обследованием коррозионного состояния участка нефтепроводов составляют рабочую схему трассы нефтепровода в соответствии с приложением 1 (форма 1) и заводят журнал для ведения записей результатов измерений (в дальнейшем - рабочий журнал).

2.5. Обследование коррозионного состояния нефтепроводов, обеспеченных ЭХЗ, проводят в следующем порядке:

сбор и анализ статистических данных об условиях эксплуатации обследуемого участка нефтепровода (характеристика нефтепровода, наличие зон действия блуждающих токов, характеристика грунтов по трассе, сведения о работе средств ЭХЗ и величине защитной разности потенциалов «труба-земля» за весь срок службы нефтепровода, аварийные ситуации на нефтепроводе);

предварительное выявление коррозионно-опасных участков нефтепровода по анализу статистических данных и отметка их на рабочей схеме трассы;

проведение электрометрических измерений по трассе обследуемого участка нефтепровода;

обследование состояния изоляционного покрытия нефтепровода искателем повреждения;

шурфование по месту обнаружения дефектов в изоляционном покрытии для оценки общего состояния покрытия и тела трубы;

оформление акта обследования и составление рекомендаций по проведению противокоррозионных мероприятий.

Обследование коррозионного состояния нефтепроводов, обеспеченных электрохимической защитой от почвенной коррозии. Анализ статистических данных

2.6. Анализ статистических данных по коррозионной ситуации на нефтепроводе проводят по проектной и эксплуатационной документации. Характеристика нефтепровода, значения удельного сопротивления грунта (минимальное и максимальное значения на километре), график защитной разности потенциалов «труба-земля» за последний год эксплуатация, обнаруженные сквозные проржавления заносятся в форму 1 прилож. 1.

В прилож. 2 приводится пример заполнения фермы 1 при проведении обследования коррозионного состояния магистрального нефтепровода.

Значения защитной разности потенциалов за все время эксплуатации нефтепровода и величина удельного сопротивления грунта, определенная в соответствии с ГОСТ 9.602-89 /3/, приводится в виде таблиц.

2.7. По анализу статистических данных выбирают участки, опасные в коррозионном отношении, которые характеризуются:

отсутствием или «провалами» разности потенциалов «труба-земля» т.е. значениями разности потенциалов меньше минимально допустимой для конкретных условий эксплуатации по ГОСТ 25812-83 /2/, которые имели место более 1 месяца на нефтепроводах, проложенных в зонах действия блуждающих токов и 6 месяцев - для остальных нефтепроводов (прилож. 1, форма 2);

сочетанием коррозионно-активных грунтов с удельным электрическим сопротивлением 20 Ом · м и ниже с «провалами» разности потенциалов «труба-земля»;

отказами, происшедшими на нефтепроводе по причине подземной коррозии.

На рабочей схеме трассы эти участки выделяют линией.

Измерения на трассе нефтепроводов

2.8. Для нефтепроводов, длительное время не имевших ЭХЗ, оценку скорости коррозии проводят по статистическим данным отказов, происшедших по причине почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами. Среднюю скорость коррозии определяют по формуле:

Кср. = b/T, мм/год

где b - глубина коррозионного повреждения стенки трубы, мм;

T - время службы нефтепровода до обнаружения повреждения, год.

2.9. На нефтепроводе, обеспеченном ЭХЗ, остаточную скорость коррозии определяют экспериментально путем закладки образцов в грунт при условиях, идентичных эксплуатации нефтепроводов.

Скорость коррозии оценивают по формуле:

где G0    - начальный вес образца до закладки его в грунт, г;

Gк   - вес образца после извлечения его из грунта при условиях, идентичных эксплуатации нефтепровода, г;

Т - время нахождения образца в грунте, лет;

S - площадь образца, м2.

2.10. Глубинный показатель коррозии (мм/год) при неравномерной коррозии получают пересчетом весового показателя по формуле:

П = (к/ρ) · 10-3, мм/год

где к - скорость коррозии, г/м2 · год;

ρ - плотность металла, г/см3.

Определение коррозионной активности грунтов

2.11. Основным фактором, оказывающим влияние на коррозионную ситуацию нефтепровода при почвенной коррозии, является коррозионная активность грунта. Она определяется типом грунта, его структурой, составом, рН грунта, влажностью, характером проникновения воздуха в грунт, чередованием грунтов и удельным электрическим сопротивлением.

2.12. Коррозионная оценка грунта по величине удельного сопротивления грунта приведена в прилож. 1 ГОСТ 9.602-89 /3/. Запись измерений производится по форме 3 прилож. 1.

2.13. На рабочую схему трассы наносят значения удельного электрического сопротивления грунта и отмечают участки, опасные в коррозийном отношении, которые характеризуются величиной удельного сопротивления 20 Ом · м и ниже.

Разность потенциалов «труба-земля»

2.14. Основным параметром, характеризующим защищенность нефтепровода от почвенной коррозии при катодной поляризации, является величина защитной разности потенциалов «труба-земля».

2.15. При обследовании коррозионного состояния нефтепровода величину разности потенциалов «труба-земля» учитывают за весь срок службы нефтепровода для выявления участков, где в течение какого-то времени нефтепровод оставался без электрохимической защиты или на нем не поддерживался минимальный защитный потенциал по ГОСТ 25812-83 /2/. Запись производят по форме 4 прилож. 1. Значения разности потенциалов за год, предшествующий обследованию, приводят в виде графиков на рабочей схеме трассы. Замеры производят через каждые 100 м.

2.16. Поляризующий трубопровод ток не только обеспечивает сдвиг потенциала в отрицательную сторону, но и вызывает омическое падение напряжения в изоляционном покрытии и грунте. Измеренная разность потенциалов представляет собой сумму:

Ит-э = Ие + Иом + η,

где Ие - естественный потенциал «труба-земля», В;

η - сдвиг потенциала при поляризации, В;

Иом - омическое падение напряжения, В.

2.17. Измерение поляризационного потенциала производится по методике ГОСТ 9.602-89 прилож. 7.

Оценка состояния изоляционного покрытия нефтепровода

2.18. Места дефектов на нефтепроводе определяют искателем повреждений изоляционного покрытия. Результаты обследования заносят в рабочий журнал (форма 5, прилож. 1).

2.19. Величину переходного сопротивления определяют для неповрежденного покрытия в шурфах.

2.20. Измерение переходного сопротивления «труба-земля» производят в соответствии с ГОСТ 25812-83 /2/ и оценку его осуществляют по среднему значению, определенному не менее чем в трех шурфах.

Обследование нефтепровода в шурфах

2.21. Шурфованию при обследовании коррозионного состояния нефтепровода подлежат участки, на которых предполагается наличие коррозионной ситуации, выявленной:

при анализе статистических данных и работы средств ЭХЗ;

при проведении измерений на трассе нефтепровода и подтвержденной при обследовании состояния изоляционного покрытия наличием дефектов в нем.

2.22. При отрыве шурфов проводят визуальное обследование с описанием внешнего вида и типа повреждения изоляционного покрытия.

2.23. Адгезию защитного покрытия определяют на неповрежденной части изоляционного покрытия в соответствии с ГОСТ 25812-83 /2/.

2.24. В местах сквозных дефектов с нефтепровода снимают изоляционное покрытие для обследования тела трубы. При этом описывают характер повреждения стенки трубы, продуктов коррозии.

2.25. Глубину коррозионных повреждений замеряют с точностью ±0,01 мм.

2.26. Результаты обследования нефтепровода в шурфах заносят в сводную таблицу (форма 6 прилож. 1) и по данным ее анализа намечают мероприятия по защите нефтепровода от коррозии.

Обследование коррозионного состояния нефтепровода, проложенного в зонах действия блуждающих токов

2.27. Оценка скорости коррозии защищенного нефтепровода, проложенного в зоне действия блуждающих токов, методически не отличается от оценки ее для нефтепровода, защищенного установками катодной защиты, - ее определяют по п. 2.8.

Оформление результатов обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов

2.28. При проведении обследования все результаты заносят в рабочий журнал по соответствующим формам.

2.29. Электрометрические измерения, обследование состояния изоляционного покрытия и обследование нефтепровода в шурфах оформляются в соответствии с имеющимися формами (прилож. 2).

2.30. По результатам обследования разрабатывают рекомендации для проведения мероприятий по полной защите нефтепровода от коррозии, к которым относятся:

сооружение дополнительных средств защиты от подземной коррозии;

повышение токов защиты нефтепровода существующими средствами;

замена изоляционного покрытия отдельных участков нефтепроводов.

2.31. На основе всех материалов составляют общий акт обследования коррозионного состояния участка нефтепровода, к которому прикладываются все документы по обследованию и копия приказа по ПОМН о проведении обследования.

2.32. Акт обследования утверждается главным инженером ПОМН.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО ДАННЫМ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

3.1. Участки нефтепроводов к капитальному ремонту предъявляются на основании данных, полученных при обследовании технического состояния трубопроводов поверхностными и внутритрубными средствами диагностики. При проведении внутритрубной диагностики для определения технического состояния тела трубы следует руководствоваться действующими нормативными документами /4/.

3.2. Примерный перечень технических средств приводится ниже:

автономный прибор для контроля геометрии внутреннего сечения линейной части магистральных нефтепроводов: обнаружения и определения местонахождения гофр, вмятин, овальностей, измерения давления и радиуса поворотов трубы;

снарядаблон для определения проходимости снарядаефектоскопа, очистки и сбора магнитом металлических мелких предметов;

снаряд-дефектоскоп для обнаружения, определения местоположения и оценки коррозионных дефектов и поперечных трещин в стенке нефтепровода.

3.3. При подготовке к диагностированию линейная часть нефтепровода должна отвечать требованиям ГОСТ 26656-85 «Контролепригодность объектов диагностирования. Правила обеспечения» /5/. Выполнение этих требований обязательно для заказчика и является основанием для представления участка нефтепровода к диагностированию. Кроме того, представляемый к диагностированию участок трубопровода должен отвечать требованиям соответствующих норм и правил проектирования, производства работ, государственных стандартов и технических условий на поставки труб в части обеспечения проходимости средств диагностики. Участки трубопровода, не отвечающие этим требованиям, доводятся заказчиком до требуемого уровня контролепригодности.

3.4. Обследование технического состояния участка трубопровода должно быть проведено до начала капитального ремонта специальными службами диагностики.

Отчет обследования должен содержать следующие сведения:

характеристика обследуемого участка;

полное описание хода и порядка обследования;

описание каждого зафиксированного дефекта, анализ его размеров и вида;

предварительные рекомендации по устранению зафиксированных дефектов путем выборочного или капитального ремонтов.

3.5. Данные о коррозионных повреждениях и дефектах тела трубы, полученные при обследовании состояния изоляционного покрытия и стенки трубопровода, анализируются и определяются участки под капитальный или выборочный ремонт.

Под капитальный ремонт утверждаются участки, протяженность которых составляет не менее 75 % сезонной линейной производительности ремонтно-строительных колонн.

Выборочный ремонт может производиться независимо от капитального ремонта специальными техническими средствами по специальным технологическим процессам. Участки трубопровода, подвергшиеся выборочному ремонту, должны повторно обследоваться через пять лет.

4. СПОСОБЫ РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Капитальный ремонт подземных трубопроводов в нормальных условиях производится:

с подъемом трубопровода в траншее;

с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее;

без подъема трубопровода с сохранением его положения;

комплексным потоком повышенной производительности с частичным подъемом трубопровода в траншее.

4.2. Ремонт с подъемом трубопровода в траншее рекомендуется для трубопроводов диаметром от 219 до 720 мм включительно.

Технологические операции выполняются поточно в следующей последовательности (рис. 1):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

подъем трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.3. Ремонт с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее рекомендуется для трубопроводов диаметром от 219 до 720 мм включительно при замене изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы.

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте с подъемом трубопровода в траншее

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - роликоанатная троллейная подвеска; 8 - передвижная электростанция; 9 - емкость для грунтовки; 10 - грунтовочная машина; 11 - изоляционная машина; 12 - битумозаправщик; 15 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 14 - траншеезасыпатель.

Рис. 1.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 2):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

подъем трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

укладка трубопровода на лежки;

выполнение сварочных работ на участке, уложенном на лежки (опоры-крепи);

подъем трубопровода;

окончательная очистка трубопровода;

нанесение грунтовки;

нанесения нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.4. Ремонт без подъема трубопровода с сохранением его положения рекомендуется для трубопроводов диаметром 820 мм и более при замене изоляционного покрытия с восстановлением и без восстановления стенки трубы. Этот способ рекомендуется также и для ремонта трубопроводов диаметром 720 мм и менее при неудовлетворительном техническом состоянии стенки трубы. Этот способ не рекомендуется для слабосвязанных барханных песков в условиях пустынь.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 3):

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - роликоанатная троллейная подвеска; 8 - передвижная электростанция; 9 - сварочный агрегат; 10 - лежка; 11 - емкость для грунтовки; 12 - грунтовочная машина; 13 - изоляционная машина; 14 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 15 - битумозаправщик; 16 - траншеезасыпатель.

Рис. 2.

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте без подъема трубопровода

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - подкапывающая машина; 6 - очистная машина; 7 - грузоподъемный механизм (трубоукладчик, опоры-крепи, трубоукладчик, оборудованный навесной кран-балкой и т.п.); 8 - передвижная электростанция; 9 - сварочный агрегат; 10 - изоляционная машина; 11 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 12 - устройство для подбивки грунта под трубопровод УПТ-1.

Рис. 3.

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи ниже нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

разработка грунта под трубопроводом;

поддержание подкопанного участка трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

выполнение сварочных работ;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.5. Капитальный ремонт трубопроводов диаметром 820 мм производится комплексным потоком повышенной производительности с частичным подъемом трубопровода в траншее при замене изоляционного покрытия без восстановления стенки трубы /6/.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 4):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи ниже нижней образующей трубопровода в задел и оставление грунтовых перемычек;

разработка грунтовой перемычки;

разработка грунта под трубопроводом;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случая необходимости;

Технологическая схема ремонта нефтепровода диаметром 820 мм

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - одноковшовый экскаватор; 4 - подкапывающая машина; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - передвижная электростанция; 8 - изоляционная машина; 9 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия.



Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: