Гражданский кодекс часть 1

Арбитражный суд Республики Башкортостан в лице судьи Юсеевой И.Р., при ведении протокола судебного заседания помощником судьи Пятугиной Э.Ф., рассмотрев дело по иску

ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа», г.Москва ( ОГРН <***> )

к ОАО АНК "Башнефть", г.Уфа ( ОГРН <***> )

о взыскании 43 855 007 руб.

по встречному иску ОАО АНК «Башнефть» , г.Уфа ( ОГРН <***> )

к ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа», г.Москва ( ОГРН <***> )

об устранении недостатков

При участии в судебном заседании представителей истца ФИО1, доверенность от 01 октября 2012 года, ФИО2, доверенность от 01 октября 2012 года, представителя ответчика ФИО3, доверенность от 26 декабря 2012 года.

У С Т А Н О В И Л :

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» / далее – истец, ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» / обратилось в Арбитражный суд Республики Башкортостан с иском к Открытому акционерному обществу Акционерная нефтяная компания "Башнефть" / далее – ответчик, ОАО «АНК Башнефть» /о взыскании 43 855 007 руб. стоимости выполненных работ по этапу №22 календарного плана к договору № БНФ/у/8/858/08/СГГ от 3 июня 2008 года.

ОАО АНК «Башнефть» обратилось в Арбитражный суд с иском к ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» об обязании передать гидродинамические модели в форматах TempestMore в соответствии

c условиями договора №БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03 июня 2008 года с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе «Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения», передать полное описание постоянно-действующих геолого-гидравлических моделей, в частности, методику переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; передать паспорта на гидравлические модели, заполненные по принятому в ОАО АНК «Башнефть» стандарту; передать сетевую бессрочную лицензию на симулятор МКТ-Офис для рабочих станций и одну дополнительную кластерную лицензию; передать сертификат соответствия на программный продукт для ЭВМ «Спецверсия гидродинамического симулятора для моделирования разработки месторождений нефти и газа – МКТ» в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ, провести обучение специалистов ООО «БашНИПИнефть» работе с программными продуктами МКТ и МКТ_Офис по месту нахождения с обязательным проведением практических заданий.

ОАО АНК «Башнефть» представлен отзыв / исх.№33-03-04/34 от 31 октября 2011 года / л.д.44 т.2 /, из которого следует, что исполнителем нарушен срок выполнения 22 этапа. Неоднократно были направлены замечания, расчеты были выполнены некорректно. По мнению истца, ответчиком не выполнены договорные обязательства по передаче полного описания моделей, предоставленные паспорта не удовлетворяют требованиям качественно выполненной работы.

Подэтап 22.2 в срок установленный договором не выполнен.

ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» представлены возражения на встречное исковое заявление / л.д. 98 /, из которых следует, что встречное исковое заявление не направлено к зачету первоначального требования, работа выполнена, результат представлен ответчику.

Исследовав представленные доказательства, выслушав представителей сторон, суд приходит к следующему.

03 июня 2008 года между ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» (исполнитель) и ОАО АНК «Башнефть» (заказчик) заключен договор №БНФ/у/8/858/08/СГГ (Л.д.17-34 т.1).

По условиям договора исполнитель обязался выполнить в соответствии с требованиями и условиями договора, своевременно сдать заказчику и согласовать в государственных учреждениях, а заказчик обязался своевременно принять и оплатить работу «Постоянно-действующая геолого-гидродинамическая модель разработки Арланского месторождения» в сроки, указанные в Календарном плане (п.1.1 договора). Конкретные технические и другие требования к результатам работы, содержание и перечень документации, подлежащей оформлению и сдаче исполнителем заказчику на отдельных этапах и по завершении работы в целом, определяются Календарным планом и техническим заданием на проведение работы, которое является неотъемлемой часть договора (п.1.2 договора).

Согласно п.1.1 ч.1 Регламента по созданию постоянного действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-047-00 постоянно-действующая геолого-технологическая модель – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

В соответствии с п.2.1.1 договора исполнитель обязался выполнить работы в соответствии с утвержденным заказчиком Техническим заданием и условиями договора и передать заказчику результат выполненных работ, в том числе геологические модели в форматах проектов IRAP RMS, гидродинамические модели в форматах проектов ТЕМPEST.

В силу пункта 2.1.3 договора исполнитель обязался своими силами и за свой счет устранять допущенные по вине исполнителя в выполненных работах недостатки, которые могут повлечь отступления от технико-экономических параметров, предусмотренных в Техническом задании (договоре).

Согласно п.3.1 договора стоимость работ по договору составляет 219 275 000 руб.

Выполнение исполнителем обязательств по договору подтверждается оформлением актов сдачи-приемки выполненных этапов работ с приложенной справкой о выполнении этапов работ не позднее 30 числа отчетного месяца (п.4.1 договора).

Заказчик производит оплату поэтапно, в соответствии с Календарным планом на основании подписанных сторонами актов сдачи-приемки выполненных этапов работ, платежных требований и счетов-фактур, выставляемых исполнителем (п.4.2 договора).

В соответствии с п.4.4 договора заказчик оплачивает платежные требования и счета-фактуры исполнителя в течение 35 календарных дней с момента их предъявления.

В соответствии с п.7.1 договор действует по 30 сентября 2010 года и распространяет свои действия на правоотношения сторон, возникшие 01 июня 2008 года, а в части расчетов до полного их завершения. Окончание срока действия договора не освобождает стороны от исполнения обязательств в полном объеме и от ответственности за его нарушение.

К вышеуказанному договору сторонами подписаны Календарный план работ по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели разработки Арланского месторождения (л.д.23-25 т.1), Техническое задание на выполнение работ по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели разработки Арланского месторождения (л.д.26-34 т.1).

В Календарном плане сторонами предусмотрено выполнение работ за 2010 год по этапу 22 (л.д.25 т.1), а именно, корректировка расчетов вариантов разработки по объектам разработки, лицензионным участкам и месторождению в целом, обучение специалистов ООО «Башгеопроект» и передача лицензий на программное обеспечение, используемое при создании моделей, рассмотрение дополнения к проекту доразработки Арланского месторождения на ТЭС ОАО «АНК «Башнефть» и ЦКР Роснедра. Срок выполнения работ – с 01.04.2010 по 30.09.2010. Стоимость этапа составляет 43 855 007 руб.

Между сторонами сложились гражданско-правовые отношения подряда.

В силу ст.702 Гражданского кодекса РФ по договору подряда одна сторона (подрядчик) обязуется выполнить по заданию другой стороны (заказчика) определенную работу и сдать ее результат заказчику, а заказчик обязуется принять результат работы и оплатить его.

Договор № БНФ/у/8/858/08/СГГ на выполнение работ по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели разработки Арланского месторождения от 3 августа 2008 года не содержит признаков незаключенности либо недействительности.

В силу ст. 309 Гражданского кодекса Российской Федерации обязательства должны исполняться надлежащим образом в соответствии с условиями обязательства и требованиями закона, иных правовых актов, а при отсутствии таких условий и требований - в соответствии с обычаями делового оборота или иными обычно предъявляемыми требованиями.

По общему правилу, закрепленному в п. 1 ст. 310 названного Кодекса, односторонний отказ от исполнения обязательства и одностороннее изменение его условий не допускаются, за исключением случаев, предусмотренных законом.

Истцом выполнены работы и оплачены ответчиком по этапам 1-21 обозначенного выше договора (л.д.53-105 т.1) .

Согласно Календарному плану работ к договору №БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.2008 для оплаты выполненных работ по этапу №22 необходимо наличие утвержденного Протокола ЦРК Роснедра.

Письмами №485/01-ВС от 26 января 2011 года. №494/02-ВС от 15 февраля 2011 года, №529/04-ВС от 21 апреля 2011 года, №543/06-ВС от 9 июня 2011 года истцом направлялись акты приема-сдачи работ по этапу №22.

В обоснование исковых требований истцом представлен односторонний акт №23 сдачи-приемки работ по договору №БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.2008, в котором указано, что исполнитель в соответствии с условиями договора сдает, а заказчик принимает работу по этапу 22 договора / л.д.36 т.2 /

Согласно п. 1 ст. 720 Гражданского кодекса Российской Федерации заказчик обязан в сроки и в порядке, которые предусмотрены договором подряда, с участием подрядчика осмотреть и принять выполненную работу (ее результат).

В силу пункта 5 статьи 720 Гражданского кодекса Российской Федерации при возникновении между заказчиком и подрядчиком спора по поводу недостатков выполненной работы или их причин по требованию любой из сторон должна быть назначена экспертиза.

В соответствии с п. 1 ст. 721 Гражданского кодекса Российской Федерации качество выполненной работы должно соответствовать условиям договора подряда, а при отсутствии или неполноте условий договора требованиям, обычно предъявляемым к работам соответствующего рода. Результат выполненной работы должен в пределах разумного срока быть пригодным для установленного договором использования, а если такое использование договором не предусмотрено, для обычного использования результата работы такого рода

В возражении к заявленным исковым требованиям ОАО АНК «Башнефть» заявлено о некачественном выполнении истцом спорных работ и невыполнении их в полном объеме.

В силу ст.65 Арбитражно-процессуального кодекса РФ каждое лицо, участвующее в деле должно доказать обстоятельства, на которые оно ссылается в обоснование своих доводов и возражений.

Протоколом заседания (нефтяной секции) Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья / ЦКР Роснедр по УВС / согласована работу «Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения» по второму (авторскому) варианту со следующими основными положениями и технологическими показателями:

Максимальные уровни:

- проектный уровень добычи нефти- 3 744,2 тыс т (201Зг ),

- проектный уровень добычи жидкости - 74 565,7 тыс.т (2014г),

- проектный уровень закачки воды - 64 749,7 тыс.м3 (2014г)

- использование растворенного газа - 95% (с2012г.).

- допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти и газа от проектной в соответствии с п.Ш правил охраны недр, утвержденных постановлением Гостехнадзора России №71 от 06.06.2003г. в редакции приказа Минприроды России № 183 от 30.06.2009г.

- выделение шести эксплуатационных объектов: каширо-подольские отложения (пласты СпдЗ, Скш1, Скш2-3, Скш4), верейскнй горизонт (пласт СвЗ-4), алексинский горизонт (пласт СО), ТТНК (пласты CI, СИ, CIELdV0, CIV, CV, CVI0, CVI), турнейский ярус (пласты СТ1, СТ2, СТЗ), терригенный девон (пласт DI);

- продолжить разукрупнение ТТНК: раздельная закачка воды в верхнюю, промежуточную и нижнюю пачки; изоляция обводненных интервалов с целью организации раздельной добычи по пачкам, в том числе ОРЭ;

- для каширо-подольских отложений рекомендуется раздельная закачка воды с применением оборудования ОРЗ;

- применение следующих систем размещения скважин

-каширо-подольские отложения: обращенная девятиточечная 283x283

-верейскнй горизонт: нерегулярная, 300.. .400м,

-алексинский горизонт: площадная 300x300 м,

-на объекты ТТНК: рядная с очаговым заводнением 300x300м.

-турнейский ярус: обращенная девятиточечная 300x300 м,

-терригенный девон: нерегулярная;

При этом ЦКР Роснедр по УВС установлены недостатки моделирования, а именно:

- при построении как геологических, так и фильтрационных моделей для всех продуктивных пластов, в том числе имеющих огромные площади нефтеносности, размер ячеек по латерали был принят одинаковым - 50x50м- оценка результатов геологического моделирования показала, что если в целом для каждого из 18 моделируемых продуктивных пластов расхождение в геологических запасах нефти по ГМ и Госбалансу в основном не превышает 5%(кроме пластов Скш4 и СТЗ), то в моделях пластов отдельных лицензионных участков расхождение в запасах в ряде случаев является существенным, достигающем по пласту CVI на ФИО4 - 35,5%, по пласту CVIo на К.-38,9% и по пласту CIV0 - 55,8%.

При сравнении запасов по отдельным залежам, входящим в продуктивные пласты ТТНК, выявлено расхождение между запасами по ГМ и на Госбалансе, достигающее десятки процентов, что, в частности, может быть связано с ошибками при разделении запасов по залежам, имеющим распространение на смежные Л.У.

При выборочной проверке по отдельным залежам подсчетных параметров (в ГМ и Госбалансе) установлено расхождение по некоторым залежам пористости до 23%, а нефтенасыщенности до 15-37%. В ряде случаев это может быть связано с тем, что принятые при утверждении запасов единые значения параметров пористости и нефтенасыщенности по продуктивному объекту, авторами для отдельных пластов и залежей дифференцировались;

- при гидродинамическом моделировании укрупнение геологических моделей для каширо-подольского объекта и ТТНК производалось только по Z. Результаты сравнения ГМ и ГДМ этих объектов показали наличие расхождений в подсчетных параметрах и геологических запасах нефти. При обычно получаемых расхождениях в запасах, не превышающих 1-2%, в представленных ремасштабированньгх моделях ТТНК они составили от 2,4-3,6%) по Вениаминовскому участку и Арланской площади до 22,4% по Калегинскому участку. Полученные расхождения значений в параметрах пористости и нефтенасыщенности по отдельным участкам достигают 5-10%;

-установлено несовпадение по большинству моделей при гидродинамическом моделировании PVT свойств нефти данным, принятым при подсчете запасов;

- приняты при гидродинамическом моделировании коэффициенты вытеснения нефти водой по 45% моделей не совпадают с обоснованными в исходных геолого-физических параметрах, что является некорректным;

- выявлено, что по многим моделям участков имеет место несоответствие загруженных в модели данных по добыче нефти и жидкости значениям фактической накопленной добычи нефти и жидкости по статотчетности, в связи с чем должны быть откорректированы следующие модели: КПО ФИО5, верейский объект Ново-Хазинского и ФИО6, ТТНК Юсутювского и ФИО4, турнейский объект Ново-Хазинского и ФИО7;

- при разрезании единых залежей на отдельные гидродинамические модели лицензионных участков, по ряду моделей граничные условия установлены не правильно. При принятом на границах условии неперетекания, фактически заданные величины пластового давления на границе раздела моделей ТТНК Арланской и Николо-Березовской площадей свидетельствует о существовавших значительных межплощадных перетоках пластовых флюидов, не учет которых снижает достоверность выполненного моделирования, так как без учета наличия перетоков были рассчитаны в процессе адаптации моделей поля давления и насыщения и построены карты распределения остаточных запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин;

- при адаптации моделей использованный метод коррекции относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды за счет применения поправочного коэффициента в диапазоне до 45 ед. по нефти и 50 ед. по воде лишен физического смысла;

- при адаптации не учтены новые технологии, применявшиеся на
месторождении. На дату актуализации моделей имеются существенные расхождения фактических и расчетных показателей разработки. Они отмечаются и по годовым показателям практически всех моделируемых площадей и отложений;

- на основании проведенного анализа и сопоставления параметров геолого-технологических моделей следует, что в большинстве случаев созданные модели не удовлетворяют критериям их достаточной надежности для уверенной локализации и оценки остаточных нефтенасыщенных толщин и запасов нефти, планировании геолого-технических мероприятий для увеличения охвата выработкой остаточных (текущих) запасов нефти и проведения прогнозных расчетов динамики технологических показателей разработки;

- представленный анализ показателей рекомендуемого варианта разработки месторождения осуществлен без моделирования запланированных ГТМ и МУН. Имеет место значительное расхождение в сроках разработки и прогнозных показателях, полученных на моделях и представленных в расчетах по госплановой форме, основанной, в целом, на характеристиках вытеснения.

Согласно п. 1 ст. 723 Гражданского кодекса Российской Федерации в случаях, когда работа выполнена подрядчиком с отступлениями от договора подряда, ухудшившими результат работы, или с иными недостатками, которые делают его не пригодным для предусмотренного в договоре использования либо при отсутствии в договоре соответствующего условия непригодности для обычного использования, заказчик вправе, если иное не установлено законом или договором, по своему выбору потребовать от подрядчика: безвозмездного устранения недостатков в разумный срок; соразмерного уменьшения установленной за работу цены; возмещения своих расходов на устранение недостатков, когда право заказчика устранять их предусмотрено в договоре подряда (статья 397 названного кодекса).

Определением Арбитражного суда РБ от 21 декабря 2011 года по делу была назначена комиссионная техническая экспертиза.

Из представленного в материалы дела заключения экспертизы ФУП Западно-Сибирского научно-исследовательского института геологии и геофизики (т.5 л.д.64-73) следует, что подэтап 22.1 на сумму 21 337,503 тыс. руб. не выполнен. Подэтап 22.2 на сумму 1 180,000 тыс.руб. приблизительно оценивается выполнение на 40%. Согласно выводов экспертов подэтап 22.3 на сумму 21 337,503 тыс. руб. формально признан выполненным, т.к. рассмотрение состоялось и протокол ЦКР Роснедр по УВС №4991 от 23.12.2010 утвержден.

Стоимость фактически выполненного объема работ ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» по подэтапу №22.2 Календарного плана к договору №БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.08 определена в размере 472 тыс. руб. 00 коп., включая НДС 18%.

Определением Арбитражного суда РБ от 10.08.2012 по делу была назначена дополнительная комиссионная техническая экспертиза, согласно которой подэтап 22.1 на сумму 21 337,503 тыс. руб. не выполнен.

Подэтап 22.2 на сумму 1 180,000 тыс. руб. оценивается выполненным на 40%.

Из заключения следует, что в связи с тем, что в подэтап 22.2 включены два вида работ: обучение специалистов ООО «Башгеопроект» передача лицензий на программное обеспечение, используемое при создании моделей неразделенных в денежном выражении между собой и принимая во внимание, что цена подэтапа является договорной у экспертов не было возможности выделить стоимость видов работ иначе, как выделив на каждый вид работ по 50 %. Учитывая что, по каждому виду работ имеются недостатки, которые состоят в следующем:

- по первому виду работ - обучение специалистов ООО «Башгеопроект» Сертификаты об обучении специалистов ООО "Башгеопроект" на экспертизу не представлены.

- по второму виду работ - передача лицензий на программное обеспечение, используемое при создании моделей:

- переданный сетевой ключ HASP (лицензия на МКТ-Офис и МКТ-симулятор) имел ограниченный срок действия, что подтверждается актом проверки от 08.12.2011;

- невозможен запуск на расчет 5 моделей по основному объекту разработки месторождения.

Каждый вид выполненных работ оценивается на 20%. Таким образом, все выполнение подэтапа 22.2 оценивается в 40%. !

При проведении дополнительной экспертизы экспертами сделан вывод о том, что Подэтап 22.3 на сумму 21 337,503 тыс. руб. (без учета НДС) -не выполнен, т.к. на стадии рассмотрения отчета о выполнении подэтапа выявлены многочисленные замечания к модели, которые до сих пор не сняты (Протокол ЦКР Роснедр по УВС № 4991 от 23.12.2010 г.). Технологические показатели разработки по пластам получены на основе статистических методов, а не с помощью корректных трехмерных цифровых фильтрационных моделей согласно отраслевого регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (РД 153-39.0-047-00) и не соответствует пунктам 12, 13, технического задания.

Согласно заключения дополнительной экспертизы недостатки выполненных работ являются существенными, не позволяющие использовать результат работ по назначению.

Экспертами выявлены следующие недостатки: расхождение в геологических запасах нефти по модели и Государственному балансу по ряду пластов более 35 %;несоответствие данных по добыче нефти и жидкости фактических и загруженных в модели; при адаптации модели не учтены новые технологии, применяемые на месторождении;расчет показателей рекомендуемого варианта разработки осуществлен без моделирования запланированных геолого-технических мероприятий и методов повышения нефтедобычи.

По мнению экспертов необходимо произвести уточнение геологических моделей по объектам в соответствии с: «Регламентом по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00) и Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяньгх месторождений (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. № 61); выполнить адаптацию моделей по объектам разработки месторождения в соответствии с: «Регламентом по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяньгх месторождений. РД 153-39.0-047-00) и Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. № 61); произвести расчеты технологических показателей разработки на прогнозный период на адаптированных моделях по объектам разработки.

Согласно заключения экспертов стоимость работ, необходимая для устранения выявленных недостатков выполненных работ по этапу №22 календарного плана к договору №БНФУу/8/858/08/СГТ от 03.06.08 составляет 43383,007 тысяч руб. 00 коп., включая НДС 18%.

Таким образом, из представленных суду доказательств следует, что подэтап 22.1 на сумму 21 337 503 руб. истцом не выполнен.

Ходатайство о назначении повторной экспертизы для определения объемов выполненных работ сторонами не заявлено.

Согласно обозначенного выше заключения экспертов подэтап 22.2 выполнен на сумму 472 000 руб. Выполнение этого подэтапа в полном объеме истцом не представлено.

Выполнение подэтапа 22.3 судом признается выполненным исходя из выводов, обозначенных в протоколе ЦКР Роснедр по УВС от 20 января 2011 года, которым согласована работа «Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения».

Выводы экспертов по этому подэтапу, изложенных при проведении дополнительной технической комиссионной экспертизы не могут быть положены в основу решения, поскольку экспертами дано лишь заключение по обозначенному выше протоколу ЦКР Роснедр по УВС.

Исковые требования ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» подлежат удовлетворению частично, в размере 21 809 503 руб. задолженности.

ОАО «АНК «Башнефть» заявлены встречные исковые требования к ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» о передаче гидродинамических моделей в форматах Tempest More с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе «Дополнение к проекту разработки Арланского нефтеного месторождения; передаче полного описания постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, в частности, методики переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; о передаче паспортов на гидродинамические модели, заполненные по принятому в ОАО «АНК «Башнефть» стандарту, передаче сетевой бесер лицензии на стимулятор МКТ офис сертификат соответствия на программу продукт для ЭВМ в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ; провести обучение специалистов ООО «БашНИПИнефть работе с программными продуктами МКТ и МКТофис по месту нахождения с обязательным проведением практических занятий.

Встречные исковые требования ОАО АНК «Башнефть» суд расценивает как обязание истца по первоначальному иску исполнить договорные обязательства.

В силу этого положения ст.724 ч.2 Гражданского кодекса РФ о сроке предъявления требований, связанных с недостатками выполненных работ применению не подлежат.

Согласно ст.65 Арбитражно-процессуального кодекса РФ каждое лицо, участвующее в деле должно доказать обстоятельства, на которые оно ссылается в обоснование своих доводов и возражений.

Доказательства надлежащего исполнения части договорных обязательств по 22 этапу суду не представлены.

Суд обязывает ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» передать истцу по встречному иску гидродинамические модели в форматах Tempest More с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе «Дополнение к проекту разработки Арланского нефтеного месторождения; передать полное описание постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, в частности, методики переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; передать паспорта на гидродинамические модели, заполненные по принятому в ОАО «АНК «Башнефть» стандарту, передать сетевой бесер лицензии на стимулятор МКТ офис сертификат соответствия на программу продукт для ЭВМ в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ.

Требования в части проведения обучения специалистов третьего лица не могут быть удовлетворены судом, поскольку ОАО АНК «Башнефть» требования в этой части не конкретизированы: не указано количество специалистов, подлежащих обучению, объем курса обучения.

В этой части встречные исковые требования не подлежат удовлетворению.

Согласно части 1 статьи 101 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации судебные расходы состоят из государственной пошлины и судебных издержек, связанных с рассмотрением дела арбитражным судом.

В соответствии со статьей 106 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации к судебным издержкам, связанным с рассмотрением дела в арбитражном суде, относятся денежные суммы, подлежащие выплате экспертам, свидетелям, переводчикам, расходы, связанные с проведением осмотра доказательств на месте, расходы на оплату услуг адвокатов и иных лиц, оказывающих юридическую помощь (представителей), расходы юридического лица на уведомление о корпоративном споре в случае, если федеральным законом предусмотрена обязанность такого уведомления, и другие расходы, понесенные лицами, участвующими в деле, в связи с рассмотрением дела в арбитражном суде.

Частью 6 ст. 110 Арбитражно-процессуального кодекса РФ предусмотрено, что неоплаченные или не полностью оплаченные расходы на проведение экспертизы подлежат взысканию в пользу эксперта или государственного судебно-экспертного учреждения с лиц, участвующих в деле, пропорционально размеру удовлетворенных исковых требований.

Согласно ходатайству ФГУП ЗапСибНИИГГ (л.д.9 т.7) расходы по проведению комиссионной технической экспертизы составили 296 971 руб.

Суд считает возможным возложить расходы на проведение комиссионной технической экспертизы на стороны пропорционально удовлетворенным требованиям по 148 485 руб. 50 коп.

В соответствии со ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по государственной пошлине возлагаются на стороны пропорционально удовлетворенным требованиям в размере, установленном ст. 333.21 Налогового кодекса Российской Федерации.

Руководствуясь статьями 110, 167-170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

РЕШИЛ:

Исковые требования ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» удовлетворить частично.

Взыскать с ОАО АНК «Башнефть» в пользу ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» стоимость выполненных работ в размере 21 809 503 руб., судебные расходы по госпошлине 99 460 руб., в остальной части иска отказать.

Встречные исковые требования ОАО «АНК «Башнефть» к ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» о передаче гидродинамических моделей в форматах Tempest More с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе «Дополнение к проекту разработки Арланского нефтеного месторождения; передаче полного описания постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, в частности, методики переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; о передаче паспортов на гидродинамические модели, заполненные по принятому в ОАО «АНК «Башнефть» стандарту, передаче сетевой бесер лицензии на стимулятор МКТ офис сертификат соответствия на программу продукт для ЭВМ в новой версии ч.61 с добавленными опциями удовлетворить.

Взыскать с ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» в пользу ОАО АНК «Башнефть» судебных расходов по госпошлине 3800 руб.

Взыскать с ОАО АНК «Башнефть», ООО «Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» в пользу ФГУКП «Западно-сибирский НИИГГ» судебные расходы по экспертизе по 148 485 руб. 50 коп.

Исполнительные листы выдать после вступления решения в законную силу.

Решение может быть обжаловано в Восемнадцатый арбитражный апелляционный суд в течение месяца со дня принятия решения (изготовления его в полном объеме) через Арбитражный суд Республики Башкортостан.

Информацию о времени, месте и результатах рассмотрения апелляционной жалобы можно получить на Интернет-сайте Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда www.18aas.arbitr.ru.

Судья И.Р.Юсеева

____________________________

Информацию о движении дела можно получить на официальном сайте Арбитражного суда Республики Башкортостан в сети Интернет по веб-адресу: http//www.ufa.arbitr.ru/