Гражданский кодекс часть 1

Общество с ограниченной ответственностью "Аврора" (далее - истец) обратилось в Арбитражный суд Самарской области с иском к Обществу с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" (далее - ответчик) о взыскании 3 197 787,15 руб., в том числе 3 045 511,56 руб. задолженности по договору № ДЗ-01/16 от 14.10.2016 и 152 275,59 руб. пени, а также 38 989,00 руб. расходов по оплате государственной пошлины.

До рассмотрения спора по существу ответчиком предъявлено встречное исковое заявление о взыскании убытков в размере 15 908 308,64 рублей.

Определением от 16.07.2018 встречное исковое заявление Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" к производству для рассмотрения совместно с первоначальным иском.

Также Общество с ограниченной ответственностью "Аврора" обратилось в Арбитражный суд Самарской области с иском к Обществу с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" о взыскании 9 410 583 руб. 82 коп., в том числе: 8 982 764 руб. 16 коп. основной долг, 427 819 руб. 66 коп. пени на основании договора от 14.10.2016 № ДЗ-01/16.

Определением суда от 04.07.2018 исковое заявление принято к производству, делу присвоен номер А55-17957/2018.

Определением суда от 30.07.2018 по делу № А55-17957/2018 в одно производство для совместного рассмотрения объединены дела № А55-17957/2018 и № А55-13800/2018. Объединенному делу присвоен номер А55-13800/2018.

Определением от 17.08.2018 суд привлек к участию в деле в качестве третьего лица, не заявляющего самостоятельных требований относительно предмета спора, Акционерное общество «Самаранефтегаз».

Определением суда от 17.08.2018 к участию в деле в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требований относительно предмета спора, привлечены Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Бурение" и Общество с ограниченной ответственностью "РН-Бурение".

Также Общество с ограниченной ответственностью "Аврора" обратилось в суд с иском к Обществу с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" о взыскании 5 305 582 руб. 08 коп. долга по договору от 14.10.2016 № ДЗ-01/16 (по оплате услуг, оказанных согласно спецификациям к договору №№ 10,12, 14, 15).

Определением суда от 09.10.2018 исковое заявление принято к производству, делу присвоен номер А55-28460/2018.

Определением суда от 08.11.2018 по делу № А55-28460/2018 в одно производство для совместного рассмотрения объединены дела № А55-28460/2018 и № А55-13800/2018. Объединенному делу присвоен номер А55-13800/2018.

Определением от 16.11.2018 по делу назначена судебная строительно-техническая экспертиза, проведение которой поручено ФИО5, ФИО6 и ФИО7 - экспертам Акционерного общества "Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности". Производство по делу приостановлено.

От Акционерного общества "Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности" поступило экспертное заключение, в связи с чем, на основании ст. 146 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации суд протокольным определением от 06.03.2019 возобновил производство по делу № А55-13800/2018.

Рассмотрев первоначально заявленное исковое требование о взыскании 3 197 787,15 руб., в том числе 3 045 511,56 руб. задолженности по договору № ДЗ-01/16 от 14.10.2016 и 152 275,59 руб. пени, а также 38 989,00 руб. расходов по оплате государственной пошлины, суд считает его подлежащим удовлетворению.

Как следует из материалов дела, 14.10.2016 между сторонами был заключен договор на выполнение инженерно-технологического сопровождения работ по спуску колонн с предоставлением оборудования N ДЗ-01/16 (далее Договор).

В соответствии с п. 1.1. Договора Заказчик поручает, а Исполнитель принимает на себя оказание услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с поставкой оборудования, выполняемых в соответствии с индивидуальной программой на спуск технологической оснастки и комплексов технических средств для крепления скважин.

В соответствии с п. 4.1. Договора Условия и порядок оплаты услуг и технологической оснастки определяются сторонами согласно спецификаций к настоящему договору.

В соответствии с п. 4.2. Договора Работа считается принятой Заказчиком после подписания двухстороннего Акта приема-передачи оказанных услуг.

В соответствии с п. 4.3. Договора Оплата полученного оборудования, выполненных работ (оказанных услуг) осуществляется Заказчиком на основании оригиналов следующих документов: а) Спецификация; Ь) Счет-фактура; с) Акт приема-передачи оказанных услуг.

В соответствии с п. 11.2. Договора в редакции протокола разногласий от 22.11.2016 г. Работы по инженерно-технологическому сопровождению по спуску колонн с предоставлением оборудования считаются выполненными Исполнителем со дня подписания сторонами технического акта выполненных работ.

14.12.2016 г. Истец и Ответчик подписали Спецификацию №3 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации №3 условия оплаты: 100% в течение 90 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 3 Истец надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним Актом сдачи-приемки работ от 02.05.2017 г., а также техническим актом выполненных работ от 19.12.2016 г.

Соответственно, крайний срок оплаты оказанных услуг согласно Спецификации № 3 -30.07.2017.

29.12.2016 г. Истец и Ответчик подписали Спецификацию № 4 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 4 условия оплаты: 100% в течение 90 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 4 Истец надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним Актом сдачи-приемки работ от 03.07.2017 г., а также техническим актом выполненных работ от 27.02.2017.

Соответственно, крайний срок оплаты оказанных услуг согласно Спецификации № 4 -30.09.2017.

15.02.2017 г. Истец и Ответчик подписали Спецификацию №6 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС. 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 6 условия оплаты: 100% в течение 90 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта), на основании Спецификации №6 Истец надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним Актом сдачи-приемки работ от 19.06.2017 г., а также техническим актом выполненных работ от 31.12.2016.

Соответственно, крайний срок оплаты оказанных услуг согласно Спецификации № 6 -16.09.2017.

В нарушение условий Договора Ответчиком до настоящего времени не произведена оплата оказанных Истцом услуг на общую сумму 3 045 511,56 руб. (1 015 170,52 руб. + 1 015 170,52 руб. + 1 015 170,52 руб.).

Истец просит взыскать с ответчика в судебном порядке стоимость принятых ответчиком, но не оплаченных работ.

В соответствии со ст.ст. 307, 309 Гражданского кодекса Российской Федерации в силу обязательств одно лицо (должник) обязано совершить в пользу другого лица (кредитора) определенные действия, а кредитор имеет право требовать от должника исполнения его обязанности. 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 или иными обычно предъявляемыми требованиями.

В соответствии со ст. 310 Гражданского кодекса Российской Федерации односторонний отказ от исполнения обязательства не допускается за исключением случаев, предусмотренных законом.

Ответчик факт выполнения работ не оспорил, доказательств оплаты долга не представил.

В силу части 3.1статьи 70 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерациине оспоренные ответчиком обстоятельства, на которые сослался истец в обоснование своих требований, считаются ответчиком признанными.

С учетом изложенного, требование истца о взыскании с ответчика основного долга суд признает обоснованным и подлежащим удовлетворению.

Кроме того, как указывалось выше со ссылками на спецификации, ответчик нарушил срок оплаты работ.

В соответствии с п. 6.1. Договора за просрочку оплаты услуг и оборудования, Исполнитель вправе предъявить Заказчику пеню в размере 0,1 %, но не более 5% от суммы просроченного платежа, за каждый день просрочки.

В соответствии со ст.330 ГК РФ неустойкой (штрафом, пеней) признается определенная законом или договором денежная сумма, которую должник обязан уплатить кредитору в случае неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательства, в частности в случае просрочки исполнения. По требованию об уплате неустойки кредитор не обязан доказывать причинение ему убытков.

Истец произвел расчет неустойки за период с дат просрочки по каждой спецификации по 19.03.2018, в размере 152 275,59 рублей, с учетом предусмотренного договором 5% ограничения неустойки.

Ответчик в данной части иск не признал - сославшись на п.4.6 договора, согласно которому, при наличии неоплаченных пени, штрафов, не возмещенных убытков и т.п. по претензиям, выставленным Заказчиком Исполнителю, а также при наличии просроченной задолженности Исполнителя перед Заказчиком, в том числе по иным договорам, срок оплаты по настоящему договору продлевается на период просрочки исполнителя обязательств Исполнителя по оплате такой задолженности и до урегулирования спора по соответствующей претензии Заказчика.

Исходя из условий договора, стороны действительно согласовали продление срока оплаты при наличии неурегулированных претензий.

Суд предложил ответчику представить доказательства наличия таковых претензий, истец представил суду претензию от 25.01.2018, полученную истцом 02.02.2018 с требованием об уплате убытков полученных ответчиком в следствие ненадлежащего исполнения ответчиком договора, данное требование рассматривается во встречном иске, и до вынесения решения по настоящему делу не урегулировано сторонами. Более ранних, неурегулированных претензий ответчик суду не представил.

Как будет указано ниже, суд признает обоснованным встречное требование ответчика о взыскании убытков, и обоснованность позиции ответчика о приостановке расчетов, до разрешения спора по убыткам между сторонами. Но по смыслу договора, приостановка начинает действовать с момента выставления таковой претензии, а она фактически выставлена истцу 02.02.2018. То есть, до 02.02.2018 оснований для приостановления расчетов у ответчика не было. Суд полагает обоснованной заявленную истцом просрочку исполнения обязательств ответчика по оплате выполненных истцом работ по 02.02.2018 включительно. Суд пересчитал размер неустойки за период по 02.02.2018. С учетом 5% процентного ограничения неустойки по договору, изменение периода расчета, на размер обоснованной неустойки не повлияло, он также составил 152 275,59 рублей.

Таким образом, данное исковое требование подлежит удовлетворению в полном объеме.

Как следует из материалов дела, платежным поручением от 16.05.2018 №938, истец оплатил госпошлину за рассмотрение настоящего иска в размере 38 989,00 рублей. Расходы по оплате государственной пошлине в соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации подлежат отнесению на ответчика.

Рассмотрев заявленное исковое требование Общество с ограниченной ответственностью "Аврора" о взыскании 9 410 583 руб. 82 коп., в том числе: 8 982 764 руб. 16 коп. основной долг, 427 819 руб. 66 коп. неустойки, суд считает его подлежащим удовлетворению частично.

Требование истца базируется на том же договоре № ДЗ-01/16 от 14.10.2016, на тех же его условиях, что и указаны выше.

22.02.2018 истцом направлены, а Ответчиком были получены акты сдачи-приемки работ и счета фактуры для оплаты по Договору на общую сумму 8 982 764,16 руб., что подтверждается сопроводительным письмом от 22.02.2018.

27.01.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 5 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексомтехнических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 5 условия оплаты: 100% в течение 90 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 5 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 02.02.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 015 170,52 руб. согласно Спецификации № 5 - 23.05.2018 (90 календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

28.04.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 7 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 7 условия оплаты: 100% в течение 60 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 7 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 01.05.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 015 170,52 руб. согласно Спецификации № 7 - 23.04.2018 (60 календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

29.04.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 8 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 8 условия оплаты: 100% в течение 60 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 8 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 02.05.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 015 170,52 руб. согласно Спецификации № 8 - 23.04.2018 (60 календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

10.05.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 9 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 557 970,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 9 условия оплаты: 100% в течение 60 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 9 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 557 970,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 17.05.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 557 970,52 руб. согласно Спецификации № 9 - 23.04.2018 (60 календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

16.06.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 11 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 11 условия оплаты: 100% в течение 60 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 11 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 21.06.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 015 170,52руб. согласно Спецификации № 11 - 23.04.2018 (60 календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

20.09.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 16 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 174 470,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 16 условия оплаты: 100% в течение 45 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 16 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 174 470,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 28.09.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 174 470,52руб. согласно Спецификации № 16 - 08.04.2018 (45календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

04.09.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 17 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 17 условия оплаты: 100% в течение 45 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 17 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 05.10.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 015 170,52руб. согласно Спецификации № 17 - 08.04.2018 (45календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

29.09.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 18 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 174 470,52 руб., включая НДС 18%.

Согласно п. 2 Спецификации № 18 условия оплаты: 100% в течение 45 календарных дней с момента подписания Сторонами акта выполненных работ (финансового акта).

На основании Спецификации № 18 Исполнитель надлежащим образом оказал услуги на общую сумму 1 174 470,52 руб., включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 05.10.2017.

Крайний срок оплаты оказанных услуг на сумму 1 174 470,52руб. согласно Спецификации № 18 - 08.04.2018 (45календарных дней с момента получения финансового акта-22.02.2018).

Итого истцом оказано, ответчиком принято, но не оплачено услуг на общую сумму 8 982 764,16 руб. (1 015 170,52 руб. + 1 015 170,52 руб. + 1 015 170,52 руб. + 1 557 970,52 руб. + 1 015 170,52 руб. + 1 174 470,52 руб. + 1 015 170,52 руб. + 1 174 470,52 руб.).

Истец просит взыскать с ответчика в судебном порядке стоимость принятых ответчиком, но не оплаченных работ.

Ответчик факт выполнения работ не оспорил, доказательств оплаты долга не представил.

Кроме того, как указывалось выше со ссылками на спецификации, ответчик нарушил срок оплаты работ.

Срок оплаты работ по каждой из спецификации указан выше.

Истец произвел расчет неустойки за период с дат просрочки по каждой спецификации по 20.06.2018, в размере 427 819,60 рублей, с учетом предусмотренного договором 5% ограничения неустойки.

Ответчик в данной части иск не признал по тем же основаниям, сославшись на п.4.6 договора, согласно которому, при наличии неоплаченных пени, штрафов, не возмещенных убытков и т.п. по претензиям, выставленным Заказчиком Исполнителю, а также при наличии просроченной задолженности Исполнителя перед Заказчиком, в том числе по иным договорам, срок оплаты по настоящему договору продлевается на период просрочки исполнителя обязательств Исполнителя по оплате такой задолженности и до урегулирования спора по соответствующей претензии Заказчика.

То есть данный довод ответчика аналогичен доводу рассмотренному судом по предыдущему иску. Суд дал оценку доводу выше. Как уже указал суд, у ответчика имелись основания для приостановки расчетов по договору со 02.02.2018 до рассмотрения встречного иска по настоящему делу. И по настоящему иску срок оплаты, по всем спецификациям наступил не ранее 22.02.2018, как указывалось выше. То есть с учетом обоснованной ответчиком приостановки расчетов со 02.02.2018 основания для взыскания неустойки с ответчика по долгу рассматриваемому по второму иску не имеются.

В данной части иска (по неустойке) следует отказать.

Как следует из материалов дела, платежным поручением от 20.06.2018 №1208, истец оплатил госпошлину за рассмотрение настоящего иска в размере 70 053,00 рублей. Расходы по оплате государственной пошлине в соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации подлежат отнесению на ответчика пропорционально размеру удовлетворенного требования. На ответчика подлежит отнесению госпошлина в размере 66 868,28 рублей (70 053,00 * 8 982 764,16 / 9 410 583,82).

Рассмотрев заявленное исковое требование Общество с ограниченной ответственностью "Аврора" о взыскании 5 305 582 руб. 08 коп. долга по договору от 14.10.2016 № ДЗ-01/16 (по оплате услуг, оказанных согласно спецификациям к договору №№ 10, 12, 14, 15), а также встречное исковое требование Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" о взыскании убытков в размере 15 908 308,64 рублей, суд считает встречное подлежащим удовлетворению, в иске Обществу с ограниченной ответственностью "Аврора" необходимым отказать, по следующим основаниям.

Требование истца базируется на том же договоре № ДЗ-01/16 от 14.10.2016, на тех же его условиях, что и указаны выше.

21.08.2018 истцом направлены, а Ответчиком были получены акты сдачи-приемки работ и счета фактуры для оплаты по Договору на общую сумму 5 305 582.08 рублей что подтверждается сопроводительным письмом исх. № ДО-238 от 20.08.2018.

05.06.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 10 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 557 970,52 руб., включая НДС 18%.

На основании Спецификации № 10 Исполнитель оказал услуги на общую сумму 1 557 970,52 рублей включая НДС 18%, что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 11.06.2017.

Оказанные услуги на сумму 1 557 970,52 руб. согласно Спецификации № 10 до настоящего времени не оплачены.

15.08.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 12 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 557 970,52 рублей, включая НДС 18%.

На основании Спецификации № 12 Исполнитель оказал услуги на общую сумму 1 557 970,52 рублей включая НДС 18%. что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 20.08.2017.

Оказанные услуги на сумму 1 557 970,52 рублей согласно Спецификации № 12 до настоящего времени не оплачены.

04.09.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 14 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 015 170,52 рублей, включая НДС 18%.

На основании Спецификации № 14 Исполнитель оказал услуги на общую сумму 1 015 170,52 руб., включая НДС 18%. что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 18.09.2017.

Оказанные услуги на сумму 1 015 170,52 руб. согласно Спецификации № 14 до настоящего времени не оплачены.

20.09.2017 Заказчик и Исполнитель подписали Спецификацию № 15 к Договору, в которой согласовали объем услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с комплексом технических средств для крепления эксплуатационных колонн на общую сумму 1 174 470,52 рублей, включая НДС 18%.

На основании Спецификации № 15 Исполнитель оказал услуги на общую сумму 1 174 470,52 рублей включая НДС 18% что подтверждается двусторонним техническим актом выполненных работ от 23.09.2017.

Оказанные услуги на сумму 1 174 470,52 рублей согласно Спецификации № 15 до настоящего времени не оплачены.

Истец просит взыскать с ответчика в судебном порядке стоимость указанных выполненных истцом, но не оплаченных ответчиком работ.

Ответчик исковые требования не признал, акты выполненных работ не подписал.

Ответчик не отрицает самого факта выполнения работ, но считает, что работы выполнены некачественно, не надлежащим образом, не несут для ответчика какой – либо потребительской ценности, по итогам выполнения истцом указанных работ ответчик понес убыток.

В соответствии с пунктом 1.1 Договора Ответчик (Заказчик) поручает, а Истец (Исполнитель) принимает на себя оказание услуг по инженерно-технологическому сопровождению работ с поставкой оборудования, выполняемых в соответствии с Индивидуальной программой на спуск технологической оснастки и комплексов технических средств для крепления скважин (далее Индивидуальная программа), согласованной Сторонами в соответствии с пунктом 1.6 настоящею Договора.

Инженерно-технологическое сопровождение включает в себя:

а) предоставление технологической оснастки на базу Заказчика в г. Отрадный;

б) подготовку рекомендаций по цементированию обсадной колонны;

в) согласование рекомендаций и плана работ на спуск обсадной колонны:

г) контроль и рекомендации по установке и настройке собственного оборудования на буровой, контроль за «моментом» свинчивания резьбовых соединений предоставляемого оборудования:

д) инженерное сопровождение предоставляемого Заказчику собственного оборудования, включает настройку оборудования и активацию в процессе цементирования.

Работы выполняются Исполнителем с использованием комплекса технических средств для крепления скважин, перечень которых приведен в приложении № 1 к настоящему Договору.

Согласно пункту 1.4 Договора Исполнитель обязуется обеспечить подбор, предоставление и сборку всех необходимых для закачивания скважин комплексов, включая башмак эксплуатационной колонны, муфту для обсадных колонн (ЦКОД). центраторы пружинные и полужесткие, турбулизаторы. заколонные пакеры и муфты ступенчатого цементирования (далее - МСЦ) (далее по тексту договора - Оборудование), согласно индивидуальных программ на спуск и цементирование колонны.

Согласно пункту 1.5 Договора (в редакции Протокола разногласий) Гарантийный срок на Оборудование, его комплектующие и результат выполненных работ по настоящему Договору составляет 12 месяцев.

В соответствии с абзацем вторым пункта 2.5 (введенным протоколом разногласий), отклонения в работе Оборудования Исполнителя, такие как не закрытие МСЦ. срабатывание в нештатном режиме, преждевременное открытие циркуляционных окон, несоответствие внутреннего проходного диаметра, скрытые недостатки, оставление сверхнормативного цементного стакана над продавочной верхней и нижней пробкой (10 и более метров), подтвержденные геофизическими исследованиями и(или) актом расследования инцидента Недропользователя и/или актом на цементирование, составленном в трехстороннем порядке представителями Исполнителя, Заказчика и Недропользователя и/или комиссионным актом Сторон, техническим актом Сторон и/или заключением независимой экспертизы, признаются неустранимыми недостатками.

Как указывалось выше, на основании Спецификации №10 истец выполнил работы на скважине № 136 Западно-Коммунарского месторождения

По результатам геофизического исследования скважины (ГИС) при свабировании во время освоения скважины 17.07.2017 была выявлена негерметичность эксплуатационной колонны (168 мм). По данным ГИС и других исследований иегерметичность колонны определена в интервале установки пакера ПГП AVRORA 550-168-RRR;L80 (2298-2300м.), изготовленного и предоставленного истцом.

Не получив от истца акт расследования инцидента, представление которого предусмотрено пунктом 2.5 Договора, письмом от 21.08.2017 № 08212017/01, направленным в ООО «Аврора» по электронной почте 21.08.2017. ООО «СКС-Технологии» затребовало от ООО «Аврора» пояснения по данному инциденту. ООО «Аврора» на письмо не ответило, акт расследования инцидента и протокол технического совещания специалистов Исполнителя с указанием причин отклонений и мероприятиями по недопущению в дальнейшем выявленных отклонений, предусмотренные пунктом 2.5 Договора не представило.

Письмом от 25.09.2017 № 09252017/01, направленным в ООО «Аврора» по электронной почте 25.09.2017, ООО «СКС-Технологии» предложило ООО «Аврора» принять участие в работе комиссии АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» по расследованию инцидента.

Актом технического расследования инцидента при строительстве скважины № 136 Западно Коммунарского месторождения, составленным АО «САМАРАНАФТЕГАЗ» с участием представителей ООО «СКС-Технологии» установлено, что причиной инцидента явилась негерметичность пакера ПГПAVRORA 550-168-RRR-L80 произведенного и предоставленного Ответчиком по Договору (стр. 14 Приложений).

Согласно реестру спущенных труб (стр.77 Приложений) и заключениям АО «Башнефтегеофизика» о техническом состоянии скважины от 17.07.2017 (стр. 82 и стр. 89 Приложений). 02.08.2017 (стр. 95 Приложений), 17.08.2017 (стр. 98 Приложений) нарушение герметичности колонны отмечается в интервале места установки пакера AVRORA 550-168-RRR-L80 производства ООО «Аврора».

В ходе технического расследования инцидента комиссией установлено, что факторами, повлиявшими на возникновение инцидента, являются:

а) преждевременная активация пакера; что подтверждается актом об инженерном сопровождении муфты ступенчатого цементирования AVRORA 520-168-ОТГМ-1,80 и пакера AVRORA 550-168-RRR-L80 производства ООО «Аврора» при креплении скважины № 136 Западно-Коммунарского месторождения АО «Самаранефтегаз» эксплуатационной колонной диаметром 168,3мм от 11.06.2017 (стр. 63 Приложений), составленным с участием представителя ООО «Аврора»;

б) ненадлежащее качество предоставленного ООО «Аврора» пакера гидравлического AVRORA 550-168-RRR-L80;

в) скрытый заводской дефект пакера гидравлического AVRORA 550-168-RRR-L80.

Виновником инцидента согласно указанному акту признано ООО «СКС-Тсхнодогии».

Выводы о причине и факторах инцидента подтверждаются заключениями АО «Башнефтегеофизика» о техсостоянии скважины от 17.07.2017, 02.08.2017, 17.08.2017, а также иными документами и данными объективного учета и контроля технологических операций, перечисленными в приложении к акту расследования.

Как указал ответчик, и не отрицало третье лицо - АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ», в связи с негерметичностью пакера AVRORA 550-168-RRR-L80, третье лицо - АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» понесло убытки, связанные с необходимостью выполнения незапланированных ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ликвидации интервала, негерметичности пакера AVRORA 550-168-RRR-L80 в скважине № 136 Западно-Коммунарского месторождения, в размере 18 635 227,01 рублей, включая НДС. Данную сумму АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» предъявило ООО «СКС-Технологии» претензией от 22.01.2018 № СНГ-01/10-09-0122.

Кроме того, как указывалось выше, на основании Спецификации №12 истец выполнил работы на скважине №408Дмитриевского месторождения.

Работа по цементированию эксплуатационной колонны выполнена своевременно и без замечаний, о чем свидетельствует составленный с участием компетентного представителя ООО «Аврора» акт об инженерном сопровождении .муфты ступенчатого цементирования при креплении скважины № 408 Дмитриевского месторождения АО «Самаранефтегаз» эксплуатационной колонной диаметром 168.3мм от 20.08.2017.

По результатам геофизического исследования скважины (ГИС) при свабировании во время освоения скважины 22.09.2017 была выявлена негерметичность эксплуатационной колонны (168 мм). По данным ГИС негерметичиость колонны определена в интервале установки МСЦ AVRORA 520-168-OTTM-L80 (1752.4-1753,9 м) изготовленного и предоставленного Ответчиком.

Не получив от истца акт расследования инцидента, представление которого предусмотрено пунктом 2,5 Договора, письмом от 21.08.2017 № 08212017/01, направленным в ООО «Аврора» по электронной почте 21.08.2017 ООО «СКС-Технологии» затребовало от ООО «Аврора» пояснения по данному инциденту. ООО «Аврора» на письмо не ответила, акт расследования инцидента и протокол технического совещания специалистов Исполнителя с указанием причин отклонений и мероприятиями по недопущению в дальнейшем выявленных отклонений, предусмотренные пунктом 2.5 Договора, не представила.

Письмом от 10.10.2017 № 25102017/02, направленным в ООО «Аврора» по электронной поте 10.10.2017 ООО «СКС-Технологии» предложило ООО «Аврора» принять участие в работе комиссии АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» по расследованию инцидента. ООО «Аврора» данное предложение проигнорировало.

Актом технического расследования инцидента при строительстве скважины № 408 Дмитриевского месторождения, составленным АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» с участием представителей ООО «СКС-Технологии», установлено, что причинами инцидента явились:

а) негерметичность интервала установки муфты ступенчатого цементирования МСЦ-168 AVRORA 550-168-OTTM-L80 производства ООО «Аврора»;

б) геологическое осложнение, поглощение жидкости, при спуске и цементировании эксплуатационной колонны, в результате чего инициация муфты ступенчатого цементирования и пакера проводились в осложненных условиях.

В ходе технического расследования инцидента комиссией установлено, что одним из факторов, повлиявшим на возникновение инцидента, является скрытый или необнаруженный при визуальном осмотре брак деталей МСЦ.

Виновником инцидента согласно указанному акту признано ООО «СКС-Технологии».

Выводы о причине и факторах инцидента подтверждаются заключением ООО «СамараНИПИнефть» от 22.09.2017 заключением ПАО «САМАРАНЕФТЕГЕОФИЗИКА» по определению технического-состояния, профиля притока, источника обводнения при свабироваиии от 08.10.2017, а также иными документами и данными объективного учета и контроля технологических операций, перечисленными в приложении к акту расследования.

В связи с негерметичностью МСЦ-168 AVRORA 520-168-OTTM-L80 производства ООО «Аврора» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» понесло убытки, связанные с необходимостью выполнения незапланированных ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ликвидации интервала негерметичности МСЦ-168 AVRORA 550-168-OTTM-L80 на скважине № 408 Дмитриевского месторождения в размере 4 410 188,27 рублей с НДС из которых 50% в сумме 2 205 094,14 рубля с НДС АО «САМАРАНБФТЕГАЗ» предъявило ООО «СКС-Технологии» претензией от 22.01.2018 № СНГ-01/10-09-0123.

Кроме того, как указывалось выше, на основании Спецификации №14 истец выполнил работы на скважине №526 Ветлянского месторождения.

По результатам геофизического исследования скважины (ГИС) при свабироваиии 19.10.2017 во время освоения скважины была выявлена негерметичность эксплуатационной колонны (168 мм). По данным ГИС негерметичпость колонны определена в интервале установки МСЦ AVRORA 520-168-OTTM-L80 (271 1.3-2712.5м.), изготовленного и представленного истцом.

Не получив от истца акт расследования инцидента, представление которого предусмотрено пунктом 2.5 Договора, письмом от 20.10.2017 №10202017/01, направленным в ООО «Аврора» по электронной почте20.10.2017, ООО «СКС-Технологии» затребовало от ООО «Аврора» пояснения по данному инциденту. ООО «Аврора» на письмо ООО «СКС-Технологии» от 20.10.2017 № 10202017/01 представило формальный ответ не по существу, акт расследования инцидента и протокол технического совещания специалистов Исполнителя с указанием причин отклонений и мероприятиями по недопущению в дальнейшем выявленных отклонений, предусмотренные пунктом 2.5 Договора не представила.

Письмом от 10.10.2017 № 25102017/02 направленным в ООО «Аврора» по электронной почте 10.10.2017 ООО «СКС-Технологии» предложило ООО «Аврора» принять участие в работе комиссии АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» по расследованию инцидента. ООО «Аврора» данное предложение проигнорировало.

Актом технического расследования инцидента при строительстве скважины № 526 Ветлянского месторождения, составленным АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» с участием представителей ООО «СКС-Технологии», установлено, что причиной инцидента явилась негерметичность муфты ступенчатого цементирования МСЦ-168 производства ООО «Аврора» AVRORA 520-168-OTTM-L80. В ходе технического расследования инцидента комиссией установлено, что факторами, повлиявшими на возникновение инцидента, являются:

а) ненадлежащее качество предоставленного оборудования, в т.ч. МСЦ-168 производства ООО «Аврора» AVRORA 520-168-ОTTМ-L80;

б) скрытый заводской дефект или брак в конструкции оборудования, который не был обнаружен при визуальном осмотре МСЦ-168 до спуска в скважину.

Виновником инцидента согласно указанному акту признано ООО «СКС-Технологии».

Выводы о причине и факторах инцидента подтверждаются Актом об инженерном сопровождении муфты ступенчатого цементирования AVRORA 520-168-OTTM-L80 производства ООО «Аврора» при креплении скважины № 526 Ветлянского месторождения АО «Самаранефтегаз» эксплуатационной колонной 168.3 мм от 18.09.2017 и актом разбуривания МСЦ от 08.10.2017 которыми установлена глубина установки МСЦ в интервале 2710. 61 -2711.1 м., заключением АО «Башнефтегеофизика» от 19.10.2017, а также иными документами и данными объективного учета и контроля технологических операций, перечисленными в приложении к акту расследования.

В связи с негерметичностью МСЦ-168 AVRORA 520-I68-OTTM-L80 производства ООО «Аврора» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» понесло убытки, связанные с необходимостью выполнения незапланированных ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ликвидации интервала негерметичности МСЦ-168 AVRORA 520-16R-OTTM-L80 на скважине № 526 Ветлянского месторождения в размере 5 725 951,28 рубль которые АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» предъявило ООО «СКС-Технологии» претензией от 22.01.2018 № СНГ-01/10-09-0123.

Кроме того, как указывалось выше, на основании Спецификации №15 истец выполнил работы на скважине №208 Западно-Коммунарскогр месторождения.

По результатам геофизического исследования скважины (ГИС) при свабироваиии во время освоения скважины 18.10.2017 была выявлена негерметичность эксплуатационной колонны (168 мм). Поданным ГИС и других исследований пегерметичность колонны определена в интервале установки муфты ступенчатого цементирования AVRORA 520-168-OTTM-L80 (2238,6м.), изготовленной и предоставленной истцом. ООО «Аврора» акт расследования инцидента и протокол технического совещания специалистов Исполнителя с указанием причин отклонений и мероприятиями по недопущению в дальнейшем выявленных отклонений, предусмотренные пунктом 2.5 Договора не представила.

Письмом от 21.12.2017 № 12212017/02, направленным в ООО «Аврора» по электронной почте 21.12.2017. ООО «СКС-Технологии» предложило ООО «Аврора» принять участие в работе комиссии АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» по расследованию инцидента. ООО «Аврора» данное предложение проигнорировало.

Актом технического расследования инцидента при строительстве скважины № 208 Западно-Коммунарского месторождения, составленным АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» с участием представителей ответчика, установлено, что причиной инцидента явилась негерметичность муфты ступенчатого цементирования AVRORA 520-168-OTTM-L80 (нештатное закрытие МСЦ). В ходе технического расследования инцидента комиссией установлено, что факторами, повлиявшими на возникновение инцидента, являются:

а) ненадлежащее качество предоставленного оборудования, в т.ч. МСЦ-168 производства ООО «Аврора» AVRORA 520-168-OTTM-L80;

Выводы о причине и факторах инцидента подтверждаются актом об инженерном сопровождении муфты ступенчатого цементирования AVRORA 520-168-OTTM-L80 и пакера гидромеханического AVRORA 552-168-OTTM-L80 производства ООО «Аврора» при креплении скважины № 208 Западно-Коммунарского месторождения АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» эксплуатационной колонной диаметром 168.3 мм от 23.09.2017, составленным с участием компетентного представителя ООО «Аврора», в котором прямо указывается на негерметичность установленной в скважине МСЦ. заключениями ГИС АО «Башнефтсгеофизика» о техническом состоянии скважины при свабирований от 02.11.2017 и 05.11.2017, а также иными документами и данными объективного учета и контроля технологических операций, перечисленными в приложении к акту расследования.

Виновником инцидента согласно указанному акту признано ООО «СКС-Техпологий».

В связи с негерметичностью МСЦ-168 AVRORA 520-168-OTTM-L80 производства ООО «Аврора» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» понесло убытки, связанные с необходимостью выполнения незапланированных ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ликвидации интервала негерметичности МСЦ-168 AVRORA 520-168-OTTM-L80 в размере 4 044 140,00 рублей которые АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» предъявило ООО «СКС-Технологии» претензией от 22.01.2018 № СНГ-01/10-09-0123.

Как указал ответчик, поддержанный в данном вопросе третьим лицом, описанные выше недостатки в результатах работы истца на перечисленных скважинах по своему характеру являются неустранимыми. Скважины с указанными выше недостатками не может эксплуатироваться в соответствии с проектными показателями. Стороны Договора (п. 2.5) также определяют их как неустранимые. Принимая во внимание неустранимость при существующем уровне технологий перечисленных выше недостатков в результатах работы истца, единственно возможным способом приведения скважин в состояние, пригодное для дальнейшей эксплуатации, является ликвидация интервала негерметичности эксплуатационной колонны скважины. Соответственно, результаты работ Ответчика с описанными недостатками не представляют для АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» и соответственно ответчика какой-либо экономической ценности.

В силу абзаца второго пункта 2.1 /(оговора (введенного протоколом, разногласий), работы по инженерно-технологическому сопровождению но спуску колонн с предоставлением оборудования, выполненные Исполнителем с существенными и неустранимыми недостатками, такими как: образование сверхнормативного цементного стакана, не закрытие циркуляционных окон, не герметичность колонны, подтвержденные указанными в пункте 2.5 Договора документами, считаются выполненными Исполнителем некачественно. В этом случае Заказчик вправе отказаться от исполнения настоящего Договора и потребовать возмещения причиненных убытков.

В соответствии с абзацем вторым пункта 2.5 (введенным протоколом разногласий), отклонения в работе Оборудования Исполнителя, такие как не закрытие МСЦ. срабатывание в нештатном режиме, преждевременное открытие циркуляционных окон, несоответствие внутреннего проходного диаметра, скрытые недостатки, оставление сверхнормативного-цементного стакана над продавочной верхней и нижней пробкой (10 и более метров), подтвержденные геофизическими исследованиями и(или) актом расследования инцидента Недропользователя и/или актом на цементирование, составленном в трехстороннем порядке представителями Исполнителя, Заказчиками Недропользователя и/или комиссионным актом Сторон, техническим актом Сторон и/или заключением независимой экспертизы, признаются неустранимыми недостатками.

Ответчик считает, что выводы о причинах и факторах, способствующих возникновению вышеуказанных инцидентов, содержащиеся в актах расследований, прилагаемых к настоящей, претензии, полностью подтверждаются объективными данными и являются обоснованными.

Истец в свою очередь, выводы комиссии не признал, посчитал их субъективными, не соответствующим фактическим обстоятельствам произошедших на скважине инцидентов.

В виду наличия спора по выводам комиссии, по ходатайству сторон суд назначил судебную экспертизу.

Суд поручил проведение экспертизы ФИО5, ФИО6, ФИО7 экспертам АО "ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ,УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" г. Москва.

На разрешение экспертов суд поставил следующие вопросы:

1. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 136 Западно-Коммунарского месторождения и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ можно ли сделать выводы, указанные в акте технического расследования (п.5.1.-6.3.) в том числе о ненадлежащем качестве предоставленного оборудования ПГП 168 Аврора 550-68-RRR-L80 и его преждевременной активации?

Исходя из имеющихся в материалах дела документов можно ли установить точный интервал установки пакера?

В каком интервале был установлен пакер?

Явилось ли преждевременная активация пакера ПГП 168 Аврора 550-68-RRR-L80 причиной негерметичности эксплуатационной колонны в скважине в интервале установки пакера.

2. На основании вышеуказанных документов определить, были ли нарушения технологического цикла при разбуривании, в том числе превышении скорости разбуривания (обороты в минуту) при разбуривании МСЦ?

Какова вероятность того, что превышение скорости при разбуривании МСЦ приведет к негерметичности МСЦ с учетом того что аналогичные параметры скорости разбуривания на других скважинах не влияли на герметичность МСЦ?

3. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 408 Дмитриевского месторождения, и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить, что являлось причиной инцидента на скважине 408 Дмитриевского месторождения, а именно:

- геологические осложнения – горногеологические условия скважины – поглощения промывочной жидкости (полное поглощение при спуске ОК СГЛ 2493 метра);

- некачественность предоставленного оборудования муфты ступенчатого цементирования АВРОРА 520-168-ОТТМ-L80.

Могло ли к инциденту привести разбуривание МСЦ?

Если имели место все три либо какая то одна из причин определить степень влияния каждой причины на инцидент.

4. Возможно ли проведение работ по цементированию эксплуатационной колонны в том числе установка МСЦ при геологическом осложнении на скважине.

5. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 408 Дмитриевского месторождения, и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить могла ли быть герметичность колонны нарушена в результате повреждения муфты ступенчатого цементирования в процессе разбуривания, райбирования, и шаблонирования внутренней оснастки муфты.

6. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 526 Ветлянского месторождения и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить, являются ли причинами данного инцидента – ненадлежащее качество предоставленного оборудования, в том числе МСЦ-168 производства ООО «Аврора» AVRORA 520-168ОТТМ-L80.

7. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 526 Ветлянского месторождения, и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить могла ли быть герметичность колонны нарушена в результате повреждения муфты ступенчатого цементирования в процессе разбуривания, райбирования, и шаблонирования внутренней оснастки муфты.

8. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 208 Западно-Коммунарского месторождения и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить, являются ли причинами данного инцидента – ненадлежащее качество предоставленного оборудования, в том числе МСЦ-168 производства ООО «Аврора» AVRORA 520-168ОТТМ-L80

9. На основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 208 Западно-Коммунарского месторождения, и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить могла ли быть герметичность колонны нарушена в результате повреждения муфты ступенчатого цементирования в процессе разбуривания, райбирования, и шаблонирования внутренней оснастки муфты;

Можно ли установить точный интервал установки МСЦ в скважине?

В каком интервале был установлен МСЦ?

10. На основании документов, приложенных к актам расследования инцидента, при проведении работ на скважинах №№ 136, 208, 408, 526 и данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить, были ли нарушения правил проведения операция по свинчиванию резьбовых соединений эксплуатационных колонн.

11. Имели ли место нарушения рекомендаций завода-изготовителя, установленных в паспортах на оборудование ООО «Аврора», а также порядка и правил выполнения технологических операций, связанных с разбуриванием, райбированием, и шаблонированием оборудования ООО «Аврора» в эксплуатационных колоннах на скважинах №№ 136, 208, 408, 526?

Эксперты подготовили экспертное заключение, ответили на поставленные перед ними вопросы.

Эксперты считают, что вывод комиссии по расследованию причины инцидента в скважине № 136, представленный в п. 5.1. в общем виде правильный. Однако, экспертиза посчитала необходимым внести уточнения:

- согласно отчету от 10.06.2017 г. СКЦС SERVASJSASMAppendix 4.1 (1-ая ступень цементирования), начало процесса продавки цементного раствора осуществлялось при высоких значениях расхода, при подходе продавочной пробки к интервалу установки муфты ступенчатого цементирования и пакеру, подача постепенно была снижена. После сбивания пробкой защиты пакера от преждевременного срабатывания, зафиксирован резкий рост давления и в последующем при достижении примерно 220 ат. открылись цементировочные окна МСЦ.

Изучив представленные документы, эксперты полагают:

- переключатель командоаппарата пакера после его опрессовки (после сборки на заводе), либо после проверки работоспособности не был переведен в положение "открыто";

- вероятно, на заводе-изготовителе не проверив это, установили защиту от преждевременного срабатывания и подготовили пакер к отправке; - в процессе продавки, после сбивания пробкой защиты от преждевременногосрабатывания, продавочная жидкость частично стала поступать вподрукавную полость, постепенно перекрывая кольцевое пространство, что иобъясняет резкий рост давления;

- при достижении критического давления, произошёл порыв рукава пакера, затем открылись окна МСЦ, в связи с чем, переключатель не встал в положение "закрыто";

- сообщение затрубного пространства с внутритрубным происходит через негерметичность уплотнительного элемента пакера.

Эксперты полагают, что повреждение пакера не могло произойти вследствие влияния траектории ствола скважины или геологических особенностей строения скважины. Так, на интервале установки пакера ствол имеет максимальный зенитный угол, равный 16,74° при невысокой интенсивности искривления равной 0,46° на длине 10 метров. Отмеченный в акте расследования инцидента в скважине как скрытый дефект, который не был обнаружен при визуальном осмотре пакера до спуска в скважину по пункту 6.3, экспертиза относит к основным причинам инцидента.

По данным ГИС интервал установки пакера - 2298-2301,3 м. Глубина установки пакера в представленных документах не отмечена. Экспертиза искомую величину определила следующим образом. По паспортным данным длина пакера в рабочем положении равна 4,866 м.При известной глубине нижней отметки интервала установки 2301,3 м.находится глубина установки пакера 2296,43 м. (2301,3-4,866=2296,43 м.).

Эксперты считают, что преждевременная активация пакера, в результате которой не удалось перекрыть гидравлический канал связи внутренней полости эксплуатационной колонны от межколонного-затрубного пространства, явилась причиной негерметичности эксплуатационной колонны в интервале установки пакера.

При проведении работ в скважине скорость разбуривания не повлияла на герметичность МСЦ. Трехшарошечное долото, примененное в скважине, по принципу действия относится к инструменту дробяще-скалывающего действия, и чем выше скорость вращения долота, тем сильнее эффект дробления, ударного воздействия на МСЦ. Из-за скалывающего действия долота возможны подклинивания с последующим разрушением внутренних элементов МСЦ. Соответственно, необходимо выдерживать оптимальные достаточно высокие скорости вращения с целью исключения рисков заклиниваний долота объектом воздействия. По паспорту МСЦ при рабочем режиме число оборотов вращения долота, при разбуривании равно 60-80 об/мин, максимально допустимое равно 100 об/мин, фактически на скважине при применении 3-х шарошечного долота вместе с винтовым забойным двигателем число оборотов составляет 200 об/мин и более на холостом ходу.

Опираясь на паспортные данные, эксперты полагают, что превышение скорости разбуривания потенциально может привести к негерметичности МСЦ лишь при наличии иных факторов, оказывающих влияние на процесс разбуривания (например, траектория ствола скважины, используемое оборудование).

Общий вывод экспертов по скважине № 136 - вывод Комиссии по расследованию причин инцидента в скважине № 136, согласно которому ненадлежащее качество пакера ПГП Аврора 550-68-RRR-180 обусловлено наличием заводского дефекта, является, в целом, правильным.

Исследования по скважине № 408.

Исследуемая скважина находилась в осложненном состоянии до начала спуска и цементирования эксплуатационной колонны, что является нарушением требований Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (см. серия 08, выпуск 19. Москва ЗАО НТЦ ПБ 2014) п. 236 где отмечается "запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважинах, осложненных поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, обвалами, осыпями, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнения".

Однако, с учетом того, что в скважину спустили эксплуатационную колонну диаметром 168 мм в следствие чего, цементирование колонны стало необходимым и явилось необходимом техническим решением, Экспертиза считает правильным, что для достижения положительного результата при цементировании колонны в скважине № 408 предусмотрена установка МСЦ и ПГП внутри промежуточной (технической) обсадной колонны диаметром 245 мм. Это решение практически сводит до минимума влияние геологического осложнения на возникновение инцидента.

Скважина №408 после цементирования первой ступени находилась в осложненном состоянии, вызванном поглощением, с целью ликвидации данного осложнения через МСЦ происходили закачки кольматирующих составов в больших объемах, следует отметить, что в паспорте на оборудование нет ограничительных предупреждений по данным видам работ. Экспертиза считает, что причиной инцидента является ненадлежащее качество использованного оборудования - МСЦ. Основываясь на практическом опыте, экспертиза допускает, что большеобъемные прокачки различных химических составов могли повлечь негерметичность МСЦ, так как данные составы потенциально способны повлиять на качественную работу фиксирующего (запирающего) механизма, а при проведении работ по нормализации от механического воздействия на МСЦ данный механизм может перестать удерживать герметизирующие заслонки. Однако, принимая во внимание акт об инженерном сопровождении муфты ступенчатого цементирования от 20.08.2017, которым зафиксирована герметичность МСЦ после проведения описанных выше операций, следует признать, что больше-объемные прокачки химических составов не повлияли на работоспособность МСЦ.

Разбуривание МСЦ потенциально могло привести к инциденту, так как было допущено нарушение по скоростям вращения долота при воздействии на оборудование. Вместе с тем, эксперты считают необходимым отметить следующее. Спущенная в наклонно-направленную скважину, с определенной траекторией (направлением) по зенитному углу и азимуту, эксплуатационная колонна занимает положение, при котором ее ось совпадает с осью скважины. Точно такое же совпадение имеет место при расположениибурильного инструмента внутри эксплуатационной колоны при разбуривании МСЦ.Важнейшим фактором при этом является направление искривления - увеличение (набор), стабилизация, уменьшение (спад) зенитного угла той части ствола скважины, где установлена муфта. В скважине №408 Дмитриевского месторождения наблюдается совпадение осей компоновки низа бурильной колонны с осью обсадной колонны, разбуривание элементов муфты происходило в допустимом режиме, тем самым исключается действие результирующей силы от поперечной составляющей массы двигателя, продольной осевой нагрузки долота, соответственно, долото не прижималось к корпусу муфты и не подвергало его разрушению.

Выражая степень влияния приведенных причин на инцидент, эксперты представляют ее следующим образом.

- Геологическое осложнение - 25 %.

- Некачественность оборудования - МСЦ - 65 %.

- Разбуривание МСЦ - 10 %.

Проведение работ по цементированию эксплуатационной колонны, в том числе установка МСЦ при геологическом осложнении на скважине Возможно. С технической точки зрения геологическое осложнение в данной скважине не влияет на работу МСЦ, так как оборудование установлено в составе эксплуатационной колонны, а с внешней стороны защищено спущенной технической колонной диаметром 245 мм.

Эксперты считают, что разбуривание МСЦ могло повлиять на герметичность колонны, так как были нарушены скорости вращения долота, с вероятностью (степенью влияния) указанной в ответе на вопрос 3.4. Вероятность нарушения герметичности колонны в процессе райбирования экспертиза определяет как практически минимальную, так как, в процессе райбирования выполняется очистка муфты, трубы, для восстановления диаметра ствола. Райбирование выполняется "на весу" при минимальной по величине осевой нагрузке на райбер, на режиме 2-3-х кратного прохождения одного и того же интервала.

Эксперты считают, что при выполнении процесса шаблонирования нарушение герметичности исключается.

Экспертиза считает, что герметичность была нарушена в результате ненадлежащего качества МСЦ. Спущенная в скважину МСЦ не выдержала многократных механических нагрузок при нормализации МСЦ.

Общий вывод экспертов по скважине № 408.Эксперты отмечают, что геологическое осложнение (поглощения раствора) в данной скважине могло влиять на возникновение инцидента с степенью вероятности, равной 25 %, указанной в ответе на вопрос 3.4. Наиболее вероятной причиной негерметичности эксплуатационной колонны в интервале установки МСЦ является ненадлежащее качество использованного оборудования.

Процессы райбирования и шаблонирования внутренней полости муфты и пакера не повлияли на герметичность эксплуатационной колонны.

Исследования по скважине № 526.

Эксперты считают, что ненадлежащее качество муфты МСЦ-168 производства ООО "Аврора" является одной из основных причин инцидента, возникшего в скважине № 526. Ненадлежащее качество МСЦ выражается в том, что конструктивные параметры данного оборудования не соответствуют фактическим условиям применения. В общем виде указанное несоответствие сводится к сложностям практического обеспечения значительного числа ограничительных, запретительных требований при работе с муфтой. Так, например, в паспорте МСЦ отмечается: "не разбуривайте в автоматическом режиме" при этом определено: число оборотов вращения инструмента (долота, бурильной колонны) - 60-80 об/мин, максимально допускаемая величина скорости вращения - 100 об/мин. Однако, для разбуривания МСЦ в скв. № 526 было использовано 3-х шарошечное долото диаметром 142/142,9 мм в сочетании с винтовым забойным двигателем Д-105, режим работы которого является автоматическим, т. к. число оборотов вращения долота, величина крутящего момента двигателя зависят только от количества прокачиваемой жидкости (расхода, л/с), являющегося постоянной величиной для выбранного режима работы двигателя. Согласно технической характеристике Д-105, при расходе, равном 6,0*10 л/с, число оборотов вала двигателя и, соответственно, долота равно 155-230 об/мин, что значительно превышает величину, предусмотренную в паспорте МСЦ.

Скорость спуска обсадной колонны с установленной муфтой ограничена величиной не более 1 м/с; в процессе промывки давление не должно превышать более 70 % от давления открытия окон МСЦ; в течение всего времени разбуривания поддерживать величину крутящего момента в пределах 70 % от допустимой величины, равной 43 Н * м.

В паспорте МСЦ предусмотрено "при цементировании с использованием пробки "бомба" МСЦ должна быть установлена в участке с углом не более 30° до места установки. Эксперты подчеркивают, что превалирующим фактором, влияющим на устойчивую работу пробки "бомба", является величина интенсивности пространственного искривления - зенитного угла и азимута, траектории.

В паспорте МСЦ отмечается, что при работе с муфтой необходимо соблюдать требования "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Ростехнадзором России от 12.03.2013 г. № 101, где в п. 190 предусмотрено: "при разбуривании МСЦ следует применять гладкие неармированные УБТ, без центрирующих приспособлений; использовать долота без боковой армировки твердосплавными вставками, в случае возникновения посадок и затяжек проработки вести плоскодонным фрезером без боковой армировки".

Герметичность эксплуатационной колонны в результате повреждения муфты ступенчатого цементирования в процессе разбуривания, райбирования и шаблонирования внутренней оснастки муфты Потенциально могла быть нарушена. Однако, в рассматриваемом случае у экспертизы отсутствуют достаточные основания для подобных выводов. Исследуемая скважина является наклонно-направленной, со средней величиной зенитного угла на интервале 2704 м. (глубина установки МСЦ) равной 17,66°(направление искривления ствола скважины - азимут, в представленных документах не имеется). Известно, что эксплуатационная колонна, равно как и инструмент для разбуривания муфты, состоящий из НКТ диаметром 73 мм. в сочетании с долотом диаметром 142,0/142,9 мм.и винтовым забойным двигателем диаметром 105/106 мм. внутри эксплуатационной колонны, спущенные в наклонно-направленный ствол занимают положение нижней стенки ствола по его азимуту, под углом, равным полусумме диаметров долота и двигателя, поделенной на длину двигателя.

Важнейшим фактором при этом является направление искривления - увеличение (набор), стабилизация, уменьшение (спад) зенитного угла той части ствола скважины, где установлена муфта. В данной скважине наблюдается совпадение осей компоновки низа бурильной колонны с осью обсадной колонны, разбуривание элементов муфты происходило без смещения осей, тем самым исключается действие результирующей силы от поперечной составляющей массы двигателя, продольной осевой нагрузки долота, соответственно долото не прижималось к корпусу муфты и не подвергло его разрушению.

Эксперты обратили внимание на даты проведения работ по скважинам, на которых были выявлены негерметичности МСЦ - 18.08.2017, 18.09.2017 и 23.09.2017 г. Таким образом, наблюдается системное ненадлежащее качество указанного выше оборудования. Согласно сводной таблице режимов освоения скважин, в которых использовалось оборудование производства ООО «Аврора», из семнадцати МСЦ восемь были освоены ВЗД Д-106 и девять ВЗД Д-105. При этом, в условиях практически идентичных режимов освоения скважин только одна МСЦ оказалась негерметичной при освоении ВЗД Д-106 и две МСЦ - при освоении ВЗД Д-105. Данное обстоятельство свидетельствует о том, что тип ВЗД, используемого при разбуривании МСЦ и скорость разбуривания не оказывает влияния на негерметичность МСЦ.

Ввиду выше изложенного, эксперты считают, что процессы разбуривания, райбирования и шаблонирования внутренней оснастки муфты не могли повлиять на герметичность МСЦ.

Эксперты считают, что примененное оборудование, предоставленное компанией ООО «Аврора», имеет ряд конструктивных недостатков, выразившихся в ненадежности элементов герметизирующих устройствМСЦ, ПГП, а так же в недопустимо малых величинах допусков на технологические параметры режимов разбуривания отмеченного оборудования.

Общие вывод по скважине № 526.Эксперты отмечает, что ненадлежащее качество МСЦ-168 уводится к сложности практического обеспечения в скважинных условиях значительных ограничительных, запретительных требований по применению оборудования. Проанализировав представленные документы относительно дат изготовления, поставки оборудования и его использования в рассматриваемых скважинах, экспертиза приходит к выводу о том, что причиной ненадлежащего качества оборудования с высокой степенью вероятности является заводской брак.

Исследования по скважине № 208

Эксперты считают, что ненадлежащее качество предоставленного оборудования МСЦ-168 производства "Аврора" AVRORA 520-168 ОТТМ-L80 является основной причиной инцидента, возникшего в скважине № 208 Западно-Коммунарского месторождения. Ненадлежащее качество МСЦ выражается в том, что:

- согласно четырехстороннему акту на МСЦ от 23.09.2017г., подписанному начальником буровой СУБР ОФ ООО «РН-Бурение» ФИО8, инженером по бурению СУБР ОФ ООО «РН-Бурение» ФИО9, супервайзером ООО «Азимут-Сервис» ФИО10 и представителем ООО «СКС-Технологии» ФИО11, после цементирования второй ступени при попытке закрытия окон МСЦ путем создания давления Р_стоп228 ат., затем - 248 ат. результат получен отрицательный. Колонну оставили под давлением 158 ат. на 2 ч.13 мин. после начала ОЗЦ.

Эксперты считают, что дальнейшее описание в акте о закрытии носит ошибочный характер, так как:

- пояснение, согласно отчету от 23.09.2017 по цементированию скважины СКЦС SERVASJSASMAppendix 4.1, время начала приготовления цемента Эласт Цем 07 ч:49 мин. до 08 ч.:09 мин. - окончание приготовления. Данный тампонажный цемент согласно плана работ располагается в интервале установки МСЦ, далее происходит процесс задавливания цементного раствора в затрубное пространство до 09 ч. 34 мин. - время окончание работ. Таким образом, время от окончания приготовления цементного раствора до попытки закрытия окон МСЦ составило 1ч. 25 мин. По протоколу лабораторных испытаний проб цементных растворов № 839 от 21.09.2017 аттестат аккредитации № РОСС RU. 0001.518346 начало схватывания тампонажного цемента Эласт Цем составляет 2 ч. 41 мин., а конец схватывания 3 ч. 23 мин. В акте на МСЦ от 23.09.2017 зафиксировано время выдержки колонны под давлением 2 ч. 13 мин. Общее время от окончания приготовления цементного раствора до повторной попытки закрытия окон МСЦ составило 1 ч. 25 мин.+2 ч. 13 мин.=3 ч. 38 мин. что соответствует концу схватывания цементного раствора 3 ч. 23 мин..

Наблюдавшийся излив при стравливании давления это следствие разогрева продавочной жидкости, как результата изотермической реакции, происходящей при гидратации цемента. Из чего следует вывод о том, что МСЦ не закрылась, герметичность колонны была достигнута из-за схватывания цементного раствора. Экспертиза считает, что герметичность колонны была нарушена в результате ненадлежащего качества МСЦ. В процессе разбуривания МСЦ произошло разрушение цементной оболочки, что привело к негерметичности МСЦ.

На вопрос 9 - на основании документов, приложенных к акту расследования инцидента, при проведении работ на скважине № 208ХЗападно-Коммунарского месторождения данных объективного контроля параметров разбуривания МСЦ определить могла ли быть герметичность колонны нарушена в результате повреждения муфты ступенчатого цементирования в процессе разбуривания, райбирования и шаблонирования внутренней оснастки муфты.

Эксперты не пришли к однозначному ответу на поставленный вопрос, поскольку в представленных документах нет сведений (в частности, картограмм) по фактическим параметрам режима разбуривания муфты, а именно, по числу оборотов вращения долота, по осевой нагрузке на долото, количеству закачиваемой жидкости в винтовой забойный двигатель, передающий на долото крутящий момент и скорость вращения, отсутствует время работы долота на забое. Вывод экспертизы относительно вероятности повреждения МСЦ и обсадной трубы, установленной между МСЦ и пакером изложен в ответе по скважине № 526. Указанный вывод экспертиза считает возможным применить и к скважине № 208.

Относительно возможности повреждения колонны в процессе проведения райбирования и шаблонирования экспертиза считает маловероятным разрушение колонны при выполнении отмеченных процессов, так как они протекают после двух-трех кратных проработок интервала разбуривания муфты и трубы, установленной под муфтой, причем при значительно меньшей продольной осевой нагрузке.

Экспертам на основании представленных документов не удалось установить точную глубину - интервал установки МСЦ в скважине. Однако, эксперты считают что с высокой степенью достоверности искомую глубину можно принять равной 2238,6 м, выявленную располагающей современной точной аппаратурой геофизической партией ГИС АО «Башнефтегеофизика» Аргунское УГР, проводившей работы по определению технического состояния скважины. Приняв длину МСЦ равной 1,1 м., а глубину 2238,6 м. за отметку верхней части муфты, получим интервал установки муфты равным 2238,6 -2239,7 м.

Общий вывод по скважине № 208.Экспертиза считает, что ненадежное качество предоставленного оборудования является основной причиной инцидента в скважине, выразившееся в том, что в процессе гидратации цемента под действием температуры и давлений МСЦ не закрылась, что привело к нарушению герметичности эксплуатационной колонны и, как следствие, к возникновению инцидента. Экспертиза определила глубину установки МСЦ равную 2238,6 м.

Эксперты посчитали, нарушений, связанных с резьбовыми соединениями труб, не имелось, так как по окончании цементирования каждой секции производилась опрессовка колонны на герметичность. В случае допущения нарушений резьбового соединения труб негерметичность колонн была бы выявлена.

Эксперты также считают, что нарушения рекомендаций завода-изготовителя, установленных в паспортах на оборудование, имели место. Вместе с тем, наличие в рекомендациях завода-изготовителя по эксплуатации целого ряда значительных ограничений по использованию в скважинах оборудования (МСЦ, ПГП), может свидетельствовать о наличии в оборудовании конструктивных недостатков, влияющих на надежность элементов герметизирующих устройств МСЦ, ПГП.

Таким образом, эксперты подтвердили выводы комиссии, зафиксировавшие недостатки в работе истца, по вышеуказанным скважинам, ответственность за которые в соответствии с условиями договора несет истец.

Представитель истца не признал выводы эксперта, заявил возражение на выводы эксперта и ходатайствовал о проведении повторной экспертизы.

Суд отказал в удовлетворении ходатайства, о чем вынес определение занесенное в протокол судебного заседания, по следующим основаниям.

В соответствии со ст.87 АПК РФ, в случае возникновения сомнений в обоснованности заключения эксперта или наличия противоречий в выводах эксперта или комиссии экспертов по тем же вопросам может быть назначена повторная экспертиза, проведение которой поручается другому эксперту или другой комиссии экспертов.

Суд не усматривает противоречий в выводах эксперта, у суда нет оснований сомневаться в обоснованности выводов эксперта.

В ходе судебного разбирательства суд допрашивал экспертов, они конкретно и недвусмысленно ответили на поставленные перед ними вопросы.

Фактически все доводы истца сводятся к изысканиям вероятностных факторов которые могли бы привести к инцидентам, но не были бы связаны непосредственно с деятельностью истца по исполнению договора. Однако еще при расследовании инцидентов, комиссия отвела эти факторы, ответственность за произошедшие инциденты возложила на истца. Эксперты подтвердили выводы комиссии, при этом, исходя из заключения приняв во внимание все возможные факторы повлиявшие на инцидент.

В соответствии со ст.15 ГК РФ, под убытками понимаются расходы, которые лицо, чье право нарушено, произвело или должно будет произвести для восстановления нарушенного права, утрата или повреждение его имущества (реальный ущерб).

Лицо, право которого нарушено, может требовать полного возмещения причиненных ему убытков, если законом или договором не предусмотрено возмещение убытков в меньшем размере.

По смыслу статей 15 и 393 ГК РФ кредитор, в частности, представляет доказательства, которые подтверждают наличие у него убытков, а также обосновывают с разумной степенью достоверности их размер и причинную связь между неисполнением или ненадлежащим исполнением обязательства должником и названными убытками.

При установлении причинной связи между нарушением обязательства и убытками учитывается, в том числе, к каким последствиям в обычных условиях гражданского оборота приводит подобное нарушение. Если возникновение убытков, возмещения которых требует кредитор, является обычным последствием допущенного должником нарушения обязательства, то наличие причинной связи между нарушением и доказанными кредитором убытками предполагается.

Должник, опровергающий доводы кредитора относительно причинной связи между своим неправомерным поведением и убытками кредитора, не лишен возможности представить доказательства существования иной причины возникновения этих убытков.

Отсутствие своей вины в неисполнении или ненадлежащем исполнении обязательства доказывается должником (пункт 2 статьи 401 ГК РФ). Вина в нарушении обязательства предполагается, пока не доказано обратное.

Как указал ответчик, описанные выше недостатки в результатах работы Ответчика на перечисленных скважинах по своему характеру являются неустранимыми. Скважина с указанными выше недостатками не может эксплуатироваться в соответствии с проектными показателями. Стороны Договора (п. 2.5) также определяют их как неустранимые. Принимая во внимание неустранимость при существующем уровне технологий перечисленных выше недостатков в результатах работы истца единственно возможным способом приведения скважин в состояние, пригодное для дальнейшей эксплуатации, является ликвидация интервала негерметичности эксплуатационной колонны скважины. Соответственно, результаты работ Ответчика с описанными недостатками не представляют для АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» и ответчика какой-либо экономической ценности.

В силу абзаца второго пункта 2.1 договора (введенного протоколом, разногласий), работы по инженерно-технологическому сопровождению но спуску колонн с предоставлением оборудования, выполненные Исполнителем с существенными и неустранимыми недостатками, такими как - образование сверхнормативного цементного стакана, не закрытие циркуляционных окон, не герметичность колонны, подтвержденные указанными в пункте 2.5 Договора документами, считаются выполненными Исполнителем некачественно. В этом случае Заказчик вправе отказаться от исполнения настоящего Договора и потребовать возмещения причиненных убытков.

В соответствии с абзацем вторым пункта 2.5 (введенным протоколом разногласий), отклонения в работе Оборудования Исполнителя, такие как не закрытие МСЦ. срабатывание в нештатном режиме, преждевременное открытие циркуляционных окон, несоответствие внутреннего проходного диаметра, скрытые недостатки, оставление сверхнормативного-цементного стакана над продавочной верхней и нижней пробкой (10 и более метров), подтвержденные геофизическими исследованиями и(или) актом расследования инцидента Недропользователя и/или актом на цементирование, составленном в трехстороннем порядке представителями Исполнителя, Заказчиками Недропользователя и/или комиссионным актом Сторон, техническим актом Сторон и/или заключением независимой экспертизы, признаются неустранимыми недостатками.

Суд полагает, что на основании представленных ответчиком доказательств, а также выводов экспертов, можно считать доказанным факт ненадлежащего выполнения истцом своих обязательств по выполнению работ на четырех вышеуказанных скважинах.

Общая сумма претензий, предъявленных АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» по указанным выше инцидентам к Истцу, составила 30 610 413,41 рублей. По требованию суда, АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» представила суду документы подтверждающие несение данных незапланированных АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» расходов.

Ответчик предпринял меры, направленные на снижение предъявленных АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» претензионных сумм, в результате чего между ответчиком и АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» 17.04.2018 было подписано соглашение о возмещении убытков, причиненных ненадлежащим исполнением по договору № 17-01442-010/3225417/0621Д от 30.03.2017 которым сумма убытков. понесенных АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» при ликвидации вышеуказанных инцидентов и взыскиваемых с ответчика, была снижена и определена сторонами в размере 15 908 308,64 рублей.

Расчет данной суммы ответчиком подтвержден представленными суду ответчиком актами о приемке выполненных работ (КС-2), справками о стоимости выполненных работ и затрат (КС-3), где работы выполненные ответчиком на указанную сумму засчитаны АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» ответчику с нулевой стоимостью, и расчетами снижения стоимости к актам приемки выполненных работ.

Суд полагает, что ответчик с разумной степенью достоверности обосновал размер понесенных убытков. Причинно-следственная связь между убытками и данным ущербом усматривается, - убытки ответчиком понесены в результате действий истца по исполнению им своих договорных обязательств.

В соответствии с п.4 ст.753 ГК РФ, сдача результата работ подрядчиком и приемка его заказчиком оформляются актом, подписанным обеими сторонами. При отказе одной из сторон от подписания акта в нем делается отметка об этом и акт подписывается другой стороной. Односторонний акт сдачи или приемки результата работ может быть признан судом недействительным лишь в случае, если мотивы отказа от подписания акта признаны им обоснованными.

Подтверждая свое требование о взыскании 5 305 582 руб. 08 коп. долга по договору от 14.10.2016 № ДЗ-01/16, истец представил суду четыре акта выполненных работ по вышеуказанным скважинам, которые ответчиком не подписаны.

Суд считает, что у ответчика имелись все основания не принимать данные работы, поскольку они выполнены некачественно, практической ценности для ответчика не несут, в результате их выполнения ответчик понес убыток взыскиваемый по встречному иску.

На основании изложенного суд не находит оснований для удовлетворения иска Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" о взыскании 5 305 582 руб. 08 коп. долга по договору от 14.10.2016 № ДЗ-01/16. Встречный иск ответчика, напротив подлежит удовлетворению в полном объеме.

Расходы истца по уплате госпошлины по настоящему иску относятся на истца.

Ответчик при подаче встречного иска госпошлину оплатил в размере 102 542,00 рублей. В соответствии со ст.110 АПК РФ госпошлина подлежит отнесению на истца.

Кроме того, при назначении судебной экспертизы, суд установил размер вознаграждения экспертов - 750 000,00 рублей. Ответчик понес данные расходы, перечислив указанные денежные средства на депозитный счет суда. В соответствии со ст.106 АПК РФ, расходы стороны на оплату услуг эксперта относятся к судебным издержкам. В соответствии со ст.110 АПК РФ, они относятся на истца, и подлежат взысканию с истца в пользу ответчика.

Итого на истца относятся судебные расходы ответчика в общем размере 852 542,00 рубля (750 000,00 + 102 542,00).

Итого по всем трем искам истца к ответчику, с ответчика в пользу истца подлежит взысканию 12 028 275,72 рубля основного долга (3 045 511,56 + 8 982 764,16+0,00), 152 275,59 рублей неустойки (152 275,59 + 0,00), 105 857,28 рублей госпошлины (38 989,00 + 66 868,28 + 0,00).

В соответствии с п.5 ст.170 АПК РФ, при полном или частичном удовлетворении первоначального и встречного исков в резолютивной части решения указывается денежная сумма, подлежащая взысканию в результате зачета.

Руководствуясь статьями 110, 167-171 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

РЕШИЛ:

Исковые требования Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" удовлетворить частично.

Взыскать с Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" в пользу Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" 12 180 551,31 рублей, в том числе: 12 028 275,72 рублей основного долга, 152 275,59 рублей неустойки.

Взыскать с Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" в пользу Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" 105 857,28 рублей расходов на оплату госпошлины.

В удовлетворении остальной части исковых требований Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" отказать.

Встречные исковые требования Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" удовлетворить в полном объеме.

Взыскать с Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" в пользу Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" 15 908 308,64 рублей основного долга, а также 852 542,00 рубля судебных расходов.

Путем зачета исковых требований Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" встречными исковыми требованиями Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии":

Взыскать с Общества с ограниченной ответственностью "Аврора" в пользу Общества с ограниченной ответственностью "Сервис крепления скважин-Технологии" 4 474 442,05 рубля.

Решение может быть обжаловано в течение месяца со дня его принятия в Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд, г. Самара, с направлением апелляционной жалобы через Арбитражный суд Самарской области.

Судья Лукин А.Г.