Решение от 23 декабря 2020 г. по делу № А57-20076/2019

АРБИТРАЖНЫЙ СУД САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

410002, г. Саратов, ул. Бабушкин взвоз, д. 1; тел/ факс: (8452) 98-39-39;

http://www.saratov.arbitr.ru; e-mail: info@saratov.arbitr.ru

Именем Российской Федерации


Р Е Ш Е Н И Е

Дело №А57-20076/2019
23 декабря 2020 года
город Саратов


Резолютивная часть решения объявлена 16 декабря 2020 года.

Полный текст решения изготовлен 23 декабря 2020 года.

Арбитражный суд Саратовской области в составе судьи Т.А. Ефимовой,

при ведении протокола судебного заседания секретарем судебного заседания ФИО1,

рассмотрев в судебном заседании дело по исковому заявлению

Публичного акционерного общества «Богородскнефть», город Саратов,

к Обществу с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс», Республика Татарстан, Нурлатский район, город Нурлан,

третье лицо:

Общество с ограниченной ответственностью «Торгово-производственная компания современные сервисные технологии», Республика Татарстан,

о взыскании убытков в размере 5880353 рублей 43 копеек, неустойки по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 154759 рублей 25 копеек, неотработанного аванса по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 2706343 рубля 83 копеек,

по встречному исковому заявлению

Общества с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс», Республика Татарстан, Нурлатский район, город Нурлан,

к Публичному акционерному обществу «Богородскнефть», город Саратов,

о взыскании задолженности в сумме 5730182 рубля 49 копеек за выполненные работы по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 на строительство скважины от 29.03.2019 года,

при участии:

представителей ПАО «Богородскнефть» – ФИО2 по доверенности от 20.05.2019, выданной сроком на три года,

представителей ООО Московская компания «Ойл Плюс» – ФИО3, приказ от 25.01.2019 года, паспорт обозревался, ФИО4, доверенность от 05.09.2019 года, сроком на три года,

представителя третьего лица – не явился,

УСТАНОВИЛ:

В Арбитражный суд Саратовской области поступило исковое заявление Публичного акционерного общества «Богородскнефть» к Обществу с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс», третье лицо: Общество с ограниченной ответственностью «Торгово-производственная компания современные сервисные технологии» о взыскании убытков в размере 5880353 рублей 43 копеек, неустойки по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 154759 рублей 25 копеек, неотработанного аванса по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 2706343 рубля 83 копеек.

В Арбитражный суд Саратовской области поступило исковое заявление Общества с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» к Публичному акционерному обществу «Богородскнефть» о взыскании задолженности в сумме 5730182 рубля 49 копеек за выполненные работы по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 на строительство скважины от 29.03.2019 года.

В обоснование исковых требований ПАО «Богородскнефть» (Генеральный подрядчик) указывает, что в рамках договора №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года ООО МК «Ойл Плюс» (Субподрядчик) выполнялись работы по строительству поисково-оценочной скважины №1 Ильинской площади (далее – Скважина), однако на площадке строительства скважины произошел инцидент по прихвату бурового инструмента, а также повреждение буровой установки 1600/100 (далее по тексту – БУ), ставшие результатом некачественно выполненных работ Субподрядчиком.

В связи с допущенными нарушениями в проведении работ по строительству скважины, между сторонами был подписан План работ по скважине №1 Ильинской площади от 08.05.2019, согласно которого субподрядчик должен начать работы по укладке вышки БУ в срок 13.05.2019 года.

Однако, в указанный срок работы по укладке вышки БУ субподрядчиком не были начаты, в связи с этим стало очевидно, что работа субподрядчиком не будет выполнена надлежащим образом. Уведомлением от 15.05.2019 года №218 генподрядчик расторг договор №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года, начислил неустойку за просрочку выполнения первого этапа работ по договору, а также выставил требование о возврате перечисленного платежными поручениями от 02.04.2019 года и 04.04.2019 года неотработанного аванса.

В свою очередь, во встречном исковом заявлении ООО МК «Ойл Плюс» ссылается на то, что в период с 01.04.2019 года по 15.05.2019 года в рамках договора №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года им были выполнены работы по строительству поисково-оценочной скважины №1 Ильинской площади. Однако Генподрядчиком обязанность по оплате работ не исполнена, акты о приемке выполненных работ необоснованно не подписаны, действия Генподрядчика, направленные на одностороннее расторжение договора, считает неправомерными по основаниям, указанным во встречном исковом заявлении.

Исследовав материалы дела, заслушав пояснения лиц, участвующих в деле, суд пришел к следующим выводам.

Судом установлено, что 29.03.2019 года между сторонами дела был заключен договор № 29-03/1ПД-2019, в соответствии с условиями которого Субподрядчик (ООО МК «Ойл Плюс») приняло на себя обязательства выполнить по заданию Генерального подрядчика (ПАО «Богородскнефть») работы по строительству поисково-оценочной скважины №1 Ильинской площади (далее - Скважина).

В соответствии с пунктом 1.1 договора Генеральный подрядчик желает осуществить работы по строительству поисково-оценочной скважины №1 Ильинской площади, с применением собственного оборудования и материалов, а также материалов и оборудования, принадлежащих Субподрядчику, а Субподрядчик обладает необходимым персоналом и производственным опытом для выполнения работ по строительству Скважины, стороны договорились:

а) Общее руководство работами по Договору осуществляет Генеральный подрядчик. Субподрядчик выполнит работы по строительству, указанные в Геолого-техническом наряде (далее по тексту – ГТН) и/или в Техническом задании Генерального подрядчика, в соответствии с условиями договора, исполнительной и проектной документации.

б) Генеральный подрядчик обеспечит Субподрядчику необходимые условия, предусмотренные настоящим договором, и оплатит надлежащим образом выполненные работы.

В соответствии с пунктом 1.5 договора сроки выполнения работ согласуются сторонами и закрепляются в графике выполнения работ по строительству скважины (Приложение №2).

В соответствии с пунктом 1.6 договора Субподрядчик обязан приступить к выполнению работ в соответствии с Графиком выполнения работ (Приложение №2) не позднее 3 рабочих дней со дня выполнения одновременно следующих условий:

- поступления авансового платежа в соответствии с пунктом 3.3.1. договора;

- передачи по акту приема - передачи проектной документации на производство работ (Приложение №4);

- передачи по акту приема- передачи бурового станка и оборудования (Приложение №5);

- передачи по акту приема- передачи площадки для производства работ (Приложение №6).

Стоимость выполняемых работ по договору согласованна и утверждена сторонами договора в Приложение №1, являющимся неотъемлемой частью договора.

Буквальное толкование условий договора №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года позволяет сделать вывод о том, что по своей правовой природе заключенный сторонами договор является договором подряда. Взаимоотношения сторон по договору подряда регулируются положениями главы 37 Гражданского кодекса Российской Федерации.

Согласно пункту 1 статьи 702 Гражданского кодекса Российской Федерации 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.

В договоре подряда указываются начальный и конечный сроки выполнения работы. По согласованию между сторонами в договоре могут быть предусмотрены также сроки завершения отдельных этапов работы (промежуточные сроки) (пункт 1 статьи 708 Гражданского кодекса Российской Федерации).

При этом договор считается заключенным, если между сторонами, в требуемой в подлежащих случаях форме, достигнуто соглашение по всем существенным условиям договора. Существенными являются условия о предмете договора, условия, которые названы в законе или иных правовых актах как существенные или необходимые для договоров данного вида, а также все те условия, относительно которых по заявлению одной из сторон должно быть достигнуто соглашение (пункт 1 статьи 432 Гражданского кодекса Российской Федерации).

Таким образом, с учетом положений статей 702, 708 Гражданского кодекса Российской Федерации, существенными условиями договора подряда являются его предмет и начальный и конечный сроки выполнения работ.

В судебном заседании установлено, что в договоре №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года определены все существенные условия договора подряда.

В соответствии с пунктом 1 статьи 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), а при обнаружении отступлений от договора, ухудшающих результат работы, или иных недостатков в работе немедленно заявить об этом подрядчику.

Пунктом 1 статьи 721 Гражданского кодекса Российской Федерации предусмотрено, что качество выполненной подрядчиком работы должно соответствовать условиям договора подряда, а при отсутствии или неполноте условий договора требованиям, обычно предъявляемым к работам соответствующего рода.

Согласно пунктам 1, 4 статьи 753 Гражданского кодекса Российской Федерации Заказчик, получивший сообщение подрядчика о готовности к сдаче результата выполненных по договору строительного подряда работ либо, если это предусмотрено договором, выполненного этапа работ, обязан немедленно приступить к его приемке. Сдача результата работ подрядчиком и приемка его заказчиком оформляются актом, подписанным обеими сторонами.

На основании пункта 3.3.1 договора Генеральный подрядчик в адрес Субподрядчика перечислил авансовый платеж в размере 3608543,03 рублей (платежное поручение №606 от 02.04.2019 года на сумму 2000000 рублей и платежное поручение №614 от 04.04.2019 года на сумму 1608543,03 рублей).

Согласно акту приема-передачи буровой установки, бурового и энергетического оборудования и жилого городка от 09.04.2019 года, Субподрядчик принял от Генерального подрядчика буровую установку БУ-1600/100 ДГУ, зав. №69 в комплекте. Из данного акта следует, что по состоянию на 09.04.2019 года буровая установка БУ-1600/100 ДГУ, зав. №69 была не в полном объеме укомплектована.

В связи с чем, руководствуясь пункта 5.19 договора, Субподрядчиком в адрес Генерального подрядчика было направлено письмо, с просьбой доукомплектовать буровую установку, что подтверждают письма №8 от 12.04.2019 года, №17 от 30.04.2019 года.

Таким образом, к началу бурения Субподрядчик смог приступить только через 12 дней с даты заключения договора.

Из представленных в материалы дела доказательств, в том числе суточных сводок, следует, что работы по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года производились следующим образом:

12.04.2019 - представителями сторон Генподрядчика и Субподрядчика был составлен акт о начале бурения.

13.04.2019 - был произведен спуск эксплуатационной 426 мм обсадной колонны в скважину, произведено заливка (цементирование) и ее и крепление.

14.04.2019 - начато бурение ствола скважины под 324 мм обсадную колонну.

25.04.2019 - окончено бурение под обсадную колонну при глубине 107 м, произведена подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны.

26.04.2019 - произведен спуск 324 мм обсадной колонны на глубину 107 м, однако обсадная колонна не дошла 5 метров до глубины проектного забоя (107 м) из-за осыпания стенок скважины, что является геологическим осложнением.

Представителем Генподрядчика инженером-технологом ФИО5 было принято решение произвести полный подъем 324 мм обсадной колонны, о чем в вахтовом журнале от 27.04.2019 года свидетельствует его запись, выполненная собственноручно.

27.04.2019 - был произведен полный подъем 324-мм обсадной колонны, собрана КНБК для переподготовки ствола.

28.04.2019 - при подъеме компоновки низа бурильной колонны (далее – КНБК) с глубины 107 м на глубине 97,5 м. был получен прихват бурильного инструмента, о чем был составлен акт о прихвате бурильного инструмента на скважине №1 Ильинской площади.

29.04.2019 – был составлен План работ по ликвидации прихвата бурильного инструмента на скважине №1 Ильинской площади. Данный план был согласован с представителем Генерального подрядчика начальником ПТО ФИО6

С 27.04.2019 по 04.05.2019 бригада Субподрядчика занималась ремонтом бурильного оборудования.

04.05.2019 в ходе выполнения работ, согласно вышеуказанного плана, в процессе расхаживания бурильного инструмента (при ликвидации прихвата КНБК) произошла деформация I и III секции БУ-1600/100.

Согласно акту об инциденте с наземным буровым оборудованием на Скважине от 04.05.2019 года дальнейшие работы по скважине были приостановлены для комиссионного разбора произошедшего инцидента.

05.05.2019 года на Скважине с участием представителей ПАО «Богородскнефть» и ООО МК «Ойл Плюс» было проведено расследование по выявлению деформирования третьей верхней и первой нижней левой секции бурового станка БУ-1600/100. По результатам расследования был составлен Протокол по расследованию и выявлению причин производственной аварии на Скважине от 05.05.2019 года и акт по расследованию и выявлению причин производственной аварии на Скважине от 05.05.2019 года.

В ходе расследования было установлено, что на буровой установке имеется несоответствие заводского исполнения и присутствие приваренных пластин с левой стороны первой секции, отсутствуют ребра жесткости по бокам и верхней части, а также видны следы проведения сварочных работ (нерегламентированный ремонт).

Комиссия пришла к выводу, что для установления причины аварии следует провести экспертизу.

Между тем, от подписания Протокола представители Генерального подрядчика отказались, однако ФИО7 - заместителем директора по бурению ПАО «Богородскнефть» в Протокол собственноручно были занесены замечания, что подтверждает участие представителей Генподрядчика как при проведении расследования по выявлению деформирования третьей верхней и первой нижней левой секции бурового станка БУ-1600/100, так и при составлении Протокола по расследованию и выявлению причин производственной аварии на Скважине от 05.05.2019 года и акта по расследованию и выявлению причин производственной аварии на Скважине от 05.05.2019 года.

На основании совместного осмотра, 08.05.2019 года был составлен и согласован с представителем Генерального подрядчика План работ по Скважине.

Согласно вышеуказанному плану Субподрядчик обязан 13.05.2019 года приступить к выполнению работ по демонтажу буровой установки с помощью автокрана Либхекр грузоподъемностью 160 тонн.

08.05.2019 года между ООО «СМУ ВПМ» (специализированная организация по предоставлению услуг спецтехники) и Субподрядчиком, был заключен договор об оказании услуг специализированной автотранспортной техники, Субподрядчиком была подана заявка на предоставление автокрана Либхекр грузоподъемностью 160 тонн в период с 14.05.2019 года по 15.05.2019 года.

13.05.2019 года на основании счета №254 от 08.05.2019 года ООО МК «Ойл Плюс» была осуществлена предоплата в размере 322200 рублей в адрес ООО «СМУ ВПМ», что подтверждается платежным поручением №55 от 13.05.2019 года.

14.05.2019 года в адрес Генподрядчика было направлено письменное уведомление о предоставлении автокрана (письмо №23 от 13.05.2019 года).

Между тем, 14.05.2019 года в районе выполнения работ пошли проливные дожди и заезд автокрана грузоподъемностью 160 тонн до объекта производства работ по полевой дороге (12 км) стал невозможен, о чем ООО «СМУ ВПМ» письменно уведомило Субподрядчика.

15.05.2019 года в адрес ПАО «Богородскнефть» Субподрядчиком было также направлено письмо №24 от 15.05.2019 года с просьбой согласовать экспертную организацию ООО «НТЦ» ЭКОПРО» для установления причин аварии (деформирования буровой установки).

Однако, 15.05.2019 года, вместо согласования экспертной организации, Субподрядчик получил от Генерального подрядчика Уведомление о расторжении договора.

Основанием расторжения был указан пункт 2.9 договора, а именно: если во время выполнения работ станет очевидным, что она не будет выполнена надлежащим образом, Генеральный подрядчик вправе назначить Субподрядчику разумный срок для устранения недостатков, и при неисполнении Субподрядчиком в назначенный срок этого требования – Генеральный подрядчик вправе отказаться от договора, либо поручить исправление работ другому лицу за счет Субподрядчика, а также потребовать возмещения убытков.

ПАО «Богородскнефть» обратилось с иском к Обществу с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» о взыскании убытков в размере 5880353 рублей 43 копеек, неустойки по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 154759 рублей 25 копеек, неотработанного аванса по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 2706343 рубля 83 копеек.

В обоснование заявленных требований ПАО «Богородскнефть» указало, что инцидент по прихвату бурового инструмента, а также повреждение буровой установки 1600/100 произошли по вине Субподрядчика, поскольку явились результатом некачественного выполнения работ ООО Московская компания «Ойл Плюс».

Как следствие, ПАО «Богородскнефть» понесло убытки, а именно: на приобретение вышки буровой установки, на транспортировку вышки буровой установки, на оплату работы буровой бригады по ликвидации последствий повреждения буровой установки и по ликвидации прихвата.

ООО Московская компания «Ойл Плюс» возражает против удовлетворения иска ПАО «Богородскнефть», в отзыве на исковое заявление указало, что инцидент по прихвату бурового инструмента, а также повреждение буровой установки 1600/100 произошли не по вине Субподрядчика, следовательно, убытки не подлежат возмещению Субподрядчиком.

Определением суда от 22.06.2020 года по делу было назначено проведение комиссионной судебной экспертизы, для разрешения следующих вопросов:

1) Каковы причины инцидента по прихвату бурового инструмента, произошедшего 28.04.2019 года на скважине №1 Ильинской площади (акт о прихвате от 28.04.2019 года)?

2) Соответствовали ли параметры бурового раствора, применяемого при выполнении ООО МК «Ойл Плюс» работ по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в период с 12.04.2019 гола по 28.04.2019 года, требованиям проектной документации для скважины №1 Ильинской площади?

3) Соответствовали ли параметры бурового раствора, применяемого при выполнении ООО МК «Ойл Плюс» работ по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в период с 12.04.2019 года по 28.04.2019 года, при сложившихся обстоятельствах в процессе бурения скважины?

4) Если параметры бурового раствора не соответствовали требованиям проектной документации для скважины №1 Ильинской площади, указать, в чем выражалось несоответствие? Указать, как замена состава бурового раствора могла повлиять на процесс бурения скважины №1 Ильинской площади.

5) Могло ли изменение параметров бурового раствора, применяемого при выполнении ООО МК «Ойл Плюс» работ по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в период с 12.04.2019 гола по 28.04.2019 года, явиться причиной инцидента по прихвату бурового инструмента, произошедшего 28.04.2019 года на скважине №1 Ильинской площади (акт о прихвате от 28.04.2019 года)?

6) Были ли выполнены ПАО «Богородскнефть», ООО МК «Ойл Плюс» требования Приложения №7 к договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года по обеспечению работ материалами, техническими и транспортными средствами, оборудованием, персоналом, производственно-технической документацией, сервисными услугами? Если требования Приложения №7 к договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года выполнены не были, указать в какой части. Могло ли невыполнение требования Приложения №7 к договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года по обеспечению работ явиться причиной инцидента по прихвату бурового инструмента, произошедшего 28.04.2019 года на скважине №1 Ильинской площади (акт о прихвате от 28.04.2019 года)?

7) Выполнялись ли ООО МК «Ойл Плюс» работы по ликвидации прихвата бурового инструмента на скважине №1 Ильинской площади в соответствии с Планом работ, с учетом внесенных замечаний ПАО «Богородскнефть», от 29.04.2019 года? Если работы по ликвидации прихвата бурового инструмента выполнялись не по Плану работ, с учетом внесенных замечаний, от 29.04.2019 года, указать, в чем выражалось несоответствие?

8) Каковы причины инцидента с наземным буровым оборудованием – деформации секций мачты вышки буровой установки БУ-1600/100, произошедшего 04.05.2019 года на скважине №1 Ильинской площади (акт от 04.05.2019 года)?

9) Выполнялись ли ООО МК «Ойл Плюс» работы по ликвидации последствий инцидента с наземным буровым оборудованием – деформации секций мачты вышки буровой установки БУ-1600/100, произошедшего 04.05.2019 года, в соответствии с Планом работ, с учетом внесенных замечаний ПАО «Богородскнефть», от 08.05.2019 года?

Производство судебной экспертизы было поручено ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» с привлечением экспертов ФИО8, ФИО9, ФИО10 и ООО Научно-производственная экспертная компания «ОРТИС», с привлечением экспертов ФИО11, ФИО12.

В соответствии с пунктами 1,2 статьи 84 АПК РФ, комиссионная экспертиза проводится не менее чем двумя экспертами одной специальности. Комиссионный характер экспертизы определяется арбитражным судом. В случае, если по результатам проведенных исследований мнения экспертов по поставленным вопросам совпадают, экспертами составляется единое заключение. В случае возникновения разногласий каждый из экспертов, участвовавших в проведении экспертизы, дает отдельное заключение по вопросам, вызвавшим разногласия экспертов.

Судом установлено, что эксперты ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы», ООО Научно-производственная экспертная компания «ОРТИС» предоставили отдельные заключения по вопросам, поставленным на разрешение в определении от 22.06.2020 года.

Отвечая на первый вопрос, поставленный судом эксперты ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» делают вывод, что причиной прихвата бурильного инструмента (28.04.2019) явился обвал глинистой породы, который произошел по совокупности негативных факторов, связанных с нарушением технологии бурения, а именно, что в буровом растворе отсутствовали основные компоненты, не выполнены программные рекомендации по разбуриванию цементного стакана, а также проектные по вскрытию поглощающих интервалов, отсутствовала должная очистка бурового раствора, действия буровой бригады по подъему инструмента в осложненном стволе были выбраны неверные, временной фактор, выразившейся в нахождении ствола открытым 15 суток, учитывая его восприятие к внешнему влиянию.

Эксперт указывает, что в буровом растворе отсутствовали основные компоненты, в том числе реагент – структурообразователь. Однако, в материалах дела имеются акты о расходе материалов и химических реагентов на приготовление бурового раствора с нерегламентированными параметрами на Скважине за апрель 2019 год, согласно которых при приготовлении бурового раствора применялся бентонитовый глинопорошок ПБМБ, являющийся специальным структорообразователем, используемым при приготовлении буровых растворов. Данная информация также содержится в суточных рапортах по буровым растворам.

Эксперт указывает, что сервисной организацией не выполнены проектные рекомендации по вскрытию поглощающих интервалов с вводом наполнителей в буровом растворе, в том числе кордовое волокно, опилки. Однако, согласно суточных рапортов по буровому раствору, имеющихся в материалах дела, вышеуказанные наполнители (кордовое волокно, опилки) вводились в буровой раствор. Эксперт указывает, что причиной поглощения бурового раствора является превышение гидродинамического и гидростатического давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением, которое произошло из-за насыщения бурового раствора частицами шлама.

Также одной из причин, указанной в выводах эксперта по прихвату инструмента является влияние человеческого фактора, а именно неверные действия буровой бригады (28.04.2019) по подъему инструмента в осложненном стволе, эксперт указывает, что в данном случае необходимо было восстановить циркуляцию свежеприготовленным буровым раствором, обработанным кольматирующими агентами и ликвидировать поглощение.

Изучив материалы дела, доводы и пояснения сторон, судом установлено следующее.

Делая вывод о причинах прихвата инструмента, эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» не указывает, на основании каких документов и каким способом исследования это обстоятельство установлено экспертом, что является нарушением требований, установленных части 2 статьи 86 АПК РФ.

Довод эксперта о том, что очистка бурового раствора не проводилась, со ссылкой на рапорт сервисного подрядчика по буровым растворам №№4-20, где время работы очистного оборудования за весь период составляет 0 часов, является несостоятельным. В вышеуказанных рапортах в графах циркуляция и пробуренные метры (М пробурено) также стоит показатель «0 часов».

Таким образом, отсутствие информации в суточных рапортах по буровым растворам об очистке бурового раствора не является доказательством, подтверждающим фактическое (реальное) отсутствие очистки бурового раствора, как и отсутствие циркуляции и пробуренных метров. Рапорта по буровым растворам содержат в основном информацию, относящуюся к буровым растворам (используемые хим.реагенты и их параметры).

Кроме того, согласно акта приема- передачи от 09.04.2020 года буровой установки, бурового и энергетического оборудования и жилого городка ПАО «Богородскнефть» передало ООО МК «ОЙЛ-Сервис» блок очистки бурового раствора, в том числе вибросито «КАСКАД» (пункты 38 – 38.11).

В соответствии с пунктами 1.1, 6.9, 7.1, 7.3, 7.6, 7.9 договора общее руководство работами на скважине, а также контроль за ходом выполнения работ осуществляет представитель Генподрядчика, который в случае обнаружения отступления от условий договора и/или Проектной документации, которые ведут к ухудшению качества работ и/или увеличению сроков бурения имеет право приостановить выполняемые Субподрядчиком работы до устранения обнаруженных недостатков (пункт 6.9 договора).

Таким образом, с учетом вышеизложенного, вывод эксперта о том, что причиной поглощения бурового раствора явился сам раствор, который не очищался Субподрядчиком, в результате из-за насыщения частицами шлама не соответствует представленным доказательствам.

Отвечая на первый вопрос, поставленный судом эксперты ООО Научно-производственная экспертная компания «ОРТИС» указали, что поглощения и обвалы со стенок скважины в большинстве случаев рассматриваются как осложнения при бурении скважин, однако если не принимать конкретных мер по их ликвидации, то в результате возникают аварии, и в частности прихваты.

Причиной инцидента по прихвату бурового инструмента на скважине № 1 Ильинской площади, произошедшего 28.04.2019 является обвал горных пород со стенок скважины. Это подтверждается тем, что инцидент произошел во время подъёма инструмента из скважины на расстоянии 25м от забоя, после полного поглощения бурового раствора.

В результате полного поглощения бурового раствора гидростатическое давление в скважине снизилось, а следовательно, снизилось и противодавление бурового раствора на стенки скважины, это и привело к обвалу горных пород. Поглощение бурового раствора возникают по причине превышения гидродинамического и гидростатического давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением.

Устойчивость стенок скважины так же зависит от гидростатического давления в скважине, которое создаётся буровым раствором соответствующей плотности.

Другими словами, в данных условиях снижение плотности бурового раствора будет приводить к обвалообразованию, а увеличение плотности приведёт к его поглощению.

На устойчивость стенок скважины в таких условиях существенное влияние оказывает временной фактор. Именно сокращение времени на бурение скважины в условиях одновременного поглощения и обвалообразования играет решающую роль.

В рассматриваемом случае на бурение в интервале 35-107м, сложенного, в основном, мягкими породами (песок 50%, суглинок 30%, глина 20% Том 4, стр. 76, было затрачено 11 суток, (при плановой продолжительности бурения и крепления интервала 35-107м 7 суток (Том 1, стр. 42), из них более 120 часов составили простои по различным причинам, что несомненно повлияло на устойчивость стенок скважины и обрушению горной породы.

Кроме того, эксперт указал, что к причине полного поглощения, и как следствие, к обвалообразованию нужно отнести ещё следующее - после того как кондуктор не дошёл до проектной глубины он был поднят на поверхность. Как известно, при проведении подобной операции происходит механическое удаление фильтрационной корки, муфтами обсадной колонны, которая образовывается во время бурения, а значит и поглощение бурового раствора неизбежно.

Отвечая на второй вопрос, поставленный судом эксперты ООО Научно-производственная экспертная компания «ОРТИС» указали, что из анализа суточных рапортов можно сделать вывод, что все параметры, за исключением плотности бурового раствора, в период с 12.04.2019г по 28.04.2019г соответствуют проектным значениям.

В материалах дела имеются суточные рапорты ПАО «Богородскнефть», в которых указана условная вязкость от 60 до 90 секунд. Превышение вязкости выше проектных значений связано с приготовлением ВУС согласно проектным мероприятиям по снижению поглощения бурового раствора при бурении данного интервала.

Отвечая на второй вопрос, поставленный судом, эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы», делает вывод, что перечень параметров бурового раствора соответствовал частично показателям, установленным в проектной документации, далее он уточняет, что необходимо отметить, что перечень основных контролируемых параметров бурового раствора, регламентированным проектным документом, в полном объеме сервисным подрядчиком не соблюдался (страница 18 вывод эксперта).

Однако, в разделе «Обоснование выводов эксперта» эксперт указывает: «На основании посуточного анализа рапортов сервисного подрядчика по буровым растворам (компании «ТПК ССТ»), представленного в таблицах №№3,4 основные регламентированные параметры бурового раствора в части оценки реологических и структурно-механических свойств соответствовали проектным решениям».

Далее эксперт указывает, что бурение интервалов под обсадные колонны до глубины 55 м велось на буровом растворе плотностью 1100 кг/м³, что не соответствует проектным решениям (при проектном значении 1140±30 кг/м³).

Однако, при этом указывает, что согласно требованиям, установленных пунктами 210, 211 ФНИ ПБНГП (Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности») в результате расчета плотность бурового раствора, необходимая для безаварийного вскрытия данных интервалов, составляет 1078-1100 кг/м³. Аналогичный расчет представлен в таблице 7.1 (том 4) проектного документа.

Действительно, согласно пункта 2 примечаний таблицы 7.1 (7.2) тома 4 проектной документации установлено, что в соответствии с пунктом 215 правил ФНИП ПБНГП не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции более, чем на 30 кг/м3 от установленной проектном величины.

То есть, с учетом вышеизложенного расхождение параметров плотности бурового раствора, установленной проектной документацией и фактически применяемой при бурении скважины до глубины 55 м составило всего – 10 кг/м³ (0,01), что является не существенным отклонением. Данный факт подтверждается фактическими обстоятельствами дела, данное отклонение не создало аварийных ситуаций и не помешало пробурить и спустить направление Ø 426 мм в запланируемый срок. Данный вывод также содержится в заключении эксперта, сделанном ООО НПЭК «ОРТИС».

Расчет плотности:

1). 1140 кг/м³-30= 1110 кг/м³, где

1140 кг/м³ – плотность, установленная проектным решением;

30 – допускаемое отклонение в плотности (п. 215 ФНИП ПБНГП).

1110 кг/м³ - минимально допускаемая плотность при бурении.

2). 1110 кг/м³ -1100 кг/м³ = 10кг/м³, где

1110 кг/м³ - минимально допускаемая плотность при бурении;

1100 кг/м³- плотность бурового раствора, используемого на скважине.

Таким образом, из вышеизложенного следует, что действительно до глубины 55 м плотность бурового раствора не соответствовала плотности установленной, проектным решением. Однако, с учетом пункта 215 ФНИ ПБНГП, указанного в таблице 7.1 тома 4 проектной документации (пункт 2 примечаний) допускается отклонение плотности на ± 30 кг/м³, от установленной проектной документацией (1140±30 кг/м³).

Также, что эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» в заключении указал, что в интервале бурения 55-101 м плотность промывочной жидкости соответствовала проектному значению с учетом допустимого отклонения ± 30 кг/м³, предусмотренного пунктом 215 ФНИ ПБНГП.

С учетом чего, вывод эксперта о несоблюдении сервисным подрядчиком основных контролируемых параметров бурового раствора, регламентированных проектным документом, противоречит результатам проведенного исследования, изложенных в части «Обоснование выводов эксперта» (пункт 2.3.3. Заключения экспертизы ООО «НИИ Экспертизы»).

Далее, эксперт указывает, что необходимо отметить, что перечень основных контролируемых параметров бурового раствора, регламентированный проектным документом, в полном объеме сервисным подрядчиком не соблюдался, при этом эксперт не уточняет какие именно контролируемые параметры должны были соблюдаться Субподрядчиком.

Отвечая на третий вопрос, поставленный судом, эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» делает вывод, что параметры бурового раствора в части оценки реологических и структурно-механических свойств соответствовали допустимым значениям в сложившихся обстоятельствах в процессе бурения скважины, но не являлись оптимальными.

Однако, из Заключения экспертизы ООО «НИИ Экспертизы» не видно, каким образом, было установлено экспертом, что применяемые сервисной организацией параметры бурового раствора являлись не оптимальными, учитывая, что лабораторные исследования в данной части не проводились.

В результате анализа качественного и количественного состава рецептуры циркулирующего объема промывочной жидкости установлено, что буровой раствор не обладал требуемой в сложившихся обстоятельствах проводки ствола скважины ингибирующей, смазывающей, транспортной и барьерной способностью.

Данные выводы сделаны на основании отсутствия перемешивателя в емкостном парке, бурение без очистки бурового раствора, а также не соблюдения сервисным подрядчиком всего перечня контролируемых параметров бурового раствора.

Согласно акту приема-передачи от 09.04.2020 года буровой установки, бурового и энергетического оборудования и жилого городка ПАО «Богородскнефть» передало ООО МК «ОЙЛ-Сервис» 2 емкости ЦС V=40 м³ с механическими и гидравлическими перемешивателями (пункты с 40 по 40.8) и 1 емкость V=40 м³ (блок приготовления раствора) с механическими и гидравлическими перемешивателями (пункты 41 по 41.10).

Кроме того, согласно пунктам 38 – 38.11 вышеуказанного акта был передан блок очистки бурового раствора, в том числе Вибросито «КАСКАД».

Также, эксперт говорит о результатах анализа, но при этом достоверно не установлено каким образом они проводились, учитывая, что ранее эксперт говорил, что основные контролируемы параметры бурового раствора сервисным подрядчиком не соблюдались.

Кроме того, указывая на не оптимальность параметров бурового раствора, эксперт не указывает каким методом исследования было сделано данное заключение и какие параметры бурового раствора являлись бы оптимальными при сложившихся обстоятельствах.

Между тем, в заключении эксперта ООО НПЭК «ОРТИС» указано, что все параметры за исключением плотности бурового раствора соответствовали проектному значению, однако при сложившихся обстоятельствах снижение плотности бурового раствора было логичным и обоснованным.

При этом, эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» отмечает, что только при использовании аэрационной установки поглощения бурового раствора больше зафиксировано не было, хотя параметры бурового раствора оставались прежние, при этом применение данной установки было не предусмотрено техническим проектом при бурении данного интервала.

Отвечая на четвертый вопрос, поставленный судом эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы», делает вывод, что применяемый буровой раствор по своему функциональному назначению не соответствовал геологическим условиям бурения в данных интервалах.

При этом указывает, что плотность промывочной жидкости при бурении интервалов была 1100 кг/м3 при проектном значении 1140±30 кг/м, а с учетом требований, установленных пунктами 210-211 ФНИПБНГП в результате расчета плотность бурового раствора, необходимая для безаварийного вскрытия данных интервалов, составляет 1078-1100 кг/м³. Аналогичный расчет представлен в таблице 7.1 (том 4) проектного документа.

Далее, эксперт указывает, что снижение плотности промывочной жидкости до 1080 кг/м3 с глубины 101 м направлено на борьбе с поглощением, что соответствует примечанию № 3 к таблице 7.2 проектного документа (страница 23 «Обоснование выводов эксперта»).

То есть, эксперт делает вывод, что снижение плотности промывочной жидкости до 1080 кг/м3 не соответствовало параметрам, установленным проектной документацией, однако допускалось с учетом примечания № 3 к таблице 7.2 проектной документации и было сделано с целью снизить поглощение.

Данный вывод также содержится в заключении эксперта ООО НПЭК «ОРТИС» (страница 8 Заключения эксперта).

Далее эксперт указывает, что отмечен факт несоблюдения сервисным подрядчиком всего перечня контролируемых параметров бурового раствора, регламентированного проектной документацией.

Делая данный вывод, эксперт в первую очередь противоречит ранее сделанному заключению, на странице 18 Заключения ООО «НИИ Экспертизы», где он указывает, что основные регламентированные параметры бурового раствора соответствовали проектным решениям, также вывод эксперта противоречит материалам дела, а именно: суточные сводка содержит основные контролируемые параметры бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, водородный показатель (рН)). Суточные рапорта по буровым растворам также содержат показатели фильтрация, статического напряжения сдвига (СНС), динамического напряжения сдвига (ДНС).

Также эксперт указывает, что отсутствует исследование барьерной, ингибирующей и транспортной способности циркулирующего объема промывочной жидкости, а также отсутствуют в составе бурового раствора реагенты основного технологического назначения, обеспечивающие безаварийную проводку скважины.

Таким образом, эксперт, делая вывод о несоответствии применяемого бурового раствора по своему функциональному назначению геологическим условиям бурения в данных интервалах не указал в чем выражалось несоответствии, за исключением показателя плотности, не указал каким способом исследования было установлено данное обстоятельство, учитывая, что в материалах дела отсутствуют показатели (исследование) барьерной, ингибирующей и транспортной способности циркулирующего объема промывочной жидкости.

При этом, эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» в ответе на четвертый вопрос отмечает, что Параметры бурового раствора, используемого на скважине № 1 Ильинской площади, как уже указывалось, не соответствовали требованиям проектной документации. Несоответствие выражалось в меньшей, чем по проекту, плотности раствора. Она составляла от 1,08 до 1,12 г/см3, при проектной 1,14 г/см3. Снижение плотности раствора проводилось в соответствие с рекомендациями рабочего проекта, и способствовало уменьшению интенсивности поглощения раствора. Вместе с тем, это приводило к снижению гидростатического давления в скважине, а, следовательно, к уменьшению противодавления на стенки скважины и это способствовало процессу осыпей и обвалов горной породы.

На скважине № 1 Ильинской площади выполнение проектных мероприятий по уменьшению плотности раствора и применение наполнителей, в конкретных для данной скважины условиях, особого результата не дали, так как неоднократно были отмечены случаи полного поглощения раствора.

Отвечая на пятый вопрос, поставленный судом, эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» делает вывод, что одной из причин инцидента по прихвату бурильного инструмента стало несоответствие параметров рабочего бурового раствора (контроль которых не осуществлялся) геологическим условиям бурения, при отсутствии очистки циркулирующего объема.

При этом эксперт указывает, что изменение параметров, которые контролировались сервисным подрядчиком, не является причиной инцидента по прихвату бурового инструмента (страница 24 «Обоснование выводов эксперта»).

Эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» в ответе на пятый вопрос указал, что параметры бурового раствора, используемые ООО МК «Ойл Плюс» на скважине № 1 Ильинской площади, отличались от указанных в проекте, однако эти отклонения (уменьшение плотности раствора) способствовали снижению интенсивности поглощения бурового раствора, но как уже указывалось выше не смогли исключили его полностью. Интервал 35-107 метров не удалось пробурить ни при проектных параметрах бурового раствора ни при сниженных значениях плотности. В ряде случаев происходило полное поглощение раствора. Выполнение рекомендаций проектной документации в части прокачки ВУС и ввода наполнителей также не привело к завершению бурения интервала под кондуктор. Завершить бурение интервала под кондуктор, 35-107м, стало возможным только при изменении технологии бурения, т.е. применении аэрационной установки, которая не была предусмотрена техническим проектом 1МСРО-n-168-22112011 на бурение данного интервала скважины № 1 Ильинской площади. Изменение параметров бурового раствора не могло явится причиной инцидента по прихвату бурового инструмента.

Отвечая на шестой вопрос, поставленный судом, эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы», делает вывод, что в результате анализа представленных документов установлено, что в материалах дела нет документальных подтверждений или опровержений факта выполнения ряда разделов Приложения №7. Позиции Е1, Е5, G7 Приложения №7 не выполнены. Невыполнение данных пунктов явилось причиной инцидента по прихвату бурового инструмента.

При этом эксперт указывает, не выполнение пункта Е1, выразилось в отсутствии шаблонирования перед спуском обсадной колонны диаметром 324мм, то есть состояние открытого ствола не определялось.

В материалах дела имеется акт о готовности к спуску ОК-324 от 26.04.2019 года, составленный и подписанный инженером по бурению ООО«ЮКОЛА-нефть» ФИО13, в котором указано, что перед спуском ОК-324 отсутствуют механические ключи для крепления обсадной трубы диаметром 324 мм и неисправна вспомогательная лебедка.

Также представителем ПАО «Богородскнефть» в материалы дела была предоставлена служебная записка ведущего инженера - технолога ФИО5, в которой он указывает, что при спуске ОК-324 мм было допущено нарушение технического регламента, а именно недокрепление двух резьбовых соединений и заваривание их электросваркой.

Таким образом, ни один из вышеуказанных специалистов в своих пояснениях не говорит, что скважина не готова к спуску ОК 324 мм в связи с отсутствием работ по ее шаблонированию.

Из пояснений Субподрядчика следует, что 25.04.2019 скважина была пробурена до глубины 106,7м. и сделан подъём КНБК. 26.04.2019 года был произведён спуск с добавлением в КНБК калибратора КЛС 393, что увеличило жесткость КНБК в целом. Спуск КНБК с КЛС 393 прошёл без посадок. Данный спуск не отмечен в сводке как шаблонировка, но включение в КНБК калибратора 393мм на это указывает. 26.04.2019 после спуска было произведено подбуривание скважины до глубины 107м, т.е. было пробурено всего 30 см. Бурение 30 см заняло 1 час 15 минут, после чего была произведена промывка в течение 45 минут. Подъём КНБК так же прошел без затяжек. Кроме того, посадка при спуске ОК 324мм произошла на глубине 97,5м, что гораздо выше бурения последнего интервала (106,7 – 107м). Субподрядчик считает, что данный факт свидетельствует о том, что в части «чистоты», ствол скважины как раз был готов к спуску обсадной колонны 324 мм. Более того, в подтверждение данного факта свидетельствуют те обстоятельства, что после посадки колонны на глубине 102 м, она была поднята чисто, без затяжек.

Не выполнение пункта Е5, выразилось в отсутствии необходимых реагентов в буровом растворе, а также оборудование по очистке бурового раствора должным образом не работало (ответы на вопрос №№1, 2, 3).

Однако, в своем заключении, отвечая на вопросы №2 эксперт в разделе «Обоснование выводов эксперта» (стр. 17-18 Заключения экспертизы ООО «НИИ Экспертизы») указывает, а именно: «На основании посуточного анализа рапортов сервисного подрядчика по буровым растворам (компании «ТПК ССТ»), представленного в таблицах №№3,4 основные регламентированные параметры бурового раствора в части оценки реологических и структурно-механических свойств соответствовали проектным решениям».

Отвечая на вопрос №3, эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» указывает, что параметры бурового раствора в части оценки реологических и структурно-механических свойств соответствовали допустимым значениям в сложившихся обстоятельствах в процессе бурения скважины, но не являлись оптимальными, однако, из заключения экспертизы ООО «НИИ Экспертизы» невидно, каким образом, было установлено экспертом, что применяемые сервисной организацией параметры бурового раствора являлись не оптимальными, учитывая, что лабораторные исследования в данной части не проводились.

Далее эксперт указывает, что в результате анализа качественного и количественного состава рецептуры циркулирующего объема промывочной жидкости установлено, что буровой раствор не обладал требуемой в сложившихся обстоятельствах проводки ствола скважины ингибирующей, смазывающей, транспортной и барьерной способностью. Данный вывод эксперт делает на основании отсутствия перемешивателя в емкостном парке и бурения без очистки бурового раствора.

При этом, что эксперт, отвечая на вопрос №6, говорит об отсутствии работы оборудования по очистке бурового раствора должным образом, то есть он признает факт наличия и работы оборудования по очистке бурового раствора, тогда как в ответе на вопрос №3 он отрицал факт наличия данного оборудования.

Однако, делая вывод о ненадлежащей работе оборудования, эксперт не указывает на основании каких исследований он пришел к данному заключению.

Не выполнение пункта G 5, выразилось в несоответствии бурового раствора проектному и программному компонентному составу. Однако, данный вывод эксперта противоречит результатам проведенного исследования, изложенных в пункте 2.3.3 заключения экспертизы в части «Обоснование выводов эксперта» (страница 17-18 заключения экспертизы ООО «НИИ Экспертизы»), в которых указано, что основные регламентированные параметры бурового раствора в части оценки реологических и структурно-механических свойств соответствовали проектным решениям.

Далее, эксперт указывает, что в нарушение пункта 217 ФНИ ПБНГП сервисная организация не имела в достаточном количестве хим.реагентов на площадке буровых работ, который должен составлять не менее 2 объемов скважины.

В своих письменных пояснениях ПАО «Богородскнефть» указывает: «В геолого-техническом наряде предусмотрено поглощение бурового раствора по разрезу скважины от 30-550 м. Согласно проектной документации (таблица 7.4) на бурение скважины заложено 295,3 куб. метров бурового раствора.

Согласно суточной сводке ПАО «Богородскнефть», за подписью представителя ПАО «Богородскнефть» инженера-технолога по бурению ФИО5 и актов на поглощение бурового раствора, находящихся в материалах дела, в интервале скважины 45-101 метр было израсходовано 710 куб.метров бурового раствора, что явно свидетельствовало о наличии геолого-технического осложнения в скважине.

Таким образом, вывод эксперта о нарушении сервисной организацией пункта 217 ФНИ ПБНГП не соответствует обстоятельствам, изложенным в документах, находящихся в материалах дела.

Также эксперт указывает, что не выполнен пункт Е6, выразившийся в отсутствии геологических и литогеохимических исследований в процессе бурения (станции ГТИ), согласно проектной документации данные исследования заложены в интервале 619-1425 м. Однако, невыполнение данного пункта, экспертом не указывается, как одна из причин инцидента по прихвату бурового инструмента.

Напротив, эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» указывает, что отсутствие станции ГТИ не позволило контролировать процесс бурения, что также явилось причиной инцидента. Хотя станция ГТИ предусмотрена проектной документацией в интервале 619-1425 метров, но это не отменяет действие и соблюдение пункта 181 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (страница 20 Заключения эксперта ООО НПЭК «ОРТИС»).

Согласно пункту 181 ФНИ ПБНГП в процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры: вес на крюке с регистрацией на диаграмме или регистрацией электронными средствами хранения информации; плотность, структурно-механические и геологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале или регистрацией электронными средствами хранения информации; расход бурового раствора на входе и выходе из скважины; температура бурового раствора на выходе из скважины; давление в манифольде буровых насосов; давление на буровом штуцере (при бурении с контролем обратного давления); уровень раствора в приемных и доливной емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций; крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

Согласно Приложения №7 к договору между ПАО «Богородскнефть» и ООО МК «ОЙЛ-Сервис» станция ГТИ предоставляется ПАО «Богородскнефть», без каких либо ограничений или комментариев, т.е. с момента забуривания скважины. Отсутствие станции ГТИ не позволило контролировать процесс бурения, что также явилось причиной инцидента.

Также эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» указывает, что при бурении секции под кондуктор непроизводительное время составило 120,5 часов, из этого времени 53,5 часа ушло на ремонт силового оборудования (С.А. №2, ДЭС-200, компрессор и т.д.) и 67 часов было затрачено на ожидание и завод хим.реагентов. Учитывая сложившиеся горно-геологические условия, любые простои усугубляют ситуацию и приводят к аварии.

Отвечая на седьмой вопрос, поставленный судом эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» делает вывод, что ООО МК «Ойл Плюс» выполняло работы по ликвидации прихвата бурильного инструмента на скважине в соответствии с Планом работ, без учета внесения замечаний ПАО «Богородскнефть». Работы по обуриванию не проводились.

Судом установлено, что План работ по ликвидации прихвата бурильного инструмента на Скважине был согласован ПАО «Богородскнефть» 29.04.2019 года с замечаниями.

Согласно плану по ликвидации прихвата бурильного инструмента Субподрядчиком проводились работы, направленные на ликвидацию прихвата бурильного инструмента.

В пункте 3 замечаний Генподрядчик предлагает произвести завоз на скважину ОК 245 мм с обурником и произвести обуривание бурильного инструмента.

Учитывая, что данный метод обуривания бурильного инструмента не предусмотрен правилами нефтяной и газовой промышленности, Субподрядчиком в адрес Генподрядчика было направлено письмо №15 от 30.04.2019 года с просьбой предоставить разъяснения по порядку выполнения работ методом обуривания согласно пункту 3 замечаний. Данный факт подтверждается письмом №15 от 30.04.2019 года и скриншотом, подтверждающим направление данного письма на эл. почту: bgneft@yukolaneft.ru .

Во избежание усугубления прихвата Субподрядчиком с периодичностью проводились работы по извлечению бурильного инструмента из скважины методом расхаживания и натяжения бурового инструмента, что не противоречит вышеуказанному плану и правилам нефтяной и газовой промышленности.

Кроме того, на момент аварии по деформации секций вышки буровой установки (04.05.2019 года) Генподрядчиком не был завезен на скважину обурник, следовательно, Субподрядчик не мог выполнить работы по обуриванию бурильного инструмента. Данный факт подтверждается суточными сводками и накладной от 02.05.2019 года.

Из представленных экспертиз следует, что ни один эксперт в своем заключении, не указывает, что своими действиями Субподрядчик нарушил требования правил нефтяной и газовой промышленности, в части действий, направленных на ликвидацию прихвата.

Более того, эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» указывает, что в условиях поглощения и обвалообразования ликвидация аварии методом обуривания, так же могла привести к прихвату аварийного инструмента (обурника) обвалившейся горной породы.

Таким образом, с учетом вышеизложенного Субподрядчиком работы по ликвидации прихвата бурильного инструмента на скважине выполнялись в соответствии с вышеуказанным Планом работ с учетом замечаний, однако, обуривание произведено не было по причинам, независящим от Субподрядчика. Данный факт также не оспаривается экспертами.

Отвечая на восьмой вопрос, поставленный судом эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы», указывает, что по мнению комиссии причиной инцидента с наземным буровым оборудованием – деформации секций мачты вышки буровой установки БУ-1600/100, произошедшего 04.05.2019 года на Скважине (акт от 04.05.2019 года), явилось кратковременное превышение максимально-допустимой нагрузки на крюке, в результате чего возникли деформации секций буровой вышки.

Данный вывод комиссии экспертов основан на гистограмме, которая была предоставлена ПАО «Богородскнефть».

Однако, данная гистограмма не может являться надлежащим, допустимым доказательством по делу по следующим основаниям.

Из переписки между Субподрядчиком и Генподрядчиком, указанной в письмах №19 от 06.05.2019 года, №304 от 07.05.2019 года, №21 от 07.05.2019 года, №307 от 08.05.2019 года следует, что Генподрядчиком в адрес Субподрядчика был передан ГИВ-6-М2-1 с неисправным самопишущим прибором (прибор не писал). Данный факт не отрицается Генподрядчиком.

Кроме того, в письме от 06.05.2019 года №296, направленного Генподрядчиком в адрес Субподрядчика, Генподрядчик просит Субподрядчика предоставить копию диаграммы ГИВ-6 за 04.05.2019 года. Таким образом, данным письмом Генподрядчик подтверждает факт отсутствия у него гистограммы за 04.05.2019 года.

При этом, ни один документ (акт об инциденте с наземным буровым оборудованием на Скважине от 04.05.2019 года, Протокол расследования и выяснения причин производственной аварии на Скважине от 05.05.2019 года, акт расследования выяснения причин производственной аварии на Скважине от 05.05.2019 года, буровой журнал), составленный после аварии, не содержит информации, свидетельствующей о превышении Субподрядчиком нагрузки на крюк, более установленной нормами, а также ссылки на наличие гистограммы, свидетельствующей о превышении Субподрядчиком нагрузки.

Напротив, все вышеперечисленные документы содержат информацию о нагрузке на крюк 28 тонн, данная информация также была отражена в согласованном сторонами Плане работ по Скважине, который был составлен и утвержден ПАО «Богородскнефть» 09.04.2019 года.

Таким образом, с учетом вышеизложенного, а также отсутствие акта на изъятие вышеуказанной гистограммы с участием представителя Субподрядчика и иной информации (дата изъятия, номер скважины, подпись ответственного лица), позволяющей идентифицировать данную гистограмму на ее принадлежность к инциденту, считаю, что вышеуказанный вывод экспертами сделан без полного анализа, имеющихся в материалах дела документов (доказательств) и является необоснованным, противоречащим документам, находящимся в материалах дела.

Также эксперт отмечает, что эксплуатация технических устройств и инструмента в неисправном состоянии, а также с отклонением от рабочих параметров запрещается (пунктом 64 ФНИ ПБНГП).

Однако, в материалах дела имеется свидетельством о поверке №2019-0069о от 22.03.2019 года, переданное Генподрядчиком Субподрядчику, согласно которому Гидравлический индикатор веса ГИВ-6-М2-1 № гос.р. 11941-12 (зав. №271) на основании результатов (периодической) проверки признан пригодным к применению сроком действия до 21.03.2020 года, а отсутствие самопишущего прибора и тарировочной таблицы никоим образом не влияют на работоспособность самого ГИВ-6-М2-1, поскольку и без самопишущего устройства при производстве работ величина нагрузки ГИВ-6 определяется в режиме реального времени.

Кроме того, согласно Приложения №7 «Распределение ответственности между сторонами» к договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года пункта «Е» «Буровое оборудование» подпункта 2 ответственность за самописец параметров режима бурения, а туда входит ГИВ-6, который контролирует нагрузку всего оборудования спускаемого и поднимаемого из скважины, в том числе и контроль нагрузки на долото - относится к зоне ответственности Генерального подрядчика – ПАО «Богородснефть».

Далее эксперт ООО «Научно-исследовательский институт экспертизы» указывает, что согласно экспертизе промышленной безопасности №04-ТУ/062018/1 от 12.07.2018 года (далее – Экспертиза промышленной безопасности) очередная экспертиза промышленной безопасности должна быть проведена не позднее 25.05.2019 года. Учитывая, что работы по бурению скважины начаты 12.04.2019 года, то должны быть закончены не позднее 25.05.2019 года.

Однако, согласно Приложения №2 к договору, заключенного между Генеральным подрядчиком и Субподрядчиком на бурение скважины установлен срок – 57,62 суток.

То есть, с учетом начала бурения (12.04.2019 года), окончанием бурения является дата – 08.06.2019 года.

Вместе с тем, данный вывод эксперта противоречит пункту 3.6 МУ 03-008-06 (Методические указания по экспертизе промышленной безопасности буровых установок. 2006) редакция 2, согласно которых организация, эксплуатирующая буровую установку должна проводить очередную экспертизу за 3 (три) месяца до окончания срока установленного первичной экспертизой, то есть в данном случае она должна была быть проведена не позднее 12.04.2019 года.

Отвечая на восьмой вопрос, поставленный судом, эксперты ООО НПЭК «ОРТИС» делают вывод, что причинами деформации секций вышки буровой установки БУ-1600/100 ДГУ № 69, (далее БУ), могут быть две:

- превышение нагрузки на вышку БУ выше допустимой;

- износ элементов вышки больше допустимого;

Фактическую нагрузку по имеющимся в материалах дела документам установить невозможно, так как отсутствуют диаграммы с регистрирующих приборов.

Со слов представителей ООО МК «Ойл Плюс» нагрузка составляла 28т (Том 2, стр. 66), однако каких либо подтверждающих это официальных документов нет. Следует отметить, что ссылка ООО МК «Ойл Плюс» на отсутствие на буровой установке ограничителя нагрузки на крюке, в данном случае несостоятельна, т.к. при нагрузке 28т ограничитель не сработает, однако следует отметить, что ограничитель должен сработать, если нагрузка на вышку БУ превысит допустимую. Наличие ограничителя допускаемой нагрузки на крюке БУ предписано п.141 ПБ НГП [2].

В материалах дела имеется нечёткая копия диаграммы гидравлического индикатора веса. По ней можно предположить, что нагрузка на крюке буровой установки была близка к 97 делениям, однако эта диаграмма не может быть признана официальным документом, который может быть исследован, т.к. на ней отсутствуют данные о дате и месте её установки, нет № скважины, названия месторождения (площади), а так же отсутствует подпись ответственного лица.

Допустимая нагрузка на крюке буровой установки БУ-1600/100 ДГУ согласно паспорту составляет 1000кН.

В связи с длительным сроком эксплуатации БУ, ПАО «Богородскнефть» проведена экспертиза промышленной безопасности буровой установки БУ-1600/100 ДГУ № 69 за номером 04-ТУ/06/2018/1 от 12.07.2018г. При этом установлено, что минимальная толщина стенок несущих труб вышки 0140x8 составляет 7,7мм, при допустимой 7,2мм. На основании этого указано, что предполагаемый остаточный ресурс буровой установки составляет 1 год, т.е. до 12.07.2019г. Для дальнейшего продления срока эксплуатации очередную экспертизу провести не позднее 25.05.2019г (Том 2,стр.99, Том 4, стр. 151). Однако согласно п.3.6. МУ 03-008-06 (редакция 2) [4] организация, эксплуатирующая БУ должна проводить очередную экспертизу за 3 (три) месяца до окончания срока, установленного первичной экспертизой, т.е. в данном случае она должна была быть проведена не позднее 12.04.2019г.

Повреждение секций буровой вышки произошло 04.05.2019г, т.е. ещё до окончания срока разрешённой эксплуатации, и до указанного в экспертизе промышленной безопасности буровой установки БУ-1600/100 ДГУ № 69 за номером 04-ТУ/06/2018/1 от 12.07.2018г срока проведения очередной экспертизы.

Согласно данным ООО «РусНефтеПроект-Мск» (Том 4, стр. 151) в акте от 27.06.2019г толщина стенки несущей трубы 0140x8мм вышки указана 5,8-6 мм, что существенно меньше допустимой (7,2мм). Таким образом, буровая установка БУ-1600/100 ДГУ № 69 на момент проведения дефектоскопии 27.06.2019г не соответствовала требованиям правил безопасности и не может эксплуатироваться. Коррозийный износ стенок несущих труб, согласно приведенным данным, за один год составил 7,7-5,8=1,Эмм, хотя здесь же указано, что средняя скорость коррозии стали даже в сильно агрессивной среде составляет не более 0,4мм в год (Том 4, стр. 153). Информация о наличии, каких либо агрессивных сред в материалах дела отсутствует. Отсюда следует, что достоверность данных по замерам толщин стенок несущих труб вышки буровой установки БУ-1600/100 ДГУ № 69 вызывает сомнения.

Кроме того, на фотоматериалах в месте деформации видны приваренные металлические фрагменты к несущим элементам вышки, что согласно паспорту (формуляру) БУ1600/1000 ЭУ запрещается.

Кроме того, эксперты ООО НПЭК «ОРТИС» посчитали нужным указать общие выводы по результатам проведения экспертизы, а именно:

1. Отклонения плотности бурового раствора от проектных значений не могли быть причиной инцидента, так как и при соблюдении проектных параметров бурового раствора, бурение интервала 35-107 метров было также невозможно.

2. Завершение бурения интервала 35-107 метров стало возможным только при применении аэрационной установки, не предусмотренной проектной документацией при неизменных параметрах бурового раствора.

3. Отсутствие станции ГТИ является грубейшем нарушением пункта 181 ПБ НГП [2], которое привело к безконтрольному ведению работ при строительстве скважины №1 Илькинской площади.

4. ПАО «Богородскнефть», как организация эксплуатирующая БУ1600/100 № 69, в соответствии с п.3.6 МУ 03-008-06 [4] не организовала проведение очередной экспертизы промышленной безопасности за три месяца до окончания срока, установленного первичной экспертизой.

Статьей 64 Кодекса экспертное заключение относится к доказательствам по делу и оценивается судами наравне со всеми представленными по делу доказательствами по правилам статьи 71 Кодекса, в том числе как допустимое доказательство.

В соответствии с пунктом 12 Постановления Пленума ВАС РФ от 04.04.2014 года №23 «О некоторых вопросах практики применения арбитражными судами законодательства об экспертизе» (далее – Пленум №23) согласно положениям частей 4 и 5 статьи 71 АПК РФ заключение эксперта не имеет для суда заранее установленной силы и подлежит оценке наряду с другими доказательствами.

Суд оценивает доказательства, в том числе заключение эксперта, исходя из требований частей 1 и 2 статьи 71 Кодекса. При этом по результатам оценки доказательств суду необходимо привести мотивы, по которым он принимает или отвергает имеющиеся в деле доказательства (часть 7 статьи 71, пункт 2 части 4 статьи 170 АПК РФ).

С учетом вышеизложенного, суд полагает, что выводы экспертов ООО «Научно- исследовательский институт экспертизы» не в полном объеме и недостаточно ясно раскрывает поставленные на разрешение экспертам вопросы.

Анализ экспертного заключения ООО НПЭК «ОРТИС» позволяет суду прийти к выводу о том, что оно оформлено в соответствии с требованиями статей 82, 83, 86 АПК РФ, в нем отражены все предусмотренные частью 2 статьи 86 АПК РФ сведения.

Проанализировав представленные заключения экспертов в совокупности с имеющимися в материалах дела доказательствами, суд пришел к выводу, что причиной инцидента по прихвату бурового инструмента на скважине № 1 Ильинской площади, произошедшего 28.04.2019 является обвал горных пород со стенок скважины. Это подтверждается тем, что инцидент произошел во время подъёма инструмента из скважины на расстоянии 25м от забоя, после полного поглощения бурового раствора.

В результате полного поглощения бурового раствора гидростатическое давление в скважине снизилось, а, следовательно, снизилось и противодавление бурового раствора на стенки скважины, это и привело к обвалу горных пород. Поглощение бурового раствора возникают по причине превышения гидродинамического и гидростатического давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением.

Устойчивость стенок скважины так же зависит от гидростатического давления в скважине, которое создаётся буровым раствором соответствующей плотности.

Другими словами, в данных условиях снижение плотности бурового раствора будет приводить к обвалообразованию, а увеличение плотности приведёт к его поглощению.

На устойчивость стенок скважины в таких условиях существенное влияние оказывает временной фактор. Именно сокращение времени на бурение скважины в условиях одновременного поглощения и обвалообразования играет решающую роль.

В рассматриваемом случае на бурение в интервале 35-107м, сложенного, в основном, мягкими породами (песок 50%, суглинок 30%, глина 20% Том 4, стр. 76, было затрачено 11 суток, (при плановой продолжительности бурения и крепления интервала 35-107м 7 суток (Том 1, стр. 42), из них более 120 часов составили простои по различным причинам, что несомненно повлияло на устойчивость стенок скважины и обрушению горной породы.

В ходе судебного разбирательства дела судом устанавливались причины простоев в работе буровой бригады. Субподрядчик пояснил суду, что согласно пунктам 1.6, 5.10 договора Генеральный подрядчик передает Субподрядчику оборудование надлежащего качества, работоспособное, прошедшее дефектоскопию. Ресурс наработки на отказ оборудования и бурильного инструмента должен соответствовать сроку строительства скважины.

Однако, с 01.04.2019 года по 10.04.2019 года буровая бригада Субподрядчика, находясь на скважине, занималась подготовительными работами, в том числе ремонтом, чисткой оборудования, которое было передано Генподрядчиком Субподрядчику, при том, что к работам по бурению ствола скважины Субподрядчик еще не приступал.

Также, в момент приемки оборудования, проверить его полную работоспособность не представлялось Субподрядчику возможным, в связи с тем, что работоспособность некоторого оборудования, возможно проверить, только при наличии создания определенных условий (давления, нагрузки, мощность и т.п.), а это можно сделать только в ходе выполнения работ.

Данный факт подтверждается соответствующими записями в буровом журнале Субподрядчика, а также в суточных сводках, переданных Субподрядчиком в адрес Генподрядчика за период с 01.04.2019 года по 10.04.2019 года и 29.04.2019 года по 03.05.2019 года.

Кроме того, согласно акту от 20.04.2019 года о выходе из строя дизельной электростанции – 200 (далее - ДЭС-200), акта приема - передачи ДЭС- 200 от 20.04.2019 года, акта от 21.04.2019 года о выходе из строя ДЭС-200, накладной от 21.04.2019 года на получение ДЭС-200 Субподрядчиком, сводок за период с 20.04.2019 года по 21.04.2019 года следует, что Генподрядчиком Субподрядчику передавалась ДЭС-200 два раза, при этом, оба раза ненадлежащего качества, в результате чего, Субподрядчик по вине Генподрядчика с 20.04.2019 года по 21.04.2019 года находился в простое.

Таким образом, из вышеизложенного следует, что бригада Субподрядчика находилась в простое из-за ненадлежащего исполнения Генподрядчиком своих обязательств в части обеспечения Субподрядчика оборудованием надлежащего качества.

Кроме того, эксперт указал, что к причине полного поглощения, и как следствие, к обвалообразованию нужно отнести ещё следующее - после того как кондуктор не дошёл до проектной глубины он был поднят на поверхность. Как известно, при проведении подобной операции происходит механическое удаление фильтрационной корки, муфтами обсадной колонны, которая образовывается во время бурения, а значит и поглощение бурового раствора неизбежно.

Вместе с тем, судом установлено, что в материалах дела имеется буровой журнал, согласно записи от 27.04.2019, сделанной ведущим инженером-технологом ПАО «Богородскнефть» ФИО5, буровой бригаде рекомендовано поднять ОК-324, проработать ствол скважины к повторному спуску ОК-324 мм.

Довод представителя ПАО «Богородскнефть» о том, что причиной инцидента по прихвату бурильного инструмента стало несоответствие параметров рабочего бурового раствора, требованиям проектной документации для Скважины, также опровергаются проведенной экспертизой. Эксперт ООО НПЭК «ОРТИС» в ответе на пятый вопрос указал, что параметры бурового раствора, используемые ООО МК «Ойл Плюс» на скважине № 1 Ильинской площади, отличались от указанных в проекте, однако эти отклонения (уменьшение плотности раствора) способствовали снижению интенсивности поглощения бурового раствора, но как уже указывалось выше не смогли исключили его полностью. Интервал 35-107 метров не удалось пробурить ни при проектных параметрах бурового раствора ни при сниженных значениях плотности. Изменение параметров бурового раствора не могло явится причиной инцидента по прихвату бурового инструмента.

Довод представителя ПАО «Богородскнефть» об отсутствии шаблонирования ствола скважины перед спуском обсадной колонны диаметром 324 мм, что явилось одной из причин инцидента по прихвату бурового инструмента, судом не принимается по следующим основаниям.

В материалах дела имеется акт о готовности к спуску ОК-324 от 26.04.2019 года, составленный и подписанный инженером по бурению ООО «ЮКОЛА-нефть» ФИО13, в котором указано, что перед спуском ОК-324 отсутствуют механические ключи для крепления обсадной трубы диаметром 324 мм и неисправна вспомогательная лебедка.

Также представителем ПАО «Богородскнефть» в материалы дела была предоставлена служебная записка ведущего инженера- технолога ФИО5, в которой он указывает, что при спуске ОК-324 мм было допущено нарушение технического регламента, а именно недокрепление двух резьбовых соединений и заваривание их электросваркой.

Таким образом, в вышеуказанных документах ни один из специалистов ПАО «Богородснефть» не указывает то обстоятельства на которое ссылается представитель ПАО «Богородскнефть», а именно, что скважина не была готова к спуску ОК 324 мм в связи с отсутствием работ по ее шаблонированию.

Наоборот, согласно суточной сводке от 25.04.2019 года скважина была пробурена до глубины 106,7 м. и сделан подъём КНБК. Согласно суточной сводке от 26.04.2019 был произведён спуск с добавлением в КНБК калибратора КЛС 393, что увеличило жесткость КНБК в целом. Спуск КНБК с КЛС 393 прошёл без посадок. Данный спуск не отмечен в сводке как шаблонировка, но включение в КНБК калибратора 393 мм на это указывает.

26.04.2019 после спуска было произведено подбуривание скважины до глубины 107 м, т.е. было пробурено всего 30 см. Бурение 30 см. заняло 1 час 15 минут, после чего была произведена промывка в течение 45 минут. Этого времени (2 часа) более чем достаточно для удаления шлама выбуренной породы с интервала 106,7-107м. Подъём КНБК так же прошел без затяжек. Кроме того, посадка при спуске ОК 324 мм произошла на глубине 97,5 м, что гораздо выше бурения последнего интервала (106,7 – 107 м).

Таким образом, данный факт свидетельствует о том, что в части «чистоты», ствол скважины как раз был готов к спуску обсадной колонны 324 мм. Кроме того, в подтверждение данного факта также свидетельствуют то обстоятельство, что после посадки колонны на глубине 102 м, она была поднята «чисто», без затяжек.

Довод представителя ПАО «Богородскнефть» о том, что на площадке буровых работ химических реагентов в достаточном количестве не было, как того требуют правила, установленные пунктом 217 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ФНИ ПБНГП), в связи с чем субподрядчиком большое количество времени тратилось на завоз хим.реагентов на скважину судом не принимаются по следующим основаниям.

Согласно суточной сводке от 16.04.2019 потеря бурового раствора за сутки составила 60 м³, согласно суточной сводке от 17.04.2019 потеря бурового за сутки составила 80 м³.

Таким образом, по состоянию на 17.04.2019 потеря бурового раствора составила 140 м³, в скважине в интервале 35-101 метр находилось 93,6 м³ бурового раствора (согласно программе по буровым растворам ООО «ТПК ССТ»), в емкостях 80 м³, итого 313,6 м³ бурового раствора, что соответствует пунктам 217, 295 ФНИ ПБНГП.

Расчет объема бурового раствора с учетом пунктов 217, 295 ФНИ ПБНГП: 93,6 м³ х 3 = 280,8 м³.

Согласно суточной сводке на 17.04.2019 на 18 часов 30 минут остаток бурового раствора в емкостях составил 80 м³, в связи с открытием 50% поглощения скважины и отсутствия химреагентов для приготовления бурового раствора, дальнейшие работы по бурению скважины были приостановлены. Оставшийся буровой раствор в емкостях (80 м³) использовался для долива скважины с целью недопущения обвала стенок скважины.

Таким образом, ожидание химреагентов составило 1 сутки 3,5 час. (с 18.30 час. 17.04.2019 года по 23.00 час. 18.04.2019 года).

Согласно акту поглощения бурового раствора от 24.04.2019 года, потеря бурового раствора с 18.04.2019 года по 24.04.2019 года составила 410 м³.

Таким образом, из вышеизложенного следует, что на 17.04.2019 года (первый простой по причине отсутствия химреагентов) объем бурового раствора, находящийся у Субподрядчика соответствовал объему бурового раствора, указанному в проектной документации, программе по буровым растворам ООО «ТПК ССТ» и требованиям, установленным пунктами 217, 295 ФНИ ПБНГП.

Последующий простой Субподрядчика, в связи с отсутствием химреагентов, был из-за полного поглощения бурового раствора и невозможностью его ликвидировать способами, предусмотренными проектной документацией. Данный вывод также содержится в экспертном заключении ООО НПЭК «ОРТИС».

Кроме того, согласно проектной документации – таблица 7.4 графа 10 на бурение интервала от 0-35 м заложено 23.1 м³ бурового раствора, на бурение интервала 35-113 м заложено 33,2 м³ бурового раствора. На бурение интервала 113-619 м заложено 121,4 м³, на интервал 619-1425 м³ заложено 134 м³.

В графе 8 таблицы 7.4 указаны интервалы, при бурении которых необходимо иметь объем запаса бурового раствора на поверхности в количестве не менее 2-х объемов скважины согласно пунктам 217, 295 ФНИ ПБНГП.

Из анализа данного документа следует, что запас бурового раствора на поверхности в количестве не менее 2-х объемов скважины согласно пунктам 217, 295 ФНИ ПБНГП, нужно иметь только в интервале бурения 619-1425 м, который должен быть 111 м³, для остальных интервалов бурения запас бурового раствора в количестве не менее 2–х объемов скважины проектной документацией не предусмотрен.

Таким образом, судом установлено, что Субподрядчиком хим.реагенты для приготовления бурового раствора были завезены на скважину свыше нормы установленной проектной документацией (согласно таблице 7.4 проектной документации графа 10 на бурение интервала 0-113 м. требуется бурового раствора – 56.2 м³ (23.1 м³ + 33.2 м³).

Довод представителя ПАО «Богородскнефть» о том, что по вине Субподрядчика буровая бригада находилась в простое в связи с ожиданием хим.реагентов для приготовления бурового раствора, а также в связи с ремонтом оборудования, что усугубило ситуацию и аварию, судом не принимаются по следующим основаниям.

В ходе судебного разбирательства и при исследовании материалов дела, судом установлено, что Субподрядчиком на объект выполнения работ было завезено для приготовления бурового раствора хим.реагентов свыше нормы установленной проектной документацией.

Таким образом, изучив заключения экспертов, представленные в материалы дела доказательства, суд пришел к выводу, что инцидент по прихвату бурового инструмента произошел не в результате ненадлежащего выполнения Субподрядчиком своих обязательств по договору.

Напротив, проведенной экспертизой было установлено, что что отсутствие станции ГТИ не позволило контролировать процесс бурения, что также явилось причиной инцидента. Хотя станция ГТИ предусмотрена проектной документацией в интервале 619-1425 метров, но это не отменяет действие и соблюдение пункта 181 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Согласно пункту 181 ФНИ ПБНГП в процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры: вес на крюке с регистрацией на диаграмме или регистрацией электронными средствами хранения информации; плотность, структурно-механические и геологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале или регистрацией электронными средствами хранения информации; расход бурового раствора на входе и выходе из скважины; температура бурового раствора на выходе из скважины; давление в манифольде буровых насосов; давление на буровом штуцере (при бурении с контролем обратного давления); уровень раствора в приемных и доливной емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций; крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

Согласно Приложения №7 к договору между ПАО «Богородскнефть» и ООО МК «ОЙЛ-Сервис» станция ГТИ предоставляется ПАО «Богородскнефть», без каких либо ограничений или комментариев, т.е. с момента забуривания скважины. Отсутствие станции ГТИ не позволило контролировать процесс бурения, что также явилось причиной инцидента.

Далее, при ответе на вопрос о причинах деформации секций вышки буровой установки БУ-1600/100 ДГУ № 69, эксперт пришел к выводу о том, что причиной явился износ элементов вышки больше допустимого.

Все участники гражданских правоотношений предполагаются добросовестными исполнителями своих прав и обязанностей, поэтому кредитор (потерпевший) должен доказать факт неисполнения или ненадлежащего исполнения своим должником лежащих на нем обязанностей, а также наличие и размер понесенных убытков и причинную связь между ними и фактом правонарушения. В свою очередь, ответчик вправе доказывать отсутствие своей вины в причинении убытков.

Согласно пункту 5 Пленума Верховного Суда Российской Федерации от 24.03.2016 №7 «О применении судами некоторых положений Гражданского кодекса Российской Федерации об ответственности за нарушение обязательств», по смыслу статей 15 и 393 ГК РФ, кредитор представляет доказательства, подтверждающие наличие у него убытков, а также обосновывающие с разумной степенью достоверности их размер и причинную связь между неисполнением или ненадлежащим исполнением обязательства должником и названными убытками. Должник вправе предъявить возражения относительно размера причиненных кредитору убытков, и представить доказательства, что кредитор мог уменьшить такие убытки, но не принял для этого разумных мер (статья 404 ГК РФ).

В соответствии со статьями 15 (ч. 1), 393 (ч. 1) ГК РФ лицо, право которого нарушено, в том числе и в результате неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательств, может требовать полного возмещения причиненных ему убытков, если законом или договором не предусмотрено возмещение убытков в меньшем объеме.

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), а также неполученные доходы, которые это лицо получило бы при обычных условиях гражданского оборота, если бы его право не было нарушено (упущенная выгода).

Ответственность за убытки, причиненные лицу и его имуществу вследствие неправомерных действий (бездействия) стороны по договору, по общему правилу наступает при наличии следующих условий:

- неправомерность действий (бездействия) стороны;

- наличие вреда или убытков, причиненных лицу или его имуществу;

- причинная связь между незаконным действием (бездействие) и наступившим вредом (убытками);

- виновность стороны.

Основываясь на имеющихся в деле доказательствах, пояснениях сторон, а также на экспертном заключении ООО НПЭК «ОРТИС», суд считает, что Генподрядчиком в материалы дела не представлены доказательства того, что в результате неправомерных действий Субподрядчика, ему были причинены убытки. Напротив, экспертным заключением и доказательствами, представленными в материалы дела подтверждается отсутствие вины ООО МК «Ойл Плюс».

Таким образом, суд пришел к выводу, что заявленные исковые требования ПАО «Богородскнефть» о взыскании убытков в размере 5880353 рублей 43 копеек удовлетворению не подлежат.

Далее, ПАО «Богородскнефть» заявлены требования о взыскании неустойки в размере 154759 рублей 67 копеек.

Согласно пункту 8.10.1 договора, Субподрядчик несет ответственность за нарушение сроков выполнения работ по договору в размере 10% сметной стоимости выполнения соответствующих работ.

В соответствии со статьей 329 Гражданского кодекса Российской Федерации исполнение обязательств может обеспечиваться неустойкой, залогом, удержанием имущества должника, поручительством, банковской гарантией, задатком и другими способами, предусмотренными законом или договором.

Согласно статье 330 Гражданского кодекса Российской Федерации 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.

В соответствии с пунктом 1 статьи 401 ГК РФ, Лицо, не исполнившее обязательства либо исполнившее его ненадлежащим образом, несет ответственность при наличии вины (умысла или неосторожности), кроме случаев, когда законом или договором предусмотрены иные основания ответственности. Лицо признается невиновным, если при той степени заботливости и осмотрительности, какая от него требовалась по характеру обязательства и условиям оборота, оно приняло все меры для надлежащего исполнения обязательства.

В ходе судебного разбирательства дела судом установлено, что представленными в материалы дела подтверждается отсутствие вины ООО МК «Ойл Плюс» в произошедшем инциденте по прихвату бурового инструмента, и, как следствие, в нарушение срока выполнения первого этапа работ по договору.

Поскольку в удовлетворении основных требований о взыскании убытков, судом отказано, ввиду отсутствия вины Субподрядчика, то удовлетворение исковых требований о взыскании неустойки за просрочку выполнения первого этапа работ также не подлежат.

Далее, в рамках настоящего дела судом рассматриваются требования ПАО «Богородскнефть» о взыскании неотработанного аванса по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 2706343 рубля 83 копеек, а также встречные исковые требования ООО МК «Ойл Плюс» о взыскании стоимости выполненных работ по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 5730182 рублей 49 копеек.

В соответствии с пунктом 3.5 договора оплата, за дополнительные работы, не предусмотренные Сметой, выполняемые Субподрядчиком, включая, но, не ограничиваясь, осложнения по геологическим причинам, работы по ликвидации скважины и т.д.) производятся, на основе посуточной оплаты, исходя из Расчета стоимости суток работы буровой бригады (Приложение № 3 к договору).

В соответствии с пунктом 5.39 договора Субподрядчик имеет право, если встречается одно или более условий, непредусмотренных проектной документацией (водопроявления, аномальное давление, уголь, осыпание стенок скважины, естественное искривление и т.д.), что делает проведение работ сложным или опасным, Субподрядчик, уведомив об этом Генерального подрядчика, получает право приостановить проведение работ, или, по согласованию с Генеральным подрядчиком, обеспечить выполнение работ, не предусмотренных проектной документацией, которые обеспечат наиболее безопасные условия.

В соответствии с абзацем 2 пункта 6.5 договора Генеральный подрядчик обязан в полной мере возместить Субподрядчику затраты, связанные с ликвидацией осложнений, вызванных геологическими условиями вскрываемых горных пород, при выполнении работ по строительству скважины, не предусмотренных проектной документацией.

Согласно пункту 3.11.1 договора без ущерба иным положениям настоящего договора стороны договариваются, что виновная за простой буровой бригады сторона определяется комиссией, которая состоит из представителей Генерального подрядчика (2 человека) и Субподрядчика (2 человека), с составлением акта и подписанием его всеми членами комиссии. Отказ от подписания акта не допускается.

Пунктом 3.12. предусмотрено, что простой буровой бригады по вине Генерального подрядчика оплачиваются за счет Генерального подрядчика.

В соответствии с пунктом 13.7 договора Генеральный подрядчик оплачивает Субподрядчику фактические затраты всех работ, проводимых под руководством Генерального подрядчика, предъявленных Субподрядчиком за аварийный период, на основании соответствующих доказательств, за исключением тех случаев, когда все эти работы или часть таких работ были вызваны по вине Субподрядчика.

Согласно представленному расчету Субподрядчика, общая стоимость фактических выполненных работ и затрат в рамках договора №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года составила 9338725,52 рублей. С учетом авансового платежа Генподрядчика в размере 3608543,03 рублей (платежное поручение №606 от 02.04.2019 года на сумму 2000000 руб. и платежное поручение №614 от 04.04.2019 года на сумму 1608543,03 рублей), остаток задолженности составляет 5730182,49 рублей.

22.05.2019 года Субподрядчиком в адрес Генерального подрядчика были направлены финансовые документы на оказание услуг на строительство Скважины (период с 30.03.2019 года по 15.05.2019 года):

- акт №7 от 22.05.2019 г. на сумму 12067646,44 рублей;

- акт о приемке выполненных работ №1 от 15.05.2019 по форме КС-2;

- справка о стоимости выполненных работ и затрат №2 от 15.05.2019 по форме КС-3;

- счет на оплату №7 от 22.05.2019 на сумму 8459103,41 рублей;

- счет-фактура №7 от 22.05.2019 на сумму 12067646,44 рублей.

27.05.2019 года Генподрядчик вышеуказанные документы не принял к оплате, ссылаясь на нарушение Субподрядчиком договорных обязательств по первому этапу строительства скважин, что подтверждается письмом №367 от 27.05.2019 года

Субподрядчиком заявлены требования о взыскании задолженности за выполненные работы по первому этапу в размере 2486228 рублей 17 копеек, а именно: 1082639 рублей 04 копеек (в том числе НДС) - подготовительные работы к бурению, бурение и крепление под 426 мм направление 35 м; 1403589 рублей 13 копеек (в том числе НДС)– иные работы по выполнению первого этапа.

Субподрядчик настаивает на том, что объем работ по первому этапу, выполненный ООО МК «Ойл Плюс» в соответствии с условиями договора, имеет для ПАО «Богородскнефть» потребительскую ценность, скважина была добурена и используется по функциональному ее назначению.

Между тем, Генподрядчик не согласился с данным расчетом Субподрядчика и поясняет суду следующее.

Согласно сметному расчету стоимости строительства эксплуатационной Скважины (приложение №1 к договору),

1 этап работ включает в себя:

- подготовительные работы к бурению на сумму 451836,50 рублей (без НДС);

- бурение и крепление под 426 мм - 35м. на сумму 450362,70 рублей (без НДС);

- Монтаж ПВО, бурение и крепление под 324 мм кондуктор - 113м. на сумму 1547592,47 рублей (без НДС).

ПАО «Богородскнефть» согласилось тем, что ООО МК «Ойл Плюс» фактически выполнило первые два пункта 1-го этапа работ на сумму 902199,20 рублей (без НДС).

Более того, данные работы оплачены ПАО «Богородскнефть» в составе аванса (платежное поручение №606 от 02.04.2019 на сумму 2000000 рублей; платежное поручение №614 от 04.04.2019 на сумму 1608543,03 рублей).

ПАО «Богородскнефть» обращает внимание на то, что интервал 30-35; 35-107 метров был пробурен силами ПАО «Богородскнефть».

Согласно суточным сводкам с 17.06.2019 по 27.06.2019 года бригада ПАО «Богородскнефть приступило к обуриванию прихваченного инструмента на глубине 5,40 метров. Голова прихваченного инструмента на глубине 30,1 метр.

ПАО «Богородскнефть» спустило обурочную коронку на глубине 28 метров (последовала посадка), что свидетельствует о том, что ранее пробуренная «яма» отсутствовала. Было произведено восстановление циркуляции после закачки ВУС, затем произведена проработка (бурение) в интервале 28-30 метров.

Обуривание прихваченного инструмента в интервале 30-47 метров (частичное поглощение). Затем проработка (бурение) в интервале 59-70 метров, обуривание прихваченного инструмента в интервале 70-86 метров. 21.06.2019 года прихваченный инструмент был освобожден. Затем 22.06.2019 года была произведена установка цементного моста в интервале 65-45 метров с целью стабилизации стенок скважины.

Затем было произведено разбуривание цементного моста в интервале 48-58 м (на глубине 58 метров получено полное поглощение). Затем произведен спуск инструмента в интервале 34-58 метров. Проработка (бурение) в интервале 58-85м. Восстановлена циркуляция 90%. Затем проработка (бурение) в интервале 85-107м (выход циркуляции 90%). Промывка на забое (выход циркуляции 100%). Подъем инструмента в интервале 107-34 метра. Затем произведено шаблонирование ствола скважины в интервале 34-107м. Разборка КНБК 27-0 м. Спуск колонны диаметром 324 мм.

Таким образом, ПАО «Богородскнефть» производило работы, предусмотренные пунктом 3 первого этапа сметы (приложение №1) к договору самостоятельно, так как ООО МК «Ойл Плюс» своими силами данные работы в полном объеме произвести не смогли.

ПАО «Богородскнефть» пришлось выполнять те же работы, что и ООО МК «Ойл Плюс» на тех же метрах и в тех же условиях.

Судом установлено, что между ПАО «Богородскнефть» и ООО МК «Ойл Плюс» был заключен договор подряда, с фиксированной (твердой) ценой. Твердая цена, включает в себя все затраты подрядчика, в том числе: на буровой раствор; дизельное топливо; работу техники, простои и т.д.

Стоимость работ складывается исходя из сметного расчета (приложение №1), составленного на основании технического задания, проектной документации и является фиксированным (пункт 3.1.1 договора).

Согласно пункту 1.3. сторонами может быть согласована дополнительная потребность в выполнении работ, не предусмотренных сметным расчетом стоимости строительства (приложение №1). Перечень, объемы и стоимость дополнительных работ, сроки их выполнения согласуются сторонами путем подписания дополнительного соглашения к настоящему договору.

В силу пункта 3.5 договора, оплата за дополнительные работы, не предусмотренные Сметой, выполняемые Субподрядчиком, включая, но, не ограничиваясь, осложнения по геологическим причинам, работы по ликвидации скважины и т.д., производятся, на основе посуточной оплаты, исходя из расчета стоимости суток работы буровой бригады (Приложение №3).

Рассчитанные ООО МК «Ойл плюс» дополнительные затраты на выполнение первого этапа работ противоречат условиям договора. Стоимость первого этапа работ установлена в твердой сумме. Перечисленные ООО МК «Ойл Плюс» в уточнении к встречному исковому заявлению работы по первому этапу не являлись дополнительными работами, соответственно к ним приложение №3 договора не применяется. Иной расчет стоимости фактически выполненных работ по первому этапу за монтаж ПВО, бурение и крепление под 324 мм кондуктор, соответствующий условиям договора, ООО МК «Ойл Плюс» не представлен.

Таким образом, суд полагает, что ООО МК «Ойл Плюс» подлежат оплате работы за выполнение первого этапа работ по договору в размере 1082639 рублей 04 копеек (в том числе НДС) - подготовительные работы к бурению, бурение и крепление под 426 мм направление 35 м.

Далее, ООО МК «Ойл Плюс» заявлены требования о взыскании дополнительных расходов при выполнении работ по договору в размере 6852497 рублей 35 копеек.

22.04.2019 года Субподрядчик направил в адрес Генерального подрядчика письмо №12, уведомив последнего о полном поглощении в интервале бурения на глубине 102 м, попросив рассмотреть возможность дальнейшего бурения на технической воде. Согласно письму №282 от 22.04.2019 года Генеральным подрядчиком было дано указание о продолжении бурения на буровом растворе.

Согласно программе по буровым растворам, утвержденной «Торгово-Производственная Компания Современные Сервисные Технологии» (далее - ООО «ТПК ССТ») в смету (Приложение №1 к договору) был заложен объем бурового раствора в количестве 210 м3, с учетом возможных осложнений по Скважине (т.е., максимально возможный объем).

Ввиду данных обстоятельств, из-за геологических осложнений, выразившихся в полном поглощении бурового раствора, из-за указаний Заказчика по дальнейшему бурению скважины на буровом растворе – Субподрядчиком были понесены дополнительные затраты на приобретение химреагентов для приготовления дополнительного объема бурового раствора в количестве 500 м3, на дизельное топливо, за дежурство автокрана и бульдозера.

В соответствии с пунктом 8.7 договора Генеральный подрядчик несет ответственность и производит дополнительную оплату за простои буровой бригады в ожидании Субподрядчиком нанятых Генеральным подрядчиком других Субподрядчиков, а также поставки материалов, оборудования или распоряжений генерального подрядчика, на проведение дальнейших работ по Скважине.

В соответствии с пунктом 8.8. договора Генеральным подрядчик, в случае аварии или простоя, вызванных неисправностью его оборудования или применением некачественных материалов, предоставляемых Генеральным подрядчиком, оплачивает Субподрядчику в соответствии с условиями договора работы (происшедшие в результате применения вышеуказанного оборудования или материалов) по ликвидации аварии или время простоя в ожидании поступления оборудования или материалов Генерального подрядчика.

В соответствии с пунктом 3.5 договора оплата, за дополнительные работы, не предусмотренные Сметой, выполняемые Субподрядчиком, включая, но, не ограничиваясь, осложнения по геологическим причинам, работы по ликвидации скважины и т.д.) производятся, на основе посуточной оплаты, исходя из расчета стоимости суток работы буровой бригады (Приложение №3 к договору).

Пунктом 3.12. предусмотрено, что простой буровой бригады по вине Генерального подрядчика оплачиваются за счет Генерального подрядчика.

В соответствии с пунктом 13.5 договора все аварии, когда их причиной не является какое-либо нарушение со стороны Субподрядчика, что подтверждается двухсторонним актом (Субподрядчик строго выполнял все требования проекта строительства скважин), оформляются и оплачиваются Генеральным подрядчиком, также, как и осложнение.

В соответствии с пунктом 13.7 договора Генеральный подрядчик оплачивает Субподрядчику фактические затраты всех работ, проводимых под руководством Генерального подрядчика, предъявленных Субподрядчиком за аварийный период, на основании соответствующих доказательств, за исключением тех случаев, когда все эти работы или часть таких работ были вызваны по вине Субподрядчика.

Согласно Приложения №3 к договору стоимости 1-х суток работы буровой бригады составляет 103728 рублей 68 копеек, в том числе НДС (20 %).

Буровая бригада Субподрядчика находилась на скважине - 45 дней (заехала - 01.04.2019 года, съехала - 15.05.2019 года.), из них 11 дней - выполняла работы, по первому этому, указанные и согласованные в Приложении №1 к договору.

34 дня – из них:

- 8 дней, дополнительные работы, возникшие из-за геологического осложнения в скважине (поглощение).

- 15 дней - работы, связанные с ремонтом некачественного оборудования Генподрядчика переданного Субподрядчику, простоем бригады в ожидании доукомплектации Генподрядчиком оборудования (01.04.2019 года по 10.04.2019 года, с 29.04.2019 года по 03.04.019 года).

- 11 дней - работ, связанные с ликвидацией аварии от 04.05.2019 года.

Итого, заработная плата буровой бригады составила - 3526775 рублей 12 копеек (34 дня х 103728,68 рублей = 3526775,12 рублей).

Согласно акта об инциденте с наземным буровым оборудованием на Скважине от 04.05.2019 года дальнейшие работы по скважине были приостановлены для комиссионного разбора произошедшего инцидента.

В связи с расторжением договора Генподрядчиком, Субподрядчиком также были понесены дополнительные затраты в размере 1474971,71 рублей, возникшие в связи с простоем тампонажной техники, прибывшей на Скважину для выполнения работ по цементированию обсадной колонны (324 мм), что подтверждается договором №СБК/ТР/40/19 на выполнение тампонажных работ от 12.04.2019 года, заключенного между Субподрядчиком и ООО «СБК-ТЕХНОСЕРВИС», приложением №1 к договору, универсальный передаточный документ №160 от 30.04.2019 года на сумму 1176576 рублей 35 копеек, универсальный передаточный документ №173 от 07.05.2019 года на сумму 298395 рублей 36 копеек, актами №281 за период с 25.04.2019 года по 30.04.2019 года, №320 за период с 01.05.2019 года по 03.05.2019 года.

С учетом вышеперечисленных обстоятельств, суд приходит к следующим выводам.

Поскольку материалами дела и заключением экспертизы установлено отсутствие вины Субподрядчика в прихвате бурового инструмента и разрушении секций вышку БУ, соответственно затраты на устранение аварии подлежат оплате Генподрядчиком Субподрядчику.

Таким образом, стоимость дополнительных затрат составила 6852497,35 рублей с НДС. В ходе судебного разбирательства дела ПАО «Богородскнефть» не представлен контррасчет дополнительных затрат Субподрядчика, произведенный в соответствии с условиями договора.

Арбитражное судопроизводство в России строится на основе принципа состязательности (статьи 123 Конституции Российской Федерации, статья 9 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации), который заключается в обеспечении сторонам дела «паритетной» возможности доказывать свою правовую позицию всеми доступными им согласно закону способами. Этот принцип в силу его прямого закрепления в Конституции Российской Федерации носит универсальный характер и распространяется на все категории судебных споров. Неиспользование стороной возможности представить доказательства в обоснование своих требований (возражений) по делу оставляет риск возникновения для нее негативных последствий такого процессуального поведения. В арбитражном процессе суд согласно Арбитражному процессуальному кодексу Российской Федерации не играет активной роли в сборе доказательств, а лишь обеспечивает их надлежащее исследование на началах независимости, объективности и беспристрастности.

Права участников процесса неразрывно связаны с их процессуальными обязанностями, поэтому в случае нереализации участником процесса предоставленных ему законом прав последний несет риск наступления неблагоприятных последствий, связанных с несовершением определенных действий (статья 9 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).

Из материалов дела следует, что работы были частично оплачены ПАО «Богородскнефть» в составе аванса (платежное поручение №606 от 02.04.2019 на сумму 2000000 рублей; платежное поручение №614 от 04.04.2019 на сумму 1608543,03 рублей).

С учетом вышеизложенного, встречные исковые требования подлежат удовлетворению в размере 4326593,36 рублей. Кроме того, в рассматриваемом случае отсутствуют основания для взыскания неотработанного аванса по договору.

В соответствии с частью 3.1. статьи 70 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, обстоятельства, на которые ссылается сторона в обоснование своих требований или возражений, считаются признанными другой стороной, если они ею прямо не оспорены или несогласие с такими обстоятельствами не вытекает из иных доказательств, обосновывающих представленные возражения относительно существа заявленных требований.

Оценив все представленные в материалах дела доказательства в их взаимосвязи и совокупности, как того требуют положения пункта 2 статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд пришел к выводу, что обоснованность заявленных исковых требований в ходе судебного разбирательства дела своего подтверждения не нашла, ПАО «Богородскнефть» полностью отказано судом; встречные исковые требования подлежат удовлетворению в части взыскания задолженности по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 4326593 рублей 36 копеек. В удовлетворении встречного иска в оставшейся части судом отказано.

При обращении с настоящим исковым заявлением в суд ПАО «Богородскнефть» уплатило государственную пошлину в размере 69777 рублей (платежное поручение №1430 от 12.08.2019 года).

В ходе рассмотрения дела ПАО «Богородскнефть» в соответствии со статьей 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации заявило ходатайство об уменьшении размера исковых требований. Данное ходатайство судом было удовлетворено.

Согласно положениям статьи 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, судебные расходы, понесенные лицами, участвующими в деле, в пользу которых принят судебный акт, взыскиваются арбитражным судом со стороны. В случае, если иск удовлетворен частично, судебные расходы относятся на лиц, участвующих в деле, пропорционально размеру удовлетворенных исковых требований.

В силу подпункта 3 пункта 1 статьи 333.22 Налогового кодекса Российской Федерации, при уменьшении истцом размера исковых требований сумма излишне уплаченной государственной пошлины возвращается в порядке, предусмотренном статьей 333.40 Налогового кодекса Российской Федерации.

Судом установлено, что в удовлетворении исковых требований по настоящему делу отказано в полном объеме.

Таким образом, судебные расходы по уплате государственной пошлины в размере 66707 рублей суд относит на истца. В силу пункта 1 статьи 333.22 Налогового кодекса Российской Федерации, излишне уплаченная истцом государственная пошлина в размере 3070 рублей подлежит возврату.

При обращении со встречным исковым заявлением в суд ООО МК «Ойл Плюс» было заявлено ходатайство об отсрочке оплаты государственной пошлины. Определением суда данное ходатайство было удовлетворено.

Согласно пункту 3 статьи 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, государственная пошлина, от уплаты которой в установленном порядке истец был освобожден, взыскивается с ответчика в доход федерального бюджета пропорционально размеру удовлетворенных исковых требований, если ответчик не освобожден от уплаты государственной пошлины. Аналогично, подпунктом 4 пункта 1 статьи 333.22 Налогового кодекса Российской Федерации предусмотрено, что в случае, если истец освобожден от уплаты государственной пошлины в соответствии с настоящей главой, государственная пошлина уплачивается ответчиком (если он не освобожден от уплаты государственной пошлины) пропорционально размеру удовлетворенных арбитражным судом исковых требований.

Судом установлено, что встречные исковые требования удовлетворены частично.

Таким образом, государственная пошлина в размере 38999 рублей подлежит взысканию в доход федерального бюджета с ПАО «Богородскнефть»; государственная пошлина в размере 12652 рублей подлежит взысканию в доход федерального бюджета с ООО МК «Ойл Плюс».

Основания и порядок возврата или зачета государственной пошлины устанавливаются в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах (статья 104 АПК РФ).

С учета возврата излишне уплаченной государственной пошлины, за рассмотрение встречного иска с ПАО «Богородскнефть» подлежит взысканию в доход федерального бюджета государственная пошлина в размере 35929 рублей. На основании вышеуказанных обстоятельств, государственная пошлина возврату ПАО «Богородскнефть» из федерального бюджета не подлежит.

При этом, судебные расходы за проведение комплексной экспертизы подлежат отнесению на ПАО «Богородскнефть» в полном объеме, поскольку в удовлетворении первоначального иска полностью отказано судом.

С учетом данных обстоятельств, уплаченная ПАО «Богородскнефть» за экспертизу ООО «НИИ Экспертизы» сумма в размере 500000 рублей относится на ПАО «Богородскнефть».

Поскольку экспертиза в ООО НПЭК «ОРТИС» была проведена без внесения на депозитный счет суда денежных средств, то она подлежит оплате за счет ПАО «Богородскнефть». С учетом чего, с ПАО «Богородскнефть» в пользу ООО НПЭК «ОРТИС» подлежат взысканию денежные средства на производство экспертизы в размере 280000 рублей.

Руководствуясь статьями 167-170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации

РЕШИЛ:

В удовлетворении исковых требований Публичного акционерного общества «Богородскнефть» к Обществу с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» о взыскании убытков в размере 5880353 рублей 43 копеек, неустойки по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 154759 рублей 25 копеек, неотработанного аванса по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 2706343 рубля 83 копеек – отказать.

Встречное исковое заявление Общества с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» удовлетворить частично.

Взыскать с Публичного акционерного общества «Богородскнефть» (ОГРН <***>, ИНН <***>, место нахождения: 410028, <...>) в пользу Общества с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» (ОГРН <***>, ИНН <***>, место нахождения: 423040, <...>) задолженность по договору №29-03/1ПД-2019 от 29.03.2019 года в размере 4326593 рублей 36 копеек.

В удовлетворении встречного искового заявления Общества с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» в остальной части – отказать.

Взыскать с Публичного акционерного общества «Богородскнефть» (ОГРН <***>, ИНН <***>, место нахождения: 410028, <...>) в пользу Общества с ограниченной ответственностью Научно- производственная экспертная компания «ОРТИС» (ОГРН <***>, ИНН <***>, место нахождения: 634031, <...>) расходы на проведение экспертизы в размере 280000 рублей.

Взыскать с Публичного акционерного общества «Богородскнефть» (ОГРН <***>, ИНН <***>, место нахождения: 410028, <...>) в доход федерального бюджета государственную пошлину в размере 35929 рублей.

Взыскать с Общества с ограниченной ответственностью Московская компания «Ойл Плюс» (ОГРН <***>, ИНН <***>, место нахождения: 423040, <...>) в доход федерального бюджета государственную пошлину в размере 12652 рублей.

Копии решения направить лицам, участвующим в деле.

Решение арбитражного суда вступает в законную силу по истечении месячного срока со дня его принятия, если не подана апелляционная жалоба.

Решение арбитражного суда может быть обжаловано в апелляционную, кассационную инстанции в порядке, предусмотренном главами 34, 35 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, путем подачи соответствующей жалобы через арбитражный суд первой инстанции.

Судья Арбитражного суда

Саратовской области

Т.А. Ефимова