Решение от 17 августа 2024 г. по делу № А70-25695/2021

АРБИТРАЖНЫЙ СУД ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

Ленина д.74, г.Тюмень, 625052,тел (3452) 25-81-13, ф.(3452) 45-02-07, http://tumen.arbitr.ru, E-mail: info@tumen.arbitr.ru

ИМЕНЕМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ


РЕШЕНИЕ

Дело №

А70-25695/2021
г. Тюмень
17 августа 2024 года
Резолютивная часть решения объявлена 05 августа 2024 года, решение изготовлено в полном объеме 17 августа 2024 года.


Арбитражный суд Тюменской области в составе судьи Вебер Л. Е., при ведении протокола судебного заседания секретарем судебного заседания Федоровой М.С., рассмотрел в открытом судебном заседании материалы дела по иску Акционерного общества «МЕССОЯХАНЕФТЕГАЗ» (ОГРН: <***>, ИНН: <***>) к Обществу с ограниченной ответственностью «ПРОМЫШЛЕННО-ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ» (ОГРН: <***>, ИНН: <***>) об устранении недостатков товара, выявленных в течение гарантийного срока.

Третьи лица, не заявляющие самостоятельных требований относительно предмета спора: общество с ограниченной ответственностью «Газпром проектирование» (ОГРН <***>, ИНН <***>), общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» (ОГРН: <***>, ИНН: <***>), акционерное общество «ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «СТАЛЬКОНСТРУКЦИЯ» (ОГРН: <***>, ИНН: <***>), акционерное общество «Казанькомпрессормаш» (ОГРН <***>; ИНН <***>).

В судебном заседании приняли участие представители истца ФИО1 по доверенности от 07.06.2024 № Д-95; ФИО2 по доверенности от 29.12.2023 № Д-644; представитель ответчика ФИО3 по доверенности от 12.12.2023, от третьих лиц: от общества с ограниченной ответственностью «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» - ФИО4 по доверенности от 01.02.2022 № 10/2022; ФИО5 по доверенности от 01.01.2024 № 01/2024, диплом от 13.12.2007; от общества с ограниченной ответственностью «Газпром проектирование» - ФИО6 по доверенности от 31.12.2023 № 01-01/3016, диплом от 28.06.2006 № 16; от акционерного общества «Казанькомпрессормаш» - ФИО7 по доверенности от 30.12.2022 № 16/22-ККМ, от акционерного общества «ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «СТАЛЬКОНСТРУКЦИЯ» - не явка.

Суд у с т а н о в и л:

заявлен иск (с учётом принятого судом к рассмотрению уточнения в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, заявление от 09.09.2022 – т.9 л.д.27-31) Акционерным обществом «МЕССОЯХАНЕФТЕГАЗ» (далее также – истец, АО «Мессояханефтегаз») к Обществу с ограниченной ответственностью «ПРОМЫШЛЕННО-ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ» (далее также – ответчик, ООО «Проминком») об обязании в течение тридцати дней с момента вступления решения в законную силу заменить оборудование: теплообменный аппарат поз. 20Т-1 с фактическим количеством трубок 341 шт. на теплообменный аппарат с количеством трубок, предусмотренным первоначальной РКД от ноября 2017 г. в количестве 355 шт., теплообменный аппарат поз. 20Т-2 с фактическим количеством трубок 353 шт. на теплообменный аппарат с количеством трубок, предусмотренным первоначальной РКД от ноября 2017 г. в количестве 391 шт.

Исковые требования основаны на условиях договора поставки от 24.10.2017 №ДП_50630_49516_28287, положениях ст. 470, п. 1 ст. 475, п. 2 ст. 476 Гражданского кодекса Российской Федерации (далее – ГК РФ) и утверждении о том, что ответчиком поставлен товар ненадлежащего качества, недостатки товара выявлены в период гарантийного срока, заменить товар ответчик отказывается.

Представитель истца в судебном заседании поддержал исковые требования с учетом вышеуказанного уточнения, представитель ответчика, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром проектирование» с иском не были согласны по доводам отзывов, возражений и пояснений, представители акционерного общества «ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «СТАЛЬКОНСТРУКЦИЯ» в судебное заседание не явились, о времени и месте судебного разбирательства считаются извещенными надлежащим образом.

Возражая против исковых требований, ответчик указывает на то, что исходные данные для проектирования установки подготовки газа (далее – УПГ, товар) были изменены в период изготовления оборудования, в связи с чем изготовителем были произведены расчеты материального баланса УПГ, направленные в адрес истца письмом от 05.02.2018 № 105/0233-106-02, истцом были уточнены исходные данные технического требования и согласована температура газа на выходе плюс 5С˚, в связи с этим в акте скрытых недостатках от 13.11.2020 № 279 КС не отражены какие-либо недостатки; акт от 02.06.2021 № 96 был составлен за пределами гарантийного срока, претензия также была направлена за пределами гарантийного срока; отчет о технической экспертизе от 25.10.2021 не подтверждает ни наличие конкретных недостатков УПГ, ни вину ответчика в них; оборудование было передано истцу в рабочем состоянии после монтажа и пуско-наладки, испытаний; несоответствия при работе УПГ обусловлены нарушением истцом правил её эксплуатации, изменением состава газа и фактическим изменением исходных данных, предусмотренных техническими требованиями; истец, зная, что ему необходимо дополнительное теплообменное оборудование, направлял запрос в научно-исследовательский проектный институт Нефтегазпроект для подготовки технических требований на изготовление и поставку оборудования блок теплообменников газа; 20.06.2018 техническое требование было подготовлено, но устанавливать данное оборудование на УПГ истец не стал; одним из протоколов испытаний № 1 от 30.03.2021 подтверждается достижение влагосодержания газа, превышение отсутствует (т.1 л.д.71-77, т. 2 л.д.53-57, т.3 л.д.34-36, т. 8 л.д.52-53).

Определениями от 28.02.2022, от 25.04.2022, 19.07.2022, от 13.10.2022 к участию в деле в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требований относительно предмета спора, были привлечены общество с ограниченной ответственностью «Газпром проектирование» (ОГРН <***>, ИНН <***>), общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» (ОГРН: <***>, ИНН: <***> – ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), акционерное общество «ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «СТАЛЬКОНСТРУКЦИЯ» (ОГРН: <***>, ИНН: <***>), акционерное общество «Казанькомпрессормаш» (ОГРН <***>; ИНН <***>).

В отзыве на исковое заявление общество с ограниченной ответственностью «Газпром проектирование» указывает на то, что основные технические решения, подвергшиеся критики в отчете, подготовленном МГТУ им. Баумана, приняты самим истцом и доведены в составе Технических требований для исполнения поставщиком и изготовителем; технический регламент на установку не удовлетворяет собственным нормам режима установки, регламент не содержит состава газа, на котором гарантируется работа оборудования УПГ, эти выводы прямо указывают на фактическую эксплуатацию УПГ истцом с нарушением проектных параметров, что освобождает как поставщика, так и изготовителя от ответственности за возможные недостатки спорной установки; представленные истцом выкопировки из РКД на теплообменные аппараты поз. 20Т-1, поз. 20Т-2 версии ТНГГ-3-Т118.01.01.000ВО, ТНГГ-4-Т118.01.01.000ВО являлись «рабочим» вариантом и не были в итоге согласованы истцом после 21.03.2018 (письмо № 06-01/2466) (т.2 л.д.1-4, т. 3 л.д.46-48).

В отзыве на исковое заявление ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и в дополнительных пояснениях указывает на то, что температура газа на выходе УПГ соответствует исходным данным заказчика; превышение показателей влагосодержания газа обусловлено необеспечением технологического режима работы оборудования УПГ и проектного состава газа; количество трубок в теплообменных аппаратах товара было согласовано истцом в версии ТНГГ-3-Т118.01.01.000ВО_рев.3, ТНГГ-4-Т118.01.01.000ВО_рев.3; параметры газа на выходе, в том числе влагосодержание зависят от фактического состава газа, от температуры и давления газа на входе в УПГ, холодопроизводительности и режима работы турбодетандера; фактические показатели компонентного состава газа не соответствуют и имеют отклонения от параметров, заданных в Приложении № 1 к Техническим требованиям, а также от измененных истцом исходных данных, указанных в письме от 31.01.2018 № 05-10/86 при анализе протоколов испытаний от 25.03.2021 № 46, № 47, №48; просит суд отказать в удовлетворении исковых требований (т.4 л.д.3-19, т.9 л.д.52-54, 103-104).

В судебном заседании 01.08.2024 в порядке ст. 163 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее - АПК РФ) был объявлен перерыв до 16 часов 00 минут 05.08.2024.

После перерыва лица, участвующие в деле, поддержали ранее указанные позиции.

Исследовав материалы дела, заслушав объяснения представителей лиц, участвующих в деле, оценив в порядке ст. 71 АПК РФ в совокупности все представленные сторонами доказательства, Суд пришел к следующему.

Фактические обстоятельства дела свидетельствуют, что 03.06.2016 главным инженером АО «Мессояханефтегаз» были утверждены Технические требования на проектирование, изготовление и поставку установки подготовки газа для компрессорной станции Восточно-Мессояхского месторождения (т. 2 л.д.28-44).

На основании данных технических требований со стороны истца был размещен заказ на поставку оборудования.

Для участия в редукционе ответчиком в адрес истца было направлено Технико-коммерческое предложение с приложением технического описания установки подготовки газа и материально теплового баланса (МТБ) УПГ (приложение № 1 к письменным пояснениям ответчика от 22.03.2022).

По факту проведенных конкурентных мероприятий ответчик был выбран поставщиком оборудования, что подтверждается письмом от 08.09.2017 года № НС-03.03.01/16940 (приложение № 2 к письменным пояснениям ответчика от 22.03.2022).

24.10.2017 между истцом (по тексту договора - Покупатель) и ответчиком (по тексту договора - Поставщик) заключен договор поставки от 24.10.2017 № ДП_50630_49516_28287 (далее – Договор поставки, т. 1 л.д.15-51).

В соответствии с приложением № 1 к Договору поставки (Спецификация) Поставщик принял на себя обязательство поставить Товар: «Установка комплексной подготовки газа УКПГ ТУ 3647-045-00158758-2000 (далее по тексту также - Товар, УПГ).

Технические требования на проектирование, изготовление и поставку УПГ для компрессорной станции Восточно-Мессояхского месторождения согласованы сторонами в приложении № 1 к Спецификации (далее по тексту - Технические требования, ТТ).

В разделе 3 Технических требований определены исходные данные для проектирования УПГ и изготовления оборудования:

Режим работы УПГ – непрерывный круглогодичный с фиксированным остановом 1 раз в год в теплое время для проведения планово-предупредительных ремонтов и технического обслуживания оборудования. Продолжительность останова не более 10 суток; рабочая среда – попутный нефтяной газ; производительность УПГ – 1,5 млрд.нм3/г с учетом +10% резерва максимальная производительность УПГ составляет 1,65 млрд.нм3/г; давление газа (избыточное): на входе УПГ от 10,8 до 15,8 МПа; давление газа (избыточное) на выходе УПГ при подаче в магистральный газопровод не ниже 8,6МПа, на выходе УПГ при закачке в пласт не ниже 11,82 МПа; температура газа на входе УПГ +15…30 ˚С; температура газа на выходе УПГ от минус 2 ˚С до 0 ˚С; расчетная температура наружного воздуха для выбора АВО на летнем режиме работы + 22, исходный состав газа приведен в Приложении 1. Содержание указанных компонентов может меняться в пределах +10/-5 %; для корректного выбора оборудования УПГ необходимо смоделировать расчетный состав газа в процессе компримирования и определить расчетный (средний) состав рабочего газа для подачи на УПГ; максимальный размер частиц механических примесей – до 10 мкм, расчетное количество мехпримесей в газовом потоке – не более 3 мг/м3; содержание капельной жидкости при полном насыщении – отс.; влажность газа – 100%; проектом привязки УПГ на площадке компрессорной станции предусматривается подключение вспомогательных систем воздуха, азота, водяного пожаротушения; внутреблочная разводка вспомогательных систем разрабатывается и комплектуется производителем УПГ.

В разделе 4 Технических требований указаны основные требования УПГ, при этом установлены следующие требования к качеству газа на выходе УПГ: температура точки росы газа по влаге при давлении 3,92 МПа (абс), ˚С в зимний период – минус 20, летний период минус 14; температура точки росы газа по углеводородам при давлении 2,5-7,5 МПа (абс), ˚С в зимний период минус 10, в летний период минус 5; качество газа при закачке в пласт: Влагосодержание газа - не выше 0.01029 г/нм³. В разделе 4 Технических требований в редакции Дополнения от 21.04.2017 (т.1 л.д.49-51) указан набор оборудования, входящего в состав УПГ: 20Т-1 – теплообменник «газ-газ» на потоках газа вход/выход УПГ; 20С-1 – фильтр-сепаратор входной; 20С-2 –сепаратор «холодный»; турбодетандер (поставляется отдельно); ХВ-3 (аппарат воздушного охлаждения); 20Т-2 – теплообменник «газ-газ» на выходе УП; 20Т-3-теплообменник «газ-конденсат» на выходе УПГ.

Письмом от 20.12.2017 года №05-10/10881 истец уточнил исходные данные, указанные в разделе 3 Технических требований, а именно:

- давление на входе 15 МПА, (в разделе 3 технических требований от 10,8 до 15.8 МПА)

- температура на входе 20-30 °С

- давление на выходе 10 МПА (в технических требованиях не ниже 11.8 МПА).

При этом температура газа на выходе должна быть -1 °С, истец попросил рассчитать материальный баланс установки по уточненным параметрам эксплуатационного режима (приложение № 3 к пояснениям ответчика от 22.03.2022).

В материалы дела представлен счет-фактура от 30.11.2017 № 201711009 (т.1 л.д.85), выставленный ответчиком истцу на оплату документации рабочей конструкторской на установку подготовки газа для компрессорной станции, Технические требования Мессояханефтегаз от 03.06.2016 по Договору № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017.

Доказательств согласования сторонами документации рабочей конструкторской на УПГ от ноября 2017 г. в материалы дела не представлено.

Вместе с тем 11.01.2018 года состоялось Техническое совещание по проектам Блок АВО и сепараторов, Установка подготовки газа и Блок факельного сепаратора газа для АО «Мессояханефтегаз».

По итогам данного совещания был составлен протокол, в соответствии с которым были приняты решения: АО «Мессояханефтегаз» предоставить до 12.01.2018 г. официальным письмом окончательные исходные данные для проведения расчета материально-теплового баланса и внесения в паспорт установки; откорректировать направленный письмом №05-10/10881 от 20.12.2017 г. компонентный состав газа на входе в УПГ, срок 12.01.2018; согласовать материально-тепловой баланс УПГ, срок 15.01.2018 (т.2 л.д.69-70)

Письмом от 18.01.2018 № 1655/2018 ответчиком в адрес представителя истца (ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-СНАБЖЕНИЕ») для рассмотрения был направлен проект материально-теплового баланса, в соответствии с которым при исходных данных 15 МПа давление на входе, температура на входе 27,9 °С, расход 1,5 млрд куб.м/год температура газа на выходе будет составлять -5 °С при установке дополнительного теплообменника (т.2 л.д.71-71 оборот, 72 – 72 оборот).

Письмом от 31.01.2018 № 05-10/860 истец уточнил исходные данные Технических требований на проектирование, изготовление и поставку установки подготовки газа для компрессорной станции Восточно-Мессояхского месторождения, а именно:

давление на входе 15 МПА, (в технических требованиях 15.8 МПА)

температура на входе 27.9 град °С

давление на выходе 11 МПА (в технических требованиях не ниже 11.8 МПА)

температура газа на выходе -5 градусов °С. (с учетом применения дополнительного теплообменника (в комплект поставки УПГ не входит, параметры определяются расчетом) (т. 2 л.д.73).

В данном письме истец указывает на тот факт, что температура на выходе установки минус 5 градусов °С возможна лишь с учетом применения дополнительного теплообменника (в комплект поставки УПГ не входит, параметры определяются расчетом).

В связи уточнением исходных данных ООО «Газпром проектирование» произведен расчет материально-теплового баланса (далее - МТБ), который направлен письмом от 05.02.2018 № 105/0233-106-02 на согласование в адрес АО «ПК «СтальКонструкция», АО «Мессояханефтегаз» (т.2 л.д.74-74 оборот).

Кроме того, в этом же письме изложена позиция и доведена до сведения истца, ответчика, с приложением МТБ, о невозможности выполнения указанных режимов при измененном составе газа, а именно: отражено, что для параметров, указанных в письме «О согласовании КД УПГ» от 31.01.2018 №05-10/860 (15,0 Мпа и 11,0 МПА на выходе УПГ) температура газа на выходе, согласно расчетам МТБ, будет +5°С, чтобы получить на выходе температуру газа минус 5°С необходимо дополнительное оборудование, которое в комплект поставки УПГ не входит; состав газа следует принять согласно потоку STR приложений 1,2 к данному письму (т.2 л.д.74-74 оборот).

21.03.2018 истец направляет в адрес ответчика письмо исх. № 06-01/2466, в соответствии с которым уведомляет о возможности приступить к производству оборудования и которым согласовано количество трубок в теплообменниках: теплообменный аппарат поз. 20Т-1 с фактическим количеством трубок 341 шт. теплообменный аппарат поз. 20Т-2 с фактическим количеством трубок 353 шт. (т.3 л.д.58-62).

17.05.2018 ответчик направляет в адрес истца письмо исх. № 1696/2018 с приложением письма ООО «Газпром проектирование» от 16.05.2018 № 105/1078-106-03 и очередной версии материально-теплового баланса с температурой газа на выходе плюс 5°С без дополнительного теплообменного оборудования и просит согласовать техническую документацию (т. 2 л.д.77-77 оборот).

21.06.2018 истец направил в адрес ответчика письмо № 05-10/5630, в котором были предоставлены уточненные параметры турбодетандерного агрегата для выполнения расчетов МТБ (т.2 л.д.78).

Письмом от 27.06.2018 № 105/1476-106-02 в адрес истца от ООО «Газпром проектирование» был направлен окончательный расчет материально-теплового баланса исходя из уточненных исходных данных, переданных письмом от 31.01.2018 № 05-10/860, в соответствии с которым температура газа на выходе -5 градусов °С возможна с учетом применения дополнительного теплообменника (в комплект поставки УПГ не входит, как указано самим истцом) (т.2 л.д.79-79 оборот).

Письмом от 11.07.2018 № 05-10/6313 в ответ на вышеуказанное письмо истец согласовал расчеты МТБ с данной температурой газа (т.2 л.д.80).

В эксплуатационной документации на УПГ (паспорт ТНГГ-Т118.00.00.000ПС и руководство по эксплуатации ТНГГ-Т118.00.00.000 РЭ) указан диапазон температур газа на выходе УПГ в режиме 2 «закачка в пласт»: от минус 5° С до плюс 5°С (при условии обеспечения проектного состава газа и установке дополнительного теплообменника, применение которого не предусматривалось в технических требованиях УПГ).

Обязательство по поставке было исполнено ответчиком в полном объеме, что подтверждается заверенной сторонами товарной накладной от 07.12.2018 № 67.

Оборудование было принято истцом в рабочем состоянии, что подтверждается актом приемки оборудования после контрольной сборки от 28.09.2018, актом рабочей комиссии о приемке оборудования после индивидуальных испытаний от 20.07.2020, актом приемки оборудования после индивидуального опробования от 31.07.2020, актом готовности оборудования к приемке рабочих сред от 01.07.2020, актом приемки оборудования после комплексного опробования от 31.07.2020, актом об окончании пуско-наладочных работ от 20.10.2020, техническая документация передана согласно реестру исполнительной документации по проведению пусконаладочных работ «Установка комплексной подготовки газа ТНГГ-Т118.00.00.000» по ГП поз.6,6.1. от 20.10.2020.

Как указано в исковом заявлении по результатам выполненных пуско-наладочных работ в процессе эксплуатации УПГ истцом были выявлены недостатки: при работе про проектной производительности 4,2 млн нм³ /сут, температура газа на выходе УПГ составляет +8 ºС, что не соответствует п. 3 Технических требований: номинальная производительность УПГ – 1,5млрднм³/г (4,2 млн м³ /сут) при температуре газа на выходе УПГ от минус 2 ºС до 0 ºС. Снижение температуры газа на выходе УПГ до требуемых параметров достигается исключительно путем снижения номинальной производительности УПГ до 3,6 млн нм³ /сут.

-Влагосодержание газа на выходе УПГ составляет 0,035 ...0,847 г/нм3, что не соответствует требованию п. 4.1 Технических Требований: «Качество газа при закачке в пласт: Влагосодержание газа - не выше 0,01029 г/нм3»,

-Не обеспечено требование п. 4.5 Технических Требований: «Поставщик УПГ должен интегрировать оборудование ТДА в схему УПГ», что подтверждается показателями температуры газа на выходе УПГ.

-Не выполнено требование п. 5.8 Технических требований, «Проектом определить метрологически значимую часть, методологию метрологического контроля Метрологически значимая часть должна пройти экспертизу в установленном порядке». По данному нарушению в комплекте поставки отсутствует метод определения влагосодержания и приборы для определения влагосодержания.

В пункте 6.6.12 Договора сторонами согласовано условие, в соответствии с которым акт о скрытых недостатках составляется по мере их обнаружения, в том числе в период эксплуатации Товара, при наличии гарантийного срока - в пределах такого срока. Указанный акт является подтверждением факта несоответствия качества Товара условиям договора и направляется поставщику в течение 7 дней после его оформления.

По результатам выявленных недостатков истцом были составлены акты о выявленных недостатках № 279 КС от 13.11.2020, № 96 КС от 02.06.2021 и направлены в адрес поставщика исх. № С-08/016164 от 18.11.2020, № С-08/007988 от 05.06.2021.

С целью определения причин не достижения гарантированных показателей работы УПД истец обратился за экспертизой в МГТУ им. Н.Э. Баумана.

В заключении, подготовленном в МГТУ им. Н.Э. Баумана, указано, что состав сырьевого потока газа, не выходит за рамки максимальных отклонений, предусмотренных в ТТ (л. 10 Заключения). Основной причиной не достижения показателей газа, предусмотренных в Технических требованиях, является неправильный (ошибочный) расчет площади поверхности теплообменных аппаратов - ключевого рекуперативного теплообменного аппарата поз. 20Т-1 и теплообменного аппарата поз. 20Т-2. В рамках проведения экспертизы специалистами МГТУ им. Баумана было выполнено моделирование процесса работы установки УПГ в соответствии параметрами, представленными на этапе проектирования. В результате расчетов эксперты пришли к выводу, что требуемая тепловая нагрузка при работе теплообменного оборудования должна составлять не 109,8 кВт/К (фактические показатели), а 132,6 кВт/К, из чего следует вывод о невозможности работы теплообменного аппарата 20Т-1 в проектном летнем режиме работы из-за недостатка площади теплообмена на 20%. Моделирование работы теплообменного аппарата 20Т-2 также характеризуется пониженной производительностью и по расходу газа и по температурному режиму. Не достижение необходимого температурного режима является следствием того, что содержание воды в выходящем газе с УПГ составляет 85.4 мг/нм³, тогда как Техническими требованиями к договору данный показатель не должен превышать 10,29 мг/нм³.

Истец обращался к ответчику с письмами Исх. № С-08/016164 от 18.11.2020, № С-08/017179 от 07.12.2020, № С-08/007988 от 05.06.2021) об устранении выявленных недостатков товара. Поскольку в досудебном порядке такие недостатки не были устранены ответчиком, АО «Мессояханефтегаз» обратилось в суд с настоящим иском.

В силу п. 1 ст. 469 ГК РФ продавец обязан передать покупателю товар, качество которого соответствует договору купли-продажи.

Согласно п. п. 1, 2 ст. 470 ГК РФ товар, который продавец обязан передать покупателю, должен соответствовать требованиям, предусмотренным статьей 469 настоящего Кодекса, в момент передачи покупателю, если иной момент определения соответствия товара этим требованиям не предусмотрен договором купли-продажи, и в пределах разумного срока должен быть пригодным для целей, для которых товары такого рода обычно используются. В случае, когда договором купли-продажи предусмотрено предоставление продавцом гарантии качества товара, продавец обязан передать покупателю товар, который должен соответствовать требованиям, предусмотренным ст. 469 настоящего Кодекса, в течение определенного времени, установленного договором (гарантийного срока).

В случае, когда договором купли-продажи предусмотрено предоставление продавцом гарантии качества товара, продавец обязан передать покупателю товар, который должен соответствовать требованиям, предусмотренным статьей 469 настоящего Кодекса, в течение определенного времени, установленного договором (гарантийного срока).

На основании п. 1 ст. 518 ГК РФ покупатель (получатель), которому поставлены товары ненадлежащего качества, вправе предъявить поставщику требования, предусмотренные ст. 475 названного Кодекса, за исключением случая, когда поставщик, получивший уведомление покупателя о недостатках поставленных товаров, без промедления заменит поставленные товары товарами надлежащего качества.

В силу п. 2 ст. 475 ГК РФ в случае существенного нарушения требований к качеству товара (обнаружения неустранимых недостатков, недостатков, которые не могут быть устранены без несоразмерных расходов или затрат времени, или выявляются неоднократно, либо проявляются вновь после их устранения, и других подобных недостатков) покупатель вправе, в том числе, потребовать замены товара ненадлежащего качества товаром, соответствующим договору.

Признак существенности недостатка является правовым понятием, поэтому его наличие подлежит установлению судом в каждом конкретном случае, исходя из установленных по делу обстоятельств.

Арбитражный суд устанавливает наличие или отсутствие обстоятельств, обосновывающих требования и возражения лиц, участвующих в деле, а также иные обстоятельства, имеющие значение для правильного рассмотрения дела, на основании оценки представленных доказательств (ч. 1 ст. 64, ст. 67, 68, 71 и 168 АПК РФ).

Основываясь на положениях ст.469, 470, 476, 477 ГК РФ, а также п.2.4 Договора поставки и п. 1.7. Приложения № 1 от 24.10.2017 к Договору поставки, заключенному между сторонами, Суд признает, что ответчик отвечает за недостатки товара, возникшие в пределах гарантийного срока.

Суд, проанализировав положения Договора и Приложений к нему, установил, что требования истца к ответчику заявлены в пределах гарантийного срока.

Вместе с тем, исходя из переписки сторон и приложенных к ней документов, Суд установил, что истец согласовал при уточненных исходных данных конструкторскую документацию, включающую в себя теплообменный аппарат поз. 20Т-1 с фактическим количеством трубок 341 шт. теплообменный аппарат поз. 20Т-2 с фактическим количеством трубок 353 шт., а также согласовал материально-тепловой баланс, в котором было указано на установку дополнительного оборудования, не входящего в комплект поставки, параметры которого определяются расчетом.

Позиция истца заключалась в том, что поставленный ответчиком товар не соответствует условиям Договора поставки, поскольку не достигается показатель газа по температуре (-2..0ºС), хотя при согласовании расчетов МТБ АО «Мессояханефтегаз» исходя из уточненных исходных данных, переданных письмом от 31.01.2018 № 05-10/860, истцом согласована температура газа на выходе -5 градусов °С при условии обеспечения проектного состава газа и установке дополнительного теплообменника, применение которого не предусматривалось в технических требованиях УПГ и не являлось предметом поставки.

Вышеуказанные обстоятельства свидетельствуют о наличии противоречивого поведения истца, что подпадает под действие положений части 4 статьи 1, статьи 10 ГК РФ и принципа «эстоппель», являющегося одним из средств достижения правовой определенности и препятствующего недобросовестному лицу изменять свою первоначальную позицию, выбранную ранее модель поведения и отношения к определенным юридическим фактам.

Также истец ссылался на то, что поставленный ответчиком товар не соответствовал условиям Договора поставки, поскольку не достигается показатель газа по влагосодержанию (0,01029 г/нм³) при предусмотренной договором производительности (4.2 млн м³ сутки) (т.8 л.д.64-65).

В обоснование своих доводов истцом в материалы дела представлены акт о скрытых недостатках от 02.06.2021 (т.8 л.д.66), протоколы испытаний от 31.03.2021 № 1, даты испытаний 30.03.2021, 31.03.2021 (т.8 л.д.67-76).

Возражая против вышеуказанных доводов истца, ответчик указывает на то, что превышение показателей влагосодержания газа обусловлено необеспечением технологического режима работы оборудования УПГ и при условии обеспечения надлежащих входных параметров газа, одним из протоколов подтверждается достижение показателя влагосодержания (т.9 л.д.21-26).

В целях проверки доводов истца и возражений ответчика, а также третьих лиц, определением суда 14.06.2023 в рамках настоящего дела был назначена судебная экспертиза, проведение которой поручено АНО «Исследовательский центр «Независимая экспертиза» (119019 <...>). Эксперты ФИО8, ФИО9, ФИО10, ФИО11

Мотивированных возражений относительно кандидатур экспертов в материалы дела не представлено.

Перед экспертом определением суда от 14.06.2023 были поставлены следующие вопросы, предложенные лицами, участвующими в деле, а также сформулированные судом:

- Выполнить анализ Материально-теплового баланса, Рабочей конструкторской документации, с учетом результатов отбора проб газа на определение его компонентного состава в соответствии с протоколами № 46, 47, 48 от 25.03.2021, исходных данных, согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24,10.2017, и письмах № 05-10/860 от 31.01.2018, № 105/0233-106-02 от 05.02.2018, № 105/1476-106-02 от 27.06.2018, № 05-10/6313 от 11.07.2018 и в рамках анализа оценить влияние изменения исходных данных, а именно: изменения компонентного состава газа, уменьшения давления на входе в Установку с 15,8 Мпа до 15,0 Мпа, уменьшения давления на выходе из установки с 11,8 Мпа до 11,О Мпа на возможность достижения параметров газа при работе Установки, первоначально предусмотренных в договоре поставки.

- Возможно ли при исходных данных, согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516 28287 от 24.10,2017, и письмах № 05-10/860 от 31.01.2018. № 105/0233- 106-02 от 05.02.2018, № 105/1476-106-02 от 27.06.2018, № 05-10/6313 от 11.07.2018 и фактически смонтированном оборудовании достичь предусмотренных договором параметров производительности УПГ по объему подготовки газа (4,2 млн. м³/сутки) и показателей газа на выходе из установки по температуре (-2...0°с) и Влагосодержанию (0,01029 г/м³). В случае невозможности достижения параметров определить причины и перечень необходимых изменений.

- На основании режимного листа работы УПГ за 30.03,2021 и Протоколов отбора проб № 1-5 определить причины не достижения согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24,10.2017 параметров производительности УПГ по объему подготовки газа (4,2 млн. мЗ/сутки) и влагосодержанию (0,01029 г/м³).

- При какой производительности работы Установки достигался предусмотренный договором показатель газа по влагосодержанию (Протокол № 1 от 31.03.2021, 01:50 мин., проба №6).

- Возможна ли при исходных данных, согласованных в договоре № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017, и письмах № 05-10/860 от 31.01.2018, № 105/0233-106-02 от 05.02.2018, № 105/1476-106-02 от 27.06,2018, № 05-10/6313 от 11.07.2018 разработка Материально-теплового баланса, Рабочей конструкторской документации без установки дополнительного оборудования, путем увеличения площади теплообменников 20Т~1, 20Т-2.

- В соответствии с показателями листа технического режима УПГ от 30.03.2021 и Протоколом № 1 от 30.03.2021г. проба № 6 было ли достигнуто влагосодержание согласно утвержденному МТБ от 26.07.2018? При каких технических параметрах работы ТДА (давление на входе и выходе в турбину ТДЛ, температура на входе и выходе в турбину ТДА, производительность, перепад давления и температуры на турбину ТДА) и температуры в 20С-2 достигалось требуемое влагосодержание?

- В соответствии с показателями листа технического режима УПГ от 24.11.2020 достигалась ли на входе в турбину ТДА требуемая в соответствии с утвержденным МТБ от 26.07.20IS температура (5.7 оС и менее ) с фактическим количеством охлаждающих элементов теплообменного оборудования Теплообменник 201- 1 с количеством трубок - 341 шт.; Теплообменник 20 Т-2 - с количеством трубок 353 X 3= 1059 шт.?

- В соответствии с показателями листа технического режима УПГ от 24.11.2020 достигалась ли или могла быть достигнута требуемая требуемая температура НТС в 20С2 (-17,05оС." и менее), производительность и влагосодержание газа с фактическим количеством охлаждающих элементов теплообменного оборудования: Теплообменник 20Т-1 с количеством трубок - 341 шт.; Теплообменник 20 Г-2 - с количеством трубок 353 х 3= 1059 шт. согласно утвержденному МТБ от 26.07.2018 если при эксплуатации был бы обеспечен перепад температуры на турбине ТДА (Т~22.4оС) в соответствии с заявленными в письме N 05-10.5630 от 21.06.2018 характеристиками работы ТДА?

- Определить корректность выполнения измерения влагосодержания газа на выходе из УКПГ при закачке в пласт: оценить корректность отбора представленной пробы, наличие и корректность методики выполнения измерений, правильность выбора средств измерения влагосодержания, подтверждение соответствия методики выполнения измерении и средств измерения влагосодержания обязательным требованиям в области обеспечения единства измерений.

- Соответствуют ли фактические характеристики турбодетантерной установки характеристикам, представленными Истцом для выполнения расчета МТБ письмом «О расчете МТБ» от 21.06.2018 №05-10/5630.

- Обеспечивает ли температура газа на входе в сепаратор 20С-2 (в режимах зима-лето) согласно материально-тепловому балансу -17,05''С влагосодержание газа при закачке в пласт не более 0,01029 г/нм³ в соответствии с Техническими требованиями на проектирование, изготовление и поставку установки подготовки газа для компрессорной станции Восточно-Мессояхского месторождения, с учетом изменённых Истцом исходных данных, указанных в письме «О согласовании КД УПГ» от 31.01.2018 №05-10/860.

Согласно заключению экспертов № 4348-12/23 о проведении судебной экспертизы были получены следующие ответы.

Изменение компонентного состава газа приводит к значительному уменьшению количества выпадающего конденсата, и, как следствие, изменению в технологическом процессе в части исключения из работы теплообменника 20Т-3, что, в свою очередь, является причиной повышения температуры газа на входе в турбину ТДА в сравнении с первоначальными исходными данными. В перспективе теплообменник 20Т-3 может быть задействован при изменении условий и режимов разработки месторождения или условий эксплуатации УПГ.

Уменьшение давления на входе в Установку с 15,8 МПа до 15,0 МПа, уменьшение давления на выходе из установки с 11,8 МПа до 11,0 МПа не влияет на возможность достижения параметров газа при работе Установки, первоначально предусмотренных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017, при условии обеспечения службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз» этих параметров. Однако, при анализе режимных листов от 24.11.2020 и 31.03.2021 параметры давления газа на входе 15,0 МПа и на выходе 11,0 МПа не всегда обеспечиваются эксплуатирующей организацией АО «Мессояханефтегаз», что уменьшает требуемое давление на входе в турбину ТДА, как результат, снижается перепад давления и температуры по турбине и не достигается требуемая температура в НТС и требуемое влагосодержание газа согласно ТТ к договору поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017.

Письмом от 21.06.2018 года № 05-10/5630 АО «Мессояханефтегаз» в адрес ООО «Проминком» были направлены уточненные данные по входной температуре газа и параметры ТДА с меньшим перепадом давления в турбине и меньшей мощностью агрегата.

Номинальная производительность ТДА на основании письма АО «Мессояханефтегаз» от 21.06.2018 года № 05-10/5630 была понижена с 4,2 млн. ст. м³ /сут. (согласно ТТ) до 3,5 млн. ст. м³/сут.

Установленные ТР режимы и параметры работы турбины ТДА в части давления на входе и выходе не всегда выполняются эксплуатирующей организацией АО «Мессояханефтегаз», вследствие чего не достигается требуемая температура на входе и выходе турбины ТДА, требуемая температура в НТС и требуемое влагосодержание газа согласно ТТ к договору поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017.

На основании измененных исходных данных в соответствии с письмом № 05-10/860 от 31.01.2018, после уточнений в письмах № 105/0233-106-02 от 05.02.2018, № 105/1476-106-02 от 27.06.2018 выполнены изменения технического решения на предусматривающее в том числе установку дополнительных теплообменников Е-103 и Е105 для достижения требуемых ТТ параметров, отраженных в МТБ, согласованном письмом № 05-10/6313 от 11.07.2018. Как следует из материалов дела, согласованные технические решения не были реализованы АО «Мессояханефтегаз» в полном объеме (отсутствуют теплообменники Е-103 и Е-105).

В ответе на второй вопрос экспертами указано на то, что анализ МТБ, согласованного в письме № 05-10/6313 от 11.07.2018, демонстрирует, что при условии работы всего имеющегося оборудования в соответствии с указанными в паспортах характеристиками, технологическая схема, которую предполагалось реализовать, оказалась неполной, а состав газа имеет отклонения.

Недостижение температуры в 0; – 2 °С обуславливается отсутствием двух теплообменных аппаратов Е-103 и Е-105, которые должны обеспечивать ее снижение до требуемых показателей.

В указанных условиях с учетом фактически смонтированного перечня оборудования достичь требуемых ТТ показателей возможно при входной температуре не выше +20 °С, и достижение этих показателей зависит от обеспечения работы оборудования УПГ службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз» в соответствии с нормами технологического режима, указанными в ТР. При более высоких входных температурах показатели достигаются при использовании теплообменников Е-103, Е-105.

Соответственно, учитывая вышеописанные фактические условия эксплуатации, достижение требуемых показателей, в соответствии с согласованным МТБ и работе ТДА на производительности 4,2 млн. м³/сут., во всем диапазоне производительности на выходе УПГ, без монтажа теплообменных аппаратов Е-103 и Е-105, невозможно.

В ответе на третий вопрос экспертами указано на то, что недостижение согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017 параметров производительности УПГ по влагосодержанию (0,01029 г/м³) обусловлено тем, что службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз» не обеспечивалась работа УПГ в соответствии с режимами, предусмотренных ТР, а именно, из-за недостаточного перепада давления на турбине от 3,98 до 4,32 МПа, в то время как ТР предусмотрен перепад от 8,26 до 5 МПа, не обеспечивалась требуемая температура в -17.05 °С (или близкая) в низкотемпературном сепараторе 20С-2.

Достижение данной (или близкой) температуры является обязательным условием для обеспечения влагосодержания не выше 0,01029 г/м³

При сравнении данных из режимного листа работы УПГ от 24.11.2020 и режимного листа работы УПГ от 30.03.2021 явно прослеживается зависимость производительности УПГ от режимов работы ТДА и управления технологическим оборудованием, производимым службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз», при условии неизменности базовых рабочих характеристик оборудования. Данная зависимость однозначно показывает, что достижение согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017 параметров производительности УПГ по объему подготовки газа (4,2 млн. м3 /сут.) зависит от обеспечения эксплуатирующей организацией АО «Мессояханефтегаз режимов работы ТДА в части производительности ТДА по объему газа (обороты и открытие соплового аппарата). Таким образом, экспертами сделан вывод, что достижение требуемых параметров возможно только при работе ТДА на максимальной производительности при расходе газа в 4,2 млн м3 /сут. При этом номинальная производительность ТДА, т.е. производительность, являющаяся наиболее эффективной для ТДА, достигается при расходе газа 3,5 млн м3 /сут.

При ответе на четвертый вопрос экспертами сделан следующий вывод.

На основании анализа режимного листа работы УПГ за 30.03.2021, а именно периода работы в момент забора пробы с 01 часа 31.03.2021 до 02 часов 31.03.2021 видно, что приближение работы ТДА в части перепада давления на турбинной части к паспортному значению в 4,99 МПа позволило обеспечить значение температуры на выходе турбинной части ТДА, близкое к необходимому для обеспечения процесса низкотемпературной сепарации, и, как следствие, к требуемому влагосодержанию газа после прохождения низкотемпературного сепаратора 20С-2. Предусмотренный договором показатель газа по влагосодержанию (Протокол № 1 от 31.03.2021, 01ч.50 мин., проба №6) достигался при производительности работы Установки 276 тыс. м³ за 2 часа (в час - 138 тыс. м ³ , в сутки - 3 312 тыс. м³.

На вопрос, возможна ли при исходных данных, согласованных в договоре № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017, и письмах № 05-10/860 от 31.01.2018, № 105/0233-106-02 от 05.02.2018, № 105/1476-106-02 от 27.06,2018, № 05-10/6313 от 11.07.2018 разработка Материально-теплового баланса, Рабочей конструкторской̆ документации без установки дополнительного оборудования, путем увеличения площади теплообменников 20Т-1, 20Т-2, экспертами дан следующий ответ.

В соответствии с исходными данными из письма № 05-10/860 от 31.01.2018, корректировками по письмам № 105/0233-106-02 от 05.02.2018, № 105/1476-106-02 от 27.06,2018, МТБ, согласованным письмом № 05-10/6313 от 11.07.2018, эксперты приходят к выводу, что все требуемые ТТ показатели работы УПГ достигаются разработанной технологической схемой, описанной в согласованном МТБ.

Процент изменения площади теплообменных аппаратов 20Т-1, 20Т-2, указанный в заявлении АО «Мессояханефтегаз» об уточнении исковых требований от 18.04.2022, не значителен и не приведет к достижению требуемых ТТ показателей. В связи с этим для достижения требуемых параметров работы УПГ требуется не увеличение количества трубок в теплообменниках 20Т-1, 20Т-2, а установка дополнительных теплообменников, предусмотренных согласованным МТБ (письмо АО «Мессояханефтегаз» № 05-10/6313 от 11.07.2018).

Таким образом, эксперты пришли к выводу, что только замена имеющихся теплообменных аппаратов 20Т-1, 20Т-2 на оборудование с большим количеством трубок (355 и 391 соответственно) не приведет к достижению целевых показателей работы УПГ во всем диапазоне входных температур газа.

Для достижения требуемых ТТ показателей необходимо смонтировать весь перечень оборудования, включая теплообменные аппараты Е-103, Е-105.

Также АО «Мессояханефтегаз» необходимо не допускать эксплуатацию УПГ с нарушением установленных параметров, в частности ТДА, в нарушение требований Технологического регламента «Компрессорная станция с установкой подготовки газа Восточно-Мессояхского месторождения» – книга 1, 11–1602.3-КС-ТР.1 и книга 2, 11–1602.3-КС-ТР.2.

В ответе на следующий вопрос экспертами указано на то, что Анализ листа технического режима УПГ от 30.03.2021 показал, что в 01-00 31.03.2021 технические параметры работы ТДА были следующие: Таблица 10. Анализ листа технического режима УПГ от 30.03.2021 Наименование показателя 31.03.2021 01-00, проба № 6 31.03.2021 01-50 Давление на входе в турбину ТДА, МПа 15.06 Давление выходе из турбины ТДА, МПа 10.13 Перепад давления на турбине ТДА, МПа 4.93 Температура на входе в турбину ТДА, оС 9 Температура выходе из турбины ТДА, оС -12 Перепад температуры на турбине ТДА, оС 21 Давление на входе в компрессор ТДА, МПа 9,76 Давление выходе из компрессора ТДА, МПа 11,03 Температура на входе в компрессор ТДА, оС 10 Температура выходе из компрессора ТДА, оС 19 Перепад давления в компрессоре ТДА, МПа 1,27 54 Перепад температуры в компрессоре ТДА, С 9 Температура газа в 20С-2, оС -11 Обороты ТДА, об/мин 20 008 Производительность, тыс м3 /час 138,074 Как видно из таблицы 10, приближение работы ТДА в части перепада давления на турбинной части к паспортному значению в 4,99 МПа и температуры на входе 9 °С (п.3.1 Основные параметры и характеристики ТДА из формуляра 1.438.006 ФО) позволило обеспечить значение температуры на выходе турбинной части ТДА, близкое к необходимому для обеспечения требуемого процесса низкотемпературной сепарации, и, как следствие, к требуемому влагосодержанию газа после прохождения низкотемпературного сепаратора 20С-2. Требуемые параметры достигались путем вывода ТДА на номинальный режим работы (производительность по газу 3,5 млн. м3 /сут.) согласно Паспортным показателям (п.3.1 Основные параметры и характеристики ТДА из формуляра 1.438.006 ФО).

Также экспертами дан следующий ответ.

Анализ показателей температуры на входе в турбину ТДА, в листе технического режима УПГ от 24.11.2020, показывает, что при фактически смонтированном оборудовании в течение всего зафиксированного режимным листом периода времени, показатели температуры находились в диапазоне от + 5 °С до +1 °С.

В ходе исследования установлено, что в соответствии с показателями листа технического режима УПГ от 24.11.2020 на входе в турбину ТДА достигалась требуемая в соответствии с утвержденным МТБ от 26.07.2018 температура ниже или равная + 5 °С с фактическим количеством охлаждающих элементов теплообменного оборудования Теплообменник 20Т-1 с количеством трубок - 341 шт.; Теплообменник 20Т-2 – с количеством трубок 353 х 3= 1059 шт.

На следующий вопрос экспертами указано на то, что анализ показателей температуры в низкотемпературном сепараторе, отраженных в листе технического режима УПГ от 24.11.2020 показывает, что при фактически смонтированном оборудовании, в период с 14-00 до 15-00 часов, температура достигала -24 °С (перепад температуры на входе и выходе турбины ТДА составлял 22,4 °С), 55 в остальное время, в рамках периода, зафиксированного в режимном листе, в случае достижения на турбине ТДА паспортного перепада температур в 22,4 °С (п.3.1 Основные параметры и характеристики ТДА из формуляра 1.438.006 ФО), а также перепада давления в 4,7 МПа и оборотов ТДА не ниже 19000 об./мин, температура в НТС в 20С-2 составляла бы от -17 °С до - 23 °С, что соответствует или превосходит необходимые значения для процесса НТС. В ходе исследования установлено, что в соответствии с показателями листа технического режима УПГ от 24.11.2020 достигалась требуемая температура НТС в 20С-2 (-17,05 °С и менее), производительность и влагосодержание газа с фактическим количеством охлаждающих элементов теплообменного оборудования: Теплообменник 20Т-1 с количеством трубок - 341 шт.; Теплообменник 20Т-2 - с количеством трубок 353 х 3= 1059 шт., согласно утвержденному МТБ от 26.07.2018, в случае достижения на турбине ТДА перепада температур, в 22,4 °С, в соответствии с заявленными в письме №05-10/5630 от 21.06.2018 характеристиками работы ТДА.

На вопрос об определении корректность выполнения измерения влагосодержания газа на выходе из УКПГ при закачке в пласт: оценить корректность отбора представленной пробы, наличие и корректность методики выполнения измерений, правильность выбора средств измерения влагосодержания, подтверждение соответствия методики выполнения измерении и средств измерения влагосодержания обязательным требованиям в области обеспечения единства измерений, экспертами указано следующее.

В ходе исследования установлено, что отбор представленной пробы производился согласно Руководства по эксплуатации гигрометров точки росы Michell Instruments модификации MDM300 (комплектации MDM300 и MDM300 IS). Версия 1 (2012 год).

В представленном Руководстве нет ссылок на методы и корреляции для расчета и взаимного пересчета величин температуры точки росы природного газа по воде и массовой концентрации водяных паров в природном газе (влагосодержания).

Стандартизированы и действовали на время проведения исследуемых измерений два метода пересчета ТТРв и ВС – метод Бюкачека в ГОСТ 20060-83 (действовал в 2020 г.) и корреляция, включенная в ИСО 18453:2004 и ГОСТ Р 53763.

Сравнение результатов расчета по различным корреляциям в области положительных температур показывает их неплохое совпадение, а также близость к экспериментальным значениям различных авторов. Однако в области отрицательных температур различные корреляции ведут себя по-разному, относительные различия расчетных значений влагосодержания по различным корреляциям достигает 100 % и более.

Контроль показателей качества подготовки газа (влагосодержание и точка росы по воде) осуществлялся переносным анализатором модель MDM 300 IS, имеющим Свидетельство о поверке № 2120602/4072/1 гигрометра точки росы Michell Instruments модификации MDM300 IS №145471 и Свидетельство об утверждении типа средств измерений GB.C.31.001.A № 47052.

В актах к рассматриваемому делу приложены не пересчеты, а показания прибора.

Самих пересчетов и ссылок на основании чего делались пересчеты, в представленных документах нет.

Тенденция зависимости от выходной температуры турбодетандера явно видна, но сами показания приняты не могут быть, так как нет самого расчета, а имеющиеся методики расчета не позволяют получить значения с приемлемой погрешностью и, в целом, не учитывают содержание метанола в газе.

Результаты прибора по влагосодержанию не могут быть приняты как фактический показатель. Так как определяемая величина, согласно сертификата, это Температура точки росы газа по воде ТТРв, а значение по влагосодержанию является результатом вычисления, которое не учитывает в составе газа пары метанола.

На вопрос, соответствуют ли фактические характеристики турбодетандерной установки характеристикам, представленными АО «Мессояханефтегаз» для выполнения расчета МТБ письмом «О расчете МТБ» от 21.06.2018 №05-10/5630 экспертами указано на то, что в ходе исследования эксперты сравнили нормы технологического режима ТДА по письму от 21 июня 2018 года № 05-10/5630 с показателями ТДА в ТР и паспортными показателями согласно руководству по эксплуатации 1.438.006 РЭ и формуляру 1.438.006 ФО и установили, что основные параметры соответствуют, а вот анализ фактических режимных листов показывает, что требуемые параметры не достигаются, в частности, перепад давления и температуры на выходе турбины и обороты на турбине ТДА. Требуемые режимы и параметры работы турбины Турбодетандерного агрегата установки подготовки газа 20ТДА1 в части давления на входе и выходе турбины не выполняются эксплуатирующей организацией АО «Мессояханефтегаз», вследствие чего не достигается требуемая температура на входе и выходе из турбины ТДА. На режимном листе от 24.11.2020 видно, что при расходе около 4,2 млн. м³ /сут. и температуре входящего газа + 20 °С, на выходе турбины ТДА температура колеблется от - 14 °С до -25 °С. Достижение этой температуры на выходе ТДА и в низкотемпературном сепараторе, позволяет утверждать, что работа УПГ с фактическим количеством охлаждающих элементов теплообменного оборудования: Теплообменник 20Т-1 с количеством трубок - 341 шт.; Теплообменник 20 Т-2 - с количеством трубок 353 х 3= 1059 шт., в соответствии с согласованным МТБ, возможна в случае достижения на турбине ТДА проектного перепада температур, в 23,1 °С для максимальной производительности и 24,1 °С для номинальной производительности, в соответствии с заявленными в письме №05-10.5630 от 21.06.2018 характеристиками работы ТДА. При сравнении данных из режимного листа работы УПГ от 24.11.2020 и режимного листа работы УПГ от 30.03.2021 явно прослеживается зависимость производительности УПГ от режимов работы ТДА и регулировки работы оборудования, производимой службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз», в соответствии с требуемыми параметрами Технологического регламента «Компрессорная станция с установкой подготовки газа Восточно-Мессояхского месторождения» – книга 1, 11–1602.3-КС-ТР.1 и книга 2, 11– 1602.3-КС-ТР.2, при условии неизменности базовых рабочих характеристик оборудования. Приближение работы ТДА в части перепада давления на турбинной части к паспортному значению в 4,99 МПа позволяет обеспечить значение температуры на выходе из турбинной части ТДА, близкое к необходимому для обеспечения требуемого процесса низкотемпературной сепарации. Данное снижение давления было достигнуто за счет закрытия соплового аппарата ТДА на 30-40%, что привело к значительному снижению 57 расхода с 4,2 млн. м3 /сут. до 3,5 млн. м3 /сут. (переход с максимальной на номинальную производительность согласно формуляру ТДА 1.438.006 ФО).

На вопрос, обеспечивает ли температура газа на входе в сепаратор 20С-2 (в режимах (зима-лето) согласно материально-тепловому балансу -17,05 С влагосодержание газа при закачке в пласт не более 0,01029 г/м3 в соответствии с Техническими требованиями на проектирование, изготовление и поставку установки подготовки газа для компрессорной станции Восточно-Мессояхского месторождения, с учетом изменённых АО «Мессояханефтегаз» исходных данных, указанных в письме «О согласовании КД УПГ» от 31.01.2018 №05-10/860 эксперты пришли к следующему.

На основании произведенных расчетов, экспертами сделан вывод, что температура газа на входе в сепаратор 20С-2 (в режимах зима-лето) -17,05 °С согласно материально-тепловому балансу обеспечивает влагосодержание газа при закачке в пласт не более 0,01029 г/м3 в соответствии с Техническими требованиями на проектирование, изготовление и поставку установки подготовки газа для компрессорной станции ВосточноМессояхского месторождения, с учетом изменённых АО «Мессояханефтегаз» исходных данных, указанных в письме «О согласовании КД УПГ» от 31.01.2018 №05-10/860.

Таким образом, эксперты в ходе проведенного исследования, анализа материально-теплового баланса (МТБ), согласованного в письме № 05-10/6313 от 11.07.2018, параметров работы турбодетандерного агрегата (ТДА), направленных письмом № 05-10/5630 от 21.06.2018, режимных листов эксплуатации, эксперты пришли к выводу, что технологическая схема, которую предполагалось реализовать, оказалась неполной, а состав газа имеет отклонения. При условии работы всего имеющегося оборудования в соответствии с указанными в паспортах характеристиками, и если температура входящего газа составляет выше +27,9 °С, температура воздуха +22 °С, а показатели расхода газа сохраняются, и достигаются показатели влагосодержания и температуры газа при расходе 4,2 млн. м³/сут., то на выходе температура газа составит +6,6 °С. Недостижение температуры в 0; – 2 °С обуславливается отсутствием двух теплообменных аппаратов Е-103 и Е105, которые должны обеспечивать ее снижение до требуемых показателей.

При этом данные теплообменные аппараты не являлись предметом поставки между сторонами.

Кроме того, в рамках поставленного перед экспертом вопроса № 2, Суд просил экспертную организацию представить письменное пояснение относительно условий соблюдения параметра влагосодержания, а также повлияет ли установка дополнительных теплообменников Е-103, Е-105 на достижение температуры газа на входе в сепаратор 20С(в режиме зима-лето) 17,05С (условие является необходимым для достижения влагосодержания газа при закачке в пласт не более 0,01029г/м3).

Дополнительно экспертами даны следующие пояснения.

Недостижение согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017 параметров производительности УПГ по влагосодержанию (0,01029 г/м³) обусловлено тем, что службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз» не обеспечивалась работа УПГ в соответствии с режимами, предусмотренными технологическим регламентом (ТР), а именно: не обеспечивался перепад давления на турбине ТДА не менее 5 МПа, частота вращения турбины ТДА 22 630 об/мин (согласно письму № 05-10/5630 от 21.06.2018), как следствие, в низкотемпературном сепараторе 20С-2 не обеспечивалась требуемая температура -17.05 °С (или близкая).

Достижение данной (или близкой) температуры является обязательным условием для обеспечения влагосодержания не выше 0,01029 г/м³.

На основании произведенных расчетов в программном продукте Aspen Hysys, экспертами сделан вывод, что температура газа на входе в сепаратор 20С-2 (в режимах зима-лето) -17,05 °С, согласно материально-тепловому балансу, обеспечивает влагосодержание газа при закачке в пласт не более 0,01029 г/м³ в соответствии с Техническими требованиями на проектирование, изготовление и поставку установки подготовки газа для компрессорной станции Восточно-Мессояхского месторождения, с учетом изменённых АО «Мессояханефтегаз» исходных данных, указанных в письме «О согласовании КД УПГ» от 31.01.2018 №05-10/860.

Таким образом, недостижение согласованных в договоре поставки № ДП_50630_49516_28287 от 24.10.2017 параметров производительности УПГ по влагосодержанию (0,01029 г/м³) обусловлено тем, что службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз» не обеспечивался перепад давления на турбине ТДА не менее 5 МПа, частота вращения турбины 22 630 об/мин (в соответствии с ТР 11-1602.3-КС-ТР.1, письмом № 05-10/5630 от 21.06.2018), что не обеспечивало требуемую температуру в -17.05 °С (или близкая) в низкотемпературном сепараторе 20С-2. Основным фактором, влияющим на влагосодержание газа при закачке в пласт, является температура в сепараторе 20С-2, которая достигается за счет эффективной работы ТДА и соблюдения технологического регламента службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз».

Установка теплообменников Е-103 и Е-105 непосредственно не повлияет на достижение температуры газа на входе в сепаратор 20С-2 (в режиме зима-лето) -17,05°С

С учетом выводов экспертов, Суд считает, что не достижение при работе УПГ требуемых Договором параметров газа по температуре и по влагосодержанию при предусмотренной Договором производительности, обуславливается отсутствием двух теплообменных аппаратов Е-103 и Е105, не являющимися объектами поставки по Договору, а также не соблюдением технологического регламента службой эксплуатации АО «Мессояханефтегаз».

Поставленный товар полностью соответствовал согласованной истцом конструкторской документации и согласованному им материально тепловому балансу, в котором с учетом переписки сторон указывалось на необходимость установки дополнительного оборудования, не входящего в комплект поставки.

На основании вышеизложенного, истцом не представлены доказательства поставки ответчиком товара, не соответствующего условиям Договора, требованиям к его качеству, в связи с этим Суд отказывает в удовлетворении исковых требований о замене товара.

В связи с отказом в удовлетворении исковых требований расходы по оплате государственной пошлины в размере 6 000 руб. и на оплату судебной экспертизы в размере 689 000 руб. на основании ч. 1 ст. 110 АПК РФ подлежат отнесению на истца.

На основании вышеизложенного, руководствуясь ст. ст. 101, 102, 110, 167-171, 174, 180-181 АПК РФ, Суд

РЕШИЛ:

Исковые требования оставить без удовлетворения.

Решение может быть обжаловано в течение месяца со дня его принятия в Восьмой арбитражный апелляционный суд, путем подачи апелляционной жалобы через Арбитражный суд Тюменской области.

Судья

Вебер Л.Е.