СЕДЬМОЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД

улица Набережная реки Ушайки, дом 24, Томск, 634050, http://7aas.arbitr.ru

 

П О С Т А Н О В Л Е Н И Е

город  Томск                                                                                 Дело № А67-9006/2019

Резолютивная часть постановления объявлена 15 марта 2022 года.

Постановление изготовлено в полном объеме 22 марта 2022 года.

Седьмой арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего  

Марченко Н.В.,

судей

Вагановой Р.А.,

 

ФИО1,

при ведении протокола судебного заседания секретарем ФИО2 с использованием средств аудиозаписи, рассмотрел в судебном заседании апелляционную жалобу общества с ограниченной ответственностью «СпецПетроСервис» (№07АП-1102/2022) на решение от 28.12.2021 Арбитражного суда Томской области по делу № А67-9006/2019 (судья Панкратова Н.В.) по иску общества с ограниченной ответственностью «СпецПетроСервис» (ИНН 

<

***>, ОГРН 

<

***>) к обществу с ограниченной ответственностью «Томскбурнефтегаз» (ИНН 

<

***>, ОГРН 

<

***>) о взыскании 17 674 247,17 руб., встречному иску о взыскании 27 758 673,96 руб.

Третье лицо, не заявляющее самостоятельных требований относительно предмета спора: акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (ОГРН 

<

***>, ИНН 

<

***>)..

В судебном заседании приняли участие:

от истца: ФИО3, приказ 50/2 от 23.06.2021,

от ответчика: ФИО4, доверенность от 02.02.2022, ФИО5, доверенность от 04.03.2021. 

УСТАНОВИЛ:

общество с ограниченной ответственностью «СпецПетроСервис» (далее – «ООО «СпецПетроСервис»») обратилось в арбитражный суд с исковым заявлением к обществу с ограниченной ответственностью «Томскбурнефтегаз» (далее - ООО «Томскбурнефтегаз»») о взыскании 17 674 247,17 руб. задолженности по договору № 19/16 от 11.02.2016 за оказанные ООО «СпецПетроСервис» услуги на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения, скважине № 4бис куст № 4 Колотушного месторождения.

ООО «Томскбурнефтегаз» предъявило встречный иск, уточненный в порядке статьи 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, о взыскании за допущенные ООО «СпецПетроСервис» нарушения обязательств по договору № 19/16 от 11.02.2016 (необоснованное использование химических реагентов, необоснованная утилизация пригодного для дальнейшего использования бурового раствора, нарушение (несоответствие) параметров бурового раствора программным значениям, искажение информации в отчетной документации (суточном рапорте), применение химических реагентов, не входящих в состав бурового раствора) 27 758 673,96 руб., из которых:

- 4 452 522,15 руб. (2 201 008,27 руб. + 2 251 513,88 руб.) – убытки, причиненные ООО «Томскбурнефтегаз» в связи с необоснованным использованием по вине ООО «СпецПетроСервис» химических реагентов при оказании услуг на скважинах (2 201 008,27 руб. - убытки, причиненные в связи с необоснованным использованием химических реагентов на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, 2 251 513,88 руб. - убытки, причиненные в связи с необоснованным использованием химических реагентов на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения);

- 10 587 309,76 руб. (2 882 719,41 руб. + 3 787 704,86 руб. + 3 916 885,49 руб.) – убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации ООО «СпецПетроСервис» пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважинах (необоснованное использованием химических реагентов) (2 882 719,41 руб. - убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважине № 300 куст № 3 бис Трайгородско-Кондаковского месторождения (необоснованное использованием химических реагентов); 

- 3 787 704,86 руб. - убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважине № 308 куст № 3 бис Трайгородско-Кондаковского месторождения (необоснованное использованием химических реагентов); 

- 3 916 885,49 руб. - убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважине № 289 куст № 3 бис Трайгородско-Кондаковского месторождения (необоснованное использованием химических реагентов);

- 12 718 842,05 руб. (3 291 308,40 руб. + 9 427 533,65 руб.) - договорная неустойка за допущенные ООО «СпецПетроСервис» нарушения (несоответствия) параметров бурового раствора программным значениям при оказании услуг на скважинах (договорная неустойка за допущенные ООО «СпецПетроСервис» несоответствия фактических параметров бурового раствора программным значениям в период с 15.11.2018 по 18.11. 2018, с 25.11.2018 по 27.12.2018 в процессе оказания услуг на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения в размере 3 291 308,40 руб.; договорная неустойка за допущенные ООО «СпецПетроСервис» несоответствия фактических параметров бурового раствора программным значениям в период с 15.11.2018 по 22.12.2018 в процессе оказания услуг на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения в размере 9 427 533,65 руб.

Решением от 28.12.2021 Арбитражного суда Томской области первоначальный иск удовлетворен частично, с ООО «Томскбурнефтегаз» в пользу ООО «СпецПетроСервис» взыскано 13 221 725,02 руб.; встречные исковые требования удовлетворены частично, с ООО «СпецПетроСервис» в пользу ООО «Томскбурнефтегаз» взыскано 16 946 729,76 руб.; в результате зачета с ООО «СпецПетроСервис» в пользу ООО «Томскбурнефтегаз» взыскано 3 763 439,24 руб.

Не согласившись с принятым судебным актом, ООО «СпецПетроСервис» в апелляционной жалобе просит отменить решение суда первой инстанции, принять по делу новый судебный акт, которым первоначальные исковые требования удовлетворить в полном объеме; в удовлетворении встречного иска отказать.

В обоснование жалобы указано, что судом допущено несоответствие выводов изложенных в решении, фактическим обстоятельствам дела. Апеллянт считает, что судом не дана оценка тому, что, подписывая суточный рапорт, ООО «Томскбурнефтегаз» не могло не знать о дополнительном расходовании химических реагентов в связи с повышением концентрации бурового раствора; ответчик производил дополнительный расход химических реагентов сверх программы по буровым растворам исключительно по распоряжению ответчика. 

ООО «Томскбурнефтегаз» в отзыве на апелляционную жалобу просит решение суда первой инстанции оставить без изменения, жалобу – без удовлетворения.

В заседании суда апелляционной инстанции представитель ООО «СпецПетроСервис» поддержал апелляционную жалобу по указанным в ней доводам; представители ООО «Томскбурнефтегаз» возражали против удовлетворения жалобы по мотивам, изложенным в отзыве.

Исследовав материалы дела, изучив доводы апелляционной жалобы, отзыва на нее, заслушав представителей сторон, проверив законность и обоснованность решения суда первой инстанции в соответствии со статьей 268 АПК РФ, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены решения суда первой инстанции.

Как следует из материалов дела, между ООО «Томскбурнефтегаз» (Заказчик) и ООО «СпецПетроСервис» (Исполнитель) был заключен Договор оказания услуг по приготовлению, обслуживанию, сопровождению и контролю параметров промывочных жидкостей № 19/16 от 11.12.2016, согласно которому Исполнитель принял на себя обязательство по заданию Заказчика оказывать в установленные договором сроки услуги по приготовлению, обслуживанию, сопровождению и контролю параметров промывочных жидкостей, а Заказчик – создать исполнителю необходимые условия для оказания услуг, принять их результат в установленном договором порядке и оплатить обусловленную договором цену.

Согласно пунктам 1.1., 1.3., 2.1. (в редакции Дополнительного соглашения № 4 от 30 декабря 2016 г. к Договору, 2.2., 2.3. 4.3., 5.3., 5.8.1., 5.8.2., 5.8.8, 5.8.11., 5.8.12., 5.8.15., 5.8.16., 8.9. Договора Исполнитель обязуется по заданию Заказчика оказывать в установленные Договором сроки услуги по приготовлению, обслуживанию, сопровождению и контролю параметров промывочных жидкостей, а Заказчик обязуется создать Исполнителю необходимые условия для оказания услуг, принять их результат в установленном Договором порядке и уплатить обусловленную Договором цену. В состав услуг Исполнителя входит, в частности, - разработка «Программы по буровым растворам» на основании геолого-технических данных, указанных в групповом рабочем проекте, рабочем проекте, предоставленных Заказчиком и опыте работы Исполнителя на данной площади; - проведение лабораторных исследований буровых растворов; - осуществление инженерного сервиса в области буровых растворов, включающее в себя контроль за приготовлением бурового раствора и регулирование его параметров в процессе строительства скважины в соответствии с утвержденной Заказчиком «Программой по буровым растворам» и Проектом на строительство скважины; - предоставление Заказчику рекомендаций по режиму промывки скважины, рецептуре, параметрах буровых растворов и вязких пачек в случае осложнений или отклонений от «Программы по буровым растворам»; - поддержание соответствия параметров бурового раствора требованиям, установленным «Программой по буровым растворам» и Проектом на строительство скважины в рамках обязательств Исполнителя по Договору; - оказание услуг по инженерному сопровождению производится с использованием химреагентов Исполнителя, соответствующих «Программе по буровым растворам» и предоставляемых в соответствии с условиями Договора (пункт 1.1.).

Исполнитель предоставляет Заказчику химреагенты в количестве необходимом для надлежащего оказания услуг (пункт 1.3.).

Ориентировочная стоимость услуг определяется Сторонами по каждому объекту в соответствии с Программой по буровым растворам и Протоколом согласования договорных цен (Приложение № 1 к Договору). Цены, указанные в Протоколе согласования договорных цен (Приложение № 1 к Договору), включают в себя все расходы, связанные с исполнением Договора Исполнителем, риски, которые известны или должны быть известны Исполнителю, а также вознаграждение Исполнителя и подлежат изменению только на основании дополнительного соглашения Сторон. Окончательная стоимость услуг по объекту определяется в соответствии с фактическим временем оказания услуг и количеством использованных химреагентов. При этом не подлежат оплате со стороны Заказчика время оказания услуг и химреагенты, затраченные на объект по вине Исполнителя (пункт 2.1.).

Оплата услуг Исполнителя с учетом использованных химреагентов осуществляется Заказчиком на основании счета-фактуры и акта приемки оказанных услуг, оформленных Исполнителем в соответствии с действующим законодательством, по каждому объекту. Счетфактура и акт приемки оказанных услуг, подписанные Исполнителем , предоставляются Заказчику в срок с 1 (первого) по 5 (пятое) числа месяца, следующего за месяцем окончания оказания услуг по объекту (оказания услуг по объекту в полном объеме). Заказчик, получивший указанные выше документы, обязан рассмотреть их в течение 5 (пяти) рабочих дней. В случае отсутствия замечаний по истечении указанного срока услуги считаются принятыми и подлежат оплате (пункт 2.2.).

Заказчик оплачивает оказанные услуги по соответствующему объекту услуги Исполнителя в срок от 60 (шестидесяти) до 90 (девяносто) календарных дней с момента их сдачи Исполнителем в соответствии с пунктом 2.2. Договора (пункт 2.3.).

Как независимый Исполнитель сохраняет полный контроль над способом и методом оказания Услуг. Вместе с тем, он обязуется оказывать услуги на основании и соответствии с заданием Заказчика (пункт 4.3.).

Исполнитель обязуется исполнять технические решения, принятые и установленные Заказчиком на основании действующих правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и согласованные с компетентными органами. В случае несогласия с такими решениями Заказчика Исполнитель должен уведомить Заказчика о подобном несогласии в письменном виде. После повторного подтверждения принятого решения Исполнитель принимает на себя его немедленное исполнение и в дальнейшем не несет ответственность за возможные последствия, оговоренные в уведомлении (пункт 5.3.).

Исполнитель обязан в 3-х дневный срок с момента подписания Договора, разработать «Программу по буровым растворам», которая с момента подписания Заказчиком является неотъемлемой частью Договора. «Программа по буровым растворам» должна соответствовать Проекту на строительство скважины (пункт 5.8.1.).

Исполнитель обязан исполнять принятые на себя обязательства в строгом соответствии с требованиями Проекта и разработанной в соответствии с ним «Программой по буровым растворам» силами своего персонала (инженеров) (пункт 5.8.2.).

Исполнителя обязан предоставлять Заказчику ежедневно суточный рапорт по буровым растворам (по форме Приложения № 3 к Договору), содержащий сведения о контроле за параметрами бурового раствора, для его подписания Заказчиком, вести и заполнять Журнал по буровым растворам (пункт 5.8.8.).

Исполнитель обязан своими силами и за свой счет устранять допущенные недостатки, которые повлекли за собой отступления от «Программы по буровым растворам». Исполнитель не несет ответственности за недостатки, если недостатки возникли по вине Заказчика или в результате геологического осложнения. Факт нарушения Исполнителем принятых на себя обязательств должен быть зафиксирован актом, подписанным уполномоченными представителями Сторон. При отказе от подписания акта Исполнителем Заказчик подписывает соответствующий акт совместно с представителем Генерального заказчика (недропользователя) с отметкой об отказе от подписания Исполнителем, что является надлежащим оформлением такого акта (пункт 5.8.11.).

Исполнитель обязан способствовать Заказчику в проведении анализа экономической эффективности использования сервисного обслуживания буровых растворов (пункт 5.8.12.).

Исполнитель обязан обеспечить соответствие типа, параметров и свойства бурового раствора требованиям, предусмотренным техническим проектом, «Программой по буровым растворам» и другими регламентирующими документами. В случае отклонения параметров бурового раствора от указанных в «Программе по буровым растворам» или от требований к буровому раствору, установленных Проектом или нормативными документами составляется акт контрольного замера параметров бурового раствора за подписью представителей Заказчика и Исполнителя. Исполнитель не несет ответственность за недостатки, если недостатки возникли по вине Заказчика или в результате геологического осложнения (пункт 5.8.15.).

Исполнитель, подписывая Договор, утверждает о том, что ознакомился с Проектами на строительство эксплуатационных скважин и получил от Заказчика необходимую Исполнителю для надлежащего оказания услуг информацию в объеме необходимом для надлежащего оказания услуг и не вправе отказаться от исполнения Договора (пункт 5.8.16.).

Если Исполнитель при оказании услуг допускал нарушения, установленные шкалой оценки качества услуг (Приложение № 4 к Договору), Заказчик вправе потребовать выплаты установленной за соответствующее нарушение суммы неустойки или соразмерно снизить стоимость услуг Исполнителя. Исполнителя выплачивает сумму предъявленной неустойки в течение 15 календарных дней с момента ее предъявления Заказчиком. Заказчик вправе в одностороннем порядке при принятии услуг уменьшить стоимость услуг Исполнителя на сумму указанной неустойки (в том числе путем проведения зачета) (пункт 8.9.).

Согласно Приложению № 2 к Дополнительному соглашению № 6 от 17 января 2018 г. к Договору («Шкала оценки качества услуг») предусмотрена ответственность ООО «СпецПетроСервис» виде неустойки за нарушения обязательств по Договора (в том числе неустойка за отклонение плотности бурового раствора более чем на 0,02 г/см³, без согласования с Заказчиком, за отклонение параметра ДНС, за отклонение параметра pH, за отклонение содержания смазки в буровом растворе от утвержденного в программе промывки и т.д.).

ООО «СпецПетроСервис» во исполнение своих обязательств по Договору разработало Программу по приготовлению и обработке бурового раствора по скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения. Программу по приготовлению и обработке бурового раствора по скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения, Программу по приготовлению и обработке бурового раствора по скважине № 300 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, Программу по приготовлению и обработке бурового раствора по скважине № 308 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, Программу по приготовлению и обработке бурового раствора по скважине № 289 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения. 

В последующем ООО «СпецПетроСервис» оказало ООО «Томскбурнефтегаз» услуги по приготовлению, обработки, сопровождению и контролю параметров бурового раствора по указанным скважинам, после чего в целях приемки ООО «Томскбурнефтегаз» оказанных услуг и их оплаты направило соответствующие с/ф и акты по спорным скважинам. 

ООО «Томскбурнефтегаз» не приняло у ООО «СпецПетроСервис» услуги по скважине № 298 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, по скважине № 300 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения и по скважине № 606 куста № 4 Колотушного месторождения, а услуги по скважине № 289 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, по скважине № 308 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения ООО «Томскбурнефтегаз» приняло у ООО «СпецПетроСервис» и, соответственно, оплатило услуги по указанным скважинам.

Указывая на ненадлежащее исполнение обязательств по договору своим контрагентом, стороны обратились в суд с первоначальным и встречным исками.

По общему принципу, изложенному в пункте 1 статьи 309 Гражданского кодекса Российской Федерации (далее - ГК РФ), обязательства должны исполняться надлежащим образом в соответствии с условиями обязательства и требованиями закона, иных правовых актов. Односторонний отказ от исполнения обязательства, одностороннее изменение его условий не допускаются, за исключением случаев, предусмотренных законом (статья 310 ГК РФ).

Согласно пункту 1 статьи 779 ГК РФ по договору возмездного оказания услуг исполнитель обязуется по заданию заказчика оказать услуги (совершить определенные действия или осуществить определенную деятельность), а заказчик обязуется оплатить эти услуги.

В силу пункта 1 статьи 781 ГК РФ заказчик обязан оплатить оказанные ему услуги в сроки и в порядке, которые указаны в договоре возмездного оказания услуг.

Согласно статье 783 ГК РФ к договору возмездного оказания услуг применяются общие положения о подряде (статьи 702 - 729) и положения о бытовом подряде (статьи 730 - 739), если это не противоречит статьям 779 - 782 настоящего Кодекса, а также особенностям предмета договора возмездного оказания услуг.

В соответствии с пунктом 1 статьи 720 ГК РФ 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.

В силу пункта 2 статьи 720 ГК заказчик, обнаруживший недостатки в работе при ее приемке, вправе ссылаться на них в случаях, если в акте либо в ином документе, удостоверяющем приемку, были оговорены эти недостатки либо возможность последующего предъявления требования об их устранении.

В соответствии с пунктом 3 указанной нормы, если иное не предусмотрено договором подряда, заказчик, принявший работу без проверки, лишается права ссылаться на недостатки работы, которые могли быть установлены при обычном способе ее приемки (явные недостатки).

Согласно статье 721 ГК РФ качество выполненной подрядчиком работы должно соответствовать условиям договора подряда, а при отсутствии или неполноте условий договора требованиям, обычно предъявляемым к работам соответствующего рода. Если иное не предусмотрено законом, иными правовыми актами или договором, результат выполненной работы должен в момент передачи заказчику обладать свойствами, указанными в договоре или определенными обычно предъявляемыми требованиями, и в пределах разумного срока быть пригодным для установленного договором использования, а если такое использование договором не предусмотрено, для обычного использования результата работы такого рода.

При возникновении между заказчиком и подрядчиком спора по поводу недостатков выполненной работы или их причин по требованию любой из сторон должна быть назначена экспертиза (пункт 5 статьи 720 ГК РФ).

Согласно заключению судебной экспертизы, проведенной экспертами Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Удмуртский государственный университет» ФИО6, ФИО7, ФИО8, при анализе суточных рапортов и актов о контрольных замерах параметров бурового раствора (том № 2 л.д. 20-48, том № 3 л.д. 147-150, том № 4 л.д. 1-33, том № 6 л.д. 116-150, т. 13 л.д. 74-140) установлено, что ООО «СпецПетроСервис» допускало отклонения параметров бурового раствора от программных значений. Отмечено увеличение параметра смазки, а также уменьшение параметров фильтрационной корки и водоотдачи относительно Программы приготовления и обработки бурового раствора; документально зафиксировано 50 случаев отклонений параметров буровых растворов от требований Программы по приготовлению и обработке бурового раствора.

Отклонение параметра фильтрационная корка, отмеченное представителями ООО «Томскбурнефтегаз» в своем расчете как нарушение (0,8 вместо 1), по факту нарушением не является, а лишь указывает на то, что данный параметр не превышает допустимых программных значений. То же можно сказать и о параметре водоотдача, который при бурении скважины под хвостовик, был ниже программных значений 5,1 см3/30 мин и менее (по факту) и 6 – 7,5 см3/30 мин (программные значения). Уменьшение параметра водоотдачи, является фактором, оказывающим положительное воздействие как на состояние бурового раствора, так и на состояние стенок ствола скважины.

При оказании ООО «СпецПетроСервис» услуг по Договору №19/16 от 11.02.2016 на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения были допущены несоответствия фактических параметров бурового раствора программным значениям - документально зафиксировано 50 случаев отклонений параметров буровых растворов от требований Программы по приготовлению и обработке бурового раствора. 

2). Отмеченное увеличение параметра смазки с 2 – 3% (по программе) до 3,5 – 4% (по факту) является нарушением. Данное увеличение, по мнению экспертов, при бурении конкретной скважины, не явилось отклонением, способствующим возникновению каких-либо технологических осложнений. В части возможных негативных последствий увеличения содержания смазывающей добавки в буровом растворе эксперты указали на  снижение механической скорости проходки, что приводит к увеличению сроков строительства скважины, возможность дополнительно спровоцировать обвалообразование сыпучих горных пород (таких как уголь, глинистый сланец и аргиллит) за счет улучшенного проникновения бурового раствора по трещиноватым слоистым породам, а это уже угроза аварийной ситуации. К негативным моментам так же отнесены отрицательное воздействие смазывающей добавки на процесс сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой после цементирования, что может привести к заколонной фильтрации пластовых флюидов при создании депрессии во время освоения и последующей эксплуатации скважины, что в свою очередь, может вывести скважину из эксплуатационного фонда и потребовать дополнительного дорогостоящего ремонта связанного с изоляционными работами.

5). При оказании ООО «СпецПетроСервис» услуг по Договору № 19/16 от 11.02.2016 на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения допущены несоответствия фактических параметров бурового раствора программным значениям - документально зафиксировано 148 случаев отклонений параметров буровых растворов от требований Программы по приготовлению и обработке бурового раствора (снижение плотности ниже нормы – на 0,09 – 0,1 г/см3 – 8 случаев; увеличение показателя смазки на 1% и более – 101 случай; увеличение рН выше нормы – в среднем на 1 ед. и более – 24 случая; увеличение ДНС выше нормы – на 1 – 3 фунт/100 фут2 – 15 случаев).

Указанные выше отклонения подтверждаются суточными рапортами, актами расхода реагентов, актами контрольных замеров параметров буровых растворов и регламентирующей документацией (проектная документация и Программа по приготовлению и обработке бурового раствора)

6). Данные отклонения могли привести к тяжёлым технологическим осложнениям:

1. Снижение плотности ниже нормы на 0,09 – 0,10 г/см3 . Пониженная плотность бурового раствора является очень серьёзным отклонением – отклонение плотности более чем на 0,03 г/см3 запрещено требованиями "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, приказ №101 от 12.03.2013г., с дополнениями в редакции от 12.01.2015г., приказ Ростехнадзора №1): п.215. «Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и осложнений)».

Указанное отклонение способно привести к очень серьёзным технологическим и геологическим осложнениям, вплоть до технологических аварий, а именно, способно привести к газонефтеводопроявлениям, со всеми вытекающими негативными последствиями: выброс флюидов (газ, нефть, вода); смешивание флюидов с буровым раствором, что приведёт к существенному перерасходу за счёт дополнительных обработок общего объёма циркулирующего бурового раствора, из-за это разбавления пластовыми флюидами (преимущественно пластовой водой). Воздействие же газа и/или нефти всегда пагубно сказывается на свойствах бурового раствора на водной основе, вплоть до того, что свойства становятся неконтролируемыми и не поддающимися регулированию, в результате чего приходится замещать весь объём бурового раствора на вновь приготовленный, с предварительной тщательной чисткой ёмкостей циркуляционной системы; нарушение стабильности стенок ствола скважины, осыпи и обвалообразования горной породы. Данное осложнение способно привести ствол скважины к необратимым последствиям требующим перебуривание осложненного участка скважины. Возможна заклинка компоновки бурового инструмента обвалившейся горной породой.

2. Увеличение содержания смазки в буровом растворе при бурении конкретной скважины не явилось отклонением, способствующим возникновению каких-либо технологических осложнений. Тем не менее, данных о согласовании с Заказчиком увеличения процента смазки в буровом растворе не имеется. В части возможных негативных последствий увеличения содержания смазывающей добавки в буровом растворе эксперты указали на снижение механической скорости проходки, что приводит к увеличению сроков строительства скважины, возможность дополнительно спровоцировать обвалообразование сыпучих горных пород (таких как уголь, глинистый сланец и аргиллит) за счет улучшенного проникновения бурового раствора по трещиноватым слоистым породам, что может создать угрозу аварийной ситуации. К негативным моментам так же отнесено отрицательное воздействие смазывающей добавки на процесс сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой после цементирования, что может привести к заколонной фильтрации пластовых флюидов при создании депрессии во время освоения и последующей эксплуатации скважины, что в свою очередь, может вывести скважину из эксплуатационного фонда и потребовать дополнительного дорогостоящего ремонта связанного с изоляционными работами

3. Увеличение рН выше нормы – в среднем на 1 ед. и более способно привести ко множеству отрицательных последствий:

- набухание стенок скважины (особенно в интервалах залегания гидрофильных глин), приводящее к авариям и инцидентам (подлипания, прилипания, посадки и прихваты инструмента; обвалы стенок и сужение ствола скважины). 

- в щелочной среде увеличивается химическое диспергирование выбуренной породы, так как от него зависит катион-обменное равновесие (и бентонитового глинопорошка, при его наличии в составе бурового раствора), что приводит к увеличению объёмного количества взвешенных в циркулирующем буровом растворе илистых и коллоидных частиц (то есть происходит перенасыщение бурового раствора твёрдой фазой, которую сложно удалить даже четырёхступенчатой системой очистки бурового раствора), всё это, в свою очередь, приводит к: росту плотности бурового раствора (из-за чего приходится периодически сбрасывать часть бурового раствора в амбары и заготавливать новые объёмы бурового раствора с низкой плотностью); образованию сальников; снижению эффективности проявления функциональных свойств полимерных составляющих бурового раствора из-за обволакивания их коллоидными частицами; увеличению пластической вязкости бурового раствора, что приводит к затруднению прокачиваемости бурового раствора, к росту противодавления столба буровой промывочной жидкости, к увеличению нагрузки на долото, к снижению механической скорости бурения и т.п.; к увеличению нагрузки на систему очистки бурового раствора (особенно на её третью и четвёртую ступени).

- после коагуляции части биополимера снижаются структурные свойства биополимерного и крахмально-биополимерного бурового раствора, что может привести к прихватам за счёт выпадения в осадок выбуренной породы из слабоструктурированного бурового раствора. 

- увеличение коррозионных свойств бурового раствора вследствие его высокой щёлочности (так как вынужденно поддерживается щёлочность бурового раствора на уровне рН=8-10 и более). 

- фильтраты бурового раствора с высоким рН (более 9) растворяют кварц, высвобождая мельчайшие частицы породы, которые после этого могут закупорить поровые каналы и явиться причиной снижения проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт. 

- опасность щелочных ожогов слизистых оболочек и кожных покровов специалистов, осуществляющих сопровождение буровых промывочных жидкостей в процессе строительства скважин. - повышенный износ элементов бурового оборудования чувствительных к воздействию щелочной среды.

4. Увеличение параметра ДНС выше нормы – с одной стороны способствует улучшению выноса шлама с забоя скважины, с другой стороны негативным образом влияет на состояние бурового оборудования, заставляя его работать с большими нагрузками и давлениями, что приводит к его более раннему износу.

Указанные выше отклонения подтверждаются суточными рапортами, актами расхода реагентов, актами контрольных замеров параметров буровых растворов и регламентирующей документацией (проектная документация и Программа по приготовлению и обработке бурового раствора).

Допущенные ООО «СпецПетроСервис» при оказании услуг по Договору № 19/16 от 11.02.2016 на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения несоответствия фактических параметров бурового раствора программным значениям могли привести к тяжёлым технологическим осложнениям (аварии, инциденты (подлипания, прилипания, посадки и прихваты инструмента, обвалы стенок и сужение ствола скважины), могло привести к газонефтеводопроявлениям (выброс флюидов (газ, нефть, вода), к заклинке компоновки бурового инструмента обвалившейся горной породой, к увеличению нагрузки на долото, к снижению механической скорости бурения, увеличению нагрузки на систему очистки бурового раствора, щелочные ожоги слизистых оболочек и кожных покровов специалистов, осуществляющих сопровождение буровых растворов, повышенный износ элементов бурового оборудования чувствительных к воздействию щелочной среды, ранний износ бурового оборудования и т.д.

7). При оказании услуг по Договору № 19/16 от 11.02.2016 на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения ООО «СпецПетроСервис» были допущены нарушения «Программы по приготовлению и обработке бурового раствора» - были допущены завышения концентрации химических реагентов, необоснованное использование химических реагентов и использование непредусмотренных программой химических реагентов при приготовлении бурового раствора. 

8). В результате допущенных ООО «СпецПетроСервис» на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения нарушений «Программы по приготовлению и обработке бурового раствора» - в результате завышения концентрации химических реагентов, необоснованного использования химических реагентов и использования непредусмотренных программами химических реагентов при приготовлении бурового раствора, было необоснованно использовано следующее количество химических реагентов: сода каустическая – 779 кг.; SBS – 4840 кг.; SB GN – 700 кг.; SABOXAN – 195 кг.; SB CMC HV/LV - 25 кг.; SB PANS – 45 кг.; SURFEX – 130 кг.; SB CIDE – 165 кг.; SB CARB 5мкм – 8550 кг.; SB STARCH m.1 – 1360 кг.; Калий хлористый – 9850 кг.; InSill – 640 кг.

9). При оказании услуг по Договору № 19/16 от 11.02.2016 на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения ООО «СпецПетроСервис» были допущены нарушения «Программы по приготовлению и обработке бурового раствора» - были допущены завышения концентрации химических реагентов, необоснованное использование химических реагентов и использование непредусмотренных программой химических реагентов при приготовлении бурового раствора. 

10). В результате допущенных ООО «СпецПетроСервис» на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения нарушений «Программы по приготовлению и обработке бурового раствора», завышения концентрации химических реагентов, необоснованного использования химических реагентов и использования непредусмотренных программами химических реагентов при приготовлении бурового раствора, было необоснованно использовано следующее количество химических реагентов: Праестол 2300 – 180,5 кг.; сода каустическая – 366,5 кг.; SB GN – 2578 кг.; SB CMC HV/LV- 800 кг.; SB PANS – 2300 кг.; SURFEX – 237 кг.; GLIDEX m1 – 4410 кг.; SB CARB 5мкм – 420 кг.; SB STARCH m.1 – 2320 кг.; Калий хлористый – 2320 кг.

11). Согласно пункту 5.12. Договора № 19/16 от 11 февраля 2016 года, Исполнитель (ООО «СпецПетроСервис») обязан своевременно и в необходимом для надлежащего оказания услуг количестве предоставлять Заказчику (ООО «Томскбурнефтегаз») химреагенты, а в пункте 5.8.12. Договора определено, что Исполнитель (ООО «СпецПетроСервис») обязан способствовать Заказчику (ООО «Томскбурнефтегаз») в проведении анализа экономической эффективности использования сервисного обслуживания буровых растворов

12). На приготовление бурового раствора, взамен необоснованно утилизированного ООО «СпецПетроСервис» бурового раствора, пригодного для дальнейшего использования, было использовано другое количество химических реагентов.

Признавая заключение эксперта в качестве относимого и допустимого доказательства по делу, суд первой инстанции исходил из того, что оно соответствует положениям статей 64, 67, 68, 86 АПК РФ, оснований не доверять выводам эксперта, обладающего специальными познаниями, давшего подписку об уголовной ответственности за дачу заведомо ложного заключения, не имеется, доказательства недостоверности экспертного заключения ответчиком не представлены.

Суд апелляционной инстанции соглашается с оценкой экспертного заключения в совокупности с иными доказательствами по делу, поскольку недостаточная ясность или неполнота заключения эксперта отсутствует.

Подрядчик может принять на себя по договору обязанность выполнить работу, отвечающую требованиям к качеству, более высоким по сравнению с установленными обязательными для сторон требованиями.

В случаях, когда работа выполнена подрядчиком с отступлениями от договора подряда, ухудшившими результат работы, или с иными недостатками, которые делают его не пригодным для предусмотренного в договоре использования либо при отсутствии в договоре соответствующего условия непригодности для обычного использования, заказчик вправе, если иное не установлено законом или договором, по своему выбору потребовать от подрядчика, в частности, соразмерного уменьшения установленной за работу цены.

Неустойкой (штрафом, пеней) признается определенная законом или договором денежная сумма, которую должник обязан уплатить кредитору в случае неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательства, в частности в случае просрочки исполнения. По требованию об уплате неустойки кредитор не обязан доказывать причинение ему убытков. Кредитор не вправе требовать уплаты неустойки, если должник не несет ответственности за неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательства. Соглашение о неустойке должно быть совершено в письменной форме независимо от формы основного обязательства. Несоблюдение письменной формы влечет недействительность соглашения о неустойке.

Согласно заключенному между сторонами Договору ООО «СпецПетроСервис» обязано было оказывать ООО «Томскбурнефтегаз» услуги по приготовлению бурового раствора, регулированию его параметров и поддержанию параметров бурового раствора в строгом соответствии с «Программой по буровым растворам», которую само ООО «СпецПетроСервис» разработало и которую утвердило ООО «Томскбурнефтегаз».

Вместе с тем, судом установлено, материалами дела подтверждено, что в период оказания услуг на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения и на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения ООО «СпецПетроСервис» допустило нарушения «Программ по буровым растворам», которые выразились в том, что в нарушении концентрации химических реагентов (соотношение количества определенного химического реагента на единицу приготавливаемого бурового раствора или обрабатываемого бурового раствора), регламентированных «Программой по буровым растворам» ООО «СпецПетроСервис» при оказании услуг использовало большее количество химических реагентов, чем было предусмотрено указанными регламентирующими документами – соответствующими «Программами по буровым растворам» для бурения определенного этапа бурения определенной скважины.

Согласно заключению судебной экспертизы ООО «СпецПетроСервис» при оказании услуг на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения и на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения допустило перерасход химических реагентов. 

Согласно представленным ООО «Томскбурнефтегаз» расчетам стоимость необоснованно использованных химических реагентов: 

- при оказании услуг на скважине № 298 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения составляет 2 201 008,27 руб.; 

- при оказании услуг на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения составляет 2 251 513,88 руб.;

С учетом условия пункта 2.1. Договора о том, что стоимость химических реагентов затраченных при оказании услуг по Договору по вине ООО «СпецПетроСервис» не подлежит оплате ООО «СпецПетроСервис», принимая во внимание, что ООО «Томскбурнефтегаз» не понесло расходов на оплату химических реагентов по скважине № 298 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения и скважине № 606 куста № 4 Колотушного месторождения, суд первой инстанции правомерно признал необоснованными встречные исковые требования ООО «Томскбурнефтегаз» по скважине № 298 куста № 3бис ТрайгородскоКондаковского месторождения на денежную сумму в размере 2 201 008,27 руб. и по скважине № 606 куста 4 Колотушного месторождения на денежную сумму в размере 2 251 513,88 руб. 

Следовательно, на стоимость  необоснованно использованных химических реагентов по указанным двум спорным скважинам (№ 298 и № 606), первоначальные исковые требования ООО «СпецПетроСервис» обоснованно оставлены без удовлетворения по скважине № 298 куста № 3бис ТрайгородскоКондаковского месторождения на сумму в 2 201 008,27 руб., по скважине № 606 куста 4 Колотушного месторождения на сумму в размере 2 251 513,88 руб..

Кроме того, судом установлено, что ООО «СпецПетроСервис» необоснованно утилизировало буровой раствора пригодный для дальнейшего использования при оказании услуг на указанных скважинах. Соответственно, стоимость химических реагентов, затраченных ООО «СпецПетроСервис» после необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования бурового раствора, на приготовление нового бурового раствора, является убытками ООО «Томскбурнефтегаз».

Таким образом, ООО «Томскбурнефтегаз» причинены убытки в связи с необходимостью несения дополнительных затрат на химические реагенты для приготовления нового бурового раствора взамен необоснованно утилизированного, пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора. 

При таких обстоятельствах, как правильно указал суд первой инстанции, ООО «СпецПетроСервис» обязано компенсировать ООО «Томскбурнефтегаз» причиненные убытки в виде стоимости химических реагентов. 

Согласно представленным ООО «Томскбурнефтегаз» расчетам стоимость необоснованно использованных химических реагентов на приготовление нового бурового раствора взамен необоснованно утилизированного бурового раствора пригодного для дальнейшего использования составляет:

- при оказании услуг на скважине № 300 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения составляет 2 882 719,41 руб.; 

- при оказании услуг на скважине № 308 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения составляет 3 787 704,86 руб.; 

- при оказании услуг на скважине № 289 куст № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения составляет 3 916 885,49 руб.

Принимая во внимание условие пункта 2.1. Договора о том, что стоимость химических реагентов, затраченных при оказании услуг по Договору по вине ООО «СпецПетроСервис», не полежит оплате ООО «СпецПетроСервис», учитывая, что ООО «Томскбурнефтегаз» понесло расходы на оплату необоснованно использованных химических реагентов по скважине № 300 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, по скважине № 308 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, по скважине № 289 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения, суд первой инстанции правомерно признал обоснованными и подлежащими удовлетворению встречные исковые требования ООО «Томскбурнефтегаз» о взыскании убытков по скважине № 300 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения на денежную сумму в размере 2 882 719,41 руб., по скважине № 308 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения на денежную сумму в размере 3 787 704,86 руб., по скважине № 289 куста № 3бис Трайгородско-Кондаковского месторождения на денежную сумму в размере 3 916 885,49 руб.

Следовательно, встречные исковые требования ООО «Томскбурнефтегаз» о взыскании с ООО «СпецПетроСервис» убытков, причиненных ООО «Томскбурнефтегаз» в результате допущенной ООО «СпецПетроСервис» необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования бурового раствора – затраты на приготовление нового бурового раствора взамен необоснованно утилизированного, правомерно удовлетворены в размере 10 587 309,76 руб. (2 882 719,41 руб. + 3 787 704,86 руб. + 3 916 885,49 руб.):

- 2 882 719,41 руб. - убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважине № 300 куст № 3 бис Трайгородско-Кондаковского месторождения (необоснованное использованием химических реагентов);

- 3 787 704,86 руб. - убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважине № 308 куст № 3 бис Трайгородско-Кондаковского месторождения (необоснованное использованием химических реагентов); 

- 3 916 885,49 руб. - убытки, причиненные в результате необоснованной утилизации пригодного для дальнейшего использования качественного бурового раствора при оказании услуг на скважине № 289 куст № 3 бис Трайгородско-Кондаковского месторождения (необоснованное использованием химических реагентов);

Судом первой инстанции обоснованно отклонен довод ООО «СпецПетроСервис» о том, что вследствие конструкционной особенности циркуляционной системы и обвязки емкостного парка, ввиду малого объема, необходимо было допоставить дополнительные емкости, для хранения переводимого бурового раствора, что должно было организовать, в свою очередь, ООО «Томскбурнефтегаз». 

В материалы дела ООО «СпецПетроСервис» не представлено доказательств, подтверждающих, что фактически имеющегося емкостного парка было недостаточно для сохранения соответствующего объема бурового раствора при конвейерном бурении, а конструкционная особенность циркуляционной системы и обвязка емкостного парка не позволяло сохранять буровой раствор.

Вместе с тем, в материалы дела представлена Схема расположения оборудования линии обвязки БР БУ-3000 УЭК на Трайгородско-Кондаковском м/е (куст 3бис), согласно которой емкостной парк на буровой раствор на ТрайгородскоКондаковском месторождении куст № 3бис состоит из следующих емкостей следующего объема: - емкость для БР – 3 шт. по 40 м3, - емкость запаса БР – 3 шт. по 40 м3, ЦСГО – 33м3. 

Итого, объём емкостного парка составил – 273 м3. 

Расчеты стоимости химических реагентов необоснованно использованных ООО «СпецПетроСервис», которые были представлены в материалы дела ООО «Томскбурнефтегаз» не оспорены ООО «СпецПетроСервис».

Также ООО «СпецПетроСервис» не представлены доказательства, подтверждающие, что ООО «СпецПетроСервис» не допускало необоснованное использование химических реагентов, а использование соответствующих химических реагентов было обусловлено объективными причинами, которые не зависели от ООО «СпецПетроСервис». 

Исходя из представленных в материалы дела доказательств и доводов сторон, суд первой инстанции пришел к правомерному выводу о том, что ООО «СпецПетроСервис» при оказании услуг по Договору на спорных скважинах должно было оказывать такие услуги в строгом соответствии с разработанными самим ООО «СпецПетроСервис» регламентирующими документами – «Программами по буровым растворам» которые являются обязательными. 

В «Программах по буровым растворам» не указано то, что данные регламентирующие документы носят только рекомендательный характер и не обязательны к исполнению (ими не обязательно руководствоваться). Напротив, согласно условиям Договора, заключенного между сторонами, «Программы по буровым раствором» являются обязательными.

В «Программах по буровым растворам» указано количество химических реагентов, которые были необходимы ООО «СпецПетроСервис» для приготовления определенного объема бурового раствора и в том случае если ООО «СпецПетроСервис» при оказании услуг на спорных скважинах приготовило меньшее количество раствора, чем было указано в данных программах, то и количество соответствующих химических реагентов должно было быть затрачено меньше, так как для приготовления бурового раствора согласно программ по буровым растворам предусмотрена соответствующая рецептура – расход определенного химического реагента на единицу приготовленного раствора (концентрация определенного химического реагента).

В нарушение требований статьи 65 АПК РФ ООО «СпецПетроСервис» не представлено доказательств обоснованности довода о возможности замены одного химического реагента другим (химические реагенты - аналоги). 

Ни Программы по буровым растворам, ни Договор, заключенный между сторонами не предусматривает правовую и фактическую возможность замены одних химических реагентов другими химическими реагентами. 

При этом, соглашением сторон не предусмотрено распределение полученной подрядчиком экономии между сторонами, а Договором (пункт 2.1.) между сторонами согласовано то, что оплате ООО «СпецПетроСервис» подлежат только обоснованно использованные в соответствии с «Программой по буровым растворам» химические реагенты, а использованные химические реагенты по вине ООО «СпецПетроСервис» оплате не подлежат.

Кроме того, судом первой инстанции правомерно отклонены доводы о том, что ООО «Томскбурнефтегаз» выставляло Генеральному заказчику строительства спорных скважин стоимость всех химических реагентов фактически израсходованных при бурении спорных скважин.

Согласно первичной бухгалтерской документации (с/ф, акты, справки), представленной ООО «Томскбурнефтегаз» в материалы дела, Генеральный заказчик строительства спорных скважин принимал у ООО «Томскбурнефтегаз» и, соответственно, оплатил следующие работы и материалы по спорным скважинам: бурение скважины; бурение наклонно-направленного участка добывающей скважины; бурение горизонтального участка добывающей скважины; бурение ствола-пилота; крепление наклонно-направленного участка горизонтальной добывающей скважины; крепление горизонтального участка добывающей скважины; крепление ствола-пилота; передвижка буровой установки; трубы обсадные; обвязка обсадных колонн; портландцемент тампонажный при цементировании скважины; обвязка обсадных колонн; фланец.

Каких-либо иных работ и материалов, не указанных в вышеуказанной первичной документации, ООО «Томскбурнефтегаз» Генеральному заказчику строительства спорных скважин не выставляло, а Генеральный заказчик, соответственно, не принимал иных работ и материалов по указанным спорным скважинам и не оплачивал. 

В связи с допущенными ООО «СпецПетроСервис» нарушениями параметров бурового раствора на указанных скважинах ООО «Томскбурнефтегаз» предъявило к ООО «СпецПетроСервис» встречные исковые требования о взыскании договорной неустойки, размер которой по расчетам ООО «Томскбурнефтегаз» составил - 12 718 842,05 руб. (3 291 308,40 руб. + 9 427 533,65 руб.). 

Учитывая выводы судебной экспертизы в совокупности с другими доказательствами, принимая во внимание условия Договора о том, что ООО «СпецПетроСервис» обязано обеспечить соответствие типа, параметров и свойства бурового раствора требованиям, предусмотренным техническим проектом, «Программой по буровым растворам» и другими регламентирующими документам, а также принимая во внимание ответственность установленную Приложением № 2 к Дополнительному соглашению № 6 от 17 января 2018 г. к Договору («Шкала оценки качества услуг») (Том № 3 л.д. 116 – 118), суд первой инстанции пришел к правомерному выводу об обоснованности встречных исковых требований ООО «Томскбурнефтегаз» о взыскании договорной неустойки на скважине № 298 куста № 3бис ТрайгородскоКондаковского месторождения и на скважине № 606 куста № 4 Колотушного месторождения в размере 12 718 842,05 руб. (3 291 308,40 руб. – на скважине № 298 куст № 3бис ТрайгородскоКондаковского и 9 427 533,65 руб. на скважине № 606 куст № 4 Колотушного месторождения).

Доводы ООО «СпецПетроСервис» о том, что в случае отклонений параметров буровых растворов должны составляться акты контрольного замера параметров бурового раствора, которые являются единственными основаниями для предъявления требования об оплате договорной неустойки, акты контрольного замера параметров бурового раствора, представленные в материалы дела ООО «СпецПетроСервис» подтверждают, что не было допущено никаких нарушений параметров бурового раствора, суточные рапорты по буровым растворам не являются документами, которыми, в соответствии с условиями заключенного между сторонами Договора могут быть подтверждены нарушения параметров бурового раствора и необоснованное использование химических реагентов получили надлежащую правовую оценку суда первой инстанции.

В соответствии с условиями договора основанием для начисления договорной неустойки является сам факт нарушений параметров бурового раствора. ООО «Томскбурнефтегаз» представило в материалы дела первичные документы, подтверждающие данные нарушения - суточные рапорты по буровым растворам подписанные сторонами Договора.

Кроме того, ни условиями Договора, ни действующим законодательством не закреплено, что единственным документом, которым может подтверждаться нарушение параметров бурового раствора является только акт контрольного замера параметров бурового раствора и, что иными документами такие нарушения подтверждаться не могут, а в случае отсутствия составленного сторонами акта контрольного замера параметров бурового раствора ООО «СпецПетроСервис» не может быть привлечено к договорной ответственности.

При этом, судом первой инстанции обосновано указано, что ООО «Томскбурнефтегаз» не предъявляет к ООО «СпецПетроСервис» требования и не обосновывает свои возражения, основываясь на представленных ООО «СпецПетроСервис» актах контрольного замера параметров бурового раствора. 

ООО «СпецПетроСервис» в нарушении требований статьи 65 АПК РФ не представило относимых, допустимых и достоверных доказательств подтверждающих, что допущенные нарушения параметров бурового раствора возникли по причинам, не связанным с ООО «СпецПетроСервис», и возникли по вине ООО «Томскбурнефтегаз» или в результате геологического осложнения (пункт 5.8.15. Договора).

Расчеты договорной неустойки, которые были представлены в материалы дела ООО «Томскбурнефтегаз» не оспорены со стороны ООО «СпецПетроСервис». 

Расчет неустойки судом проверен, признан арифметически верным, соответствующим условиям договора и обстоятельствам дела. 

В силу статьи 333 ГК РФ, если подлежащая уплате неустойка явно несоразмерна последствиям нарушения обязательства, суд вправе уменьшить неустойку. 

По смыслу приведенных выше правовых норм, размер неустойки может быть снижен судом на основании статьи 333 Гражданского кодекса Российской Федерации только при явной несоразмерности неустойки последствиям нарушения обязательства, обязанность доказывания которой лежит на должнике. В то же время кредитор при взыскании законной или договорной неустойки не обязан доказывать наличие убытков и их размер.

Принимая во внимание установленные обстоятельства дела, суд первой инстанции обоснованно снизил размер договорной неустойки в соответствии со статьей 333 ГК РФ.

Оценивая иные изложенные в апелляционной жалобе доводы, суд апелляционной инстанции считает, что в них отсутствуют ссылки на обстоятельства, которые не были предметом рассмотрения суда первой инстанции и могли бы повлиять в той или иной степени на законность и обоснованность принятого судебного акта.

Принятое арбитражным судом первой инстанции решение является законным и обоснованным, судом полно и всесторонне исследованы имеющиеся в материалах дела доказательства, им дана правильная оценка, нарушений норм материального и процессуального права не допущено. Оснований для отмены решения суда первой инстанции, установленных статьей 270 АПК РФ, а равно принятия доводов апелляционной жалобы у суда апелляционной инстанции не имеется.

Судебные расходы по оплате государственной пошлины в апелляционной инстанции согласно статье 110 АПК РФ в связи с отсутствием оснований для удовлетворения апелляционной жалобы относятся на заявителя жалобы.

Руководствуясь статьями 110, 268, пунктом 1 статьи 269, статьей 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ:

решение от 28.12.2021 Арбитражного суда Томской области по делу № А67- 9006/2019 оставить без изменения, апелляционную жалобу общества с ограниченной ответственностью «СпецПетроСервис» - без удовлетворения.

Постановление может быть обжаловано в порядке кассационного производства в Арбитражный суд Западно-Сибирского округа в срок, не превышающий двух месяцев со дня вступления его в законную силу, путем подачи кассационной жалобы через Арбитражный суд Томской области.

Председательствующий Н.В. Марченко 

Судьи Р.А. Ваганова 

ФИО1