АРБИТРАЖНЫЙ СУД УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

426011, г. Ижевск, ул. Ломоносова, 5

http://www.udmurtiya.arbitr.ru

Именем Российской Федерации

РЕШЕНИЕ

Дело № А71- 10238/2022

13 декабря 2023 года

г. Ижевск

 

 

Резолютивная часть решения объявлена 06 декабря 2023 года

Полный текст решения изготовлен 13 декабря 2023 года

 

Арбитражный суд Удмуртской Республики в составе судьи Торжковой Н.Н., при ведении протоколирования с использованием средств аудиозаписи и составлении протокола в письменной форме секретарем судебного заседания ФИО1, рассмотрев в судебном заседании исковое заявление публичного акционерного общества "Удмуртнефть" им. В.И. Кудинова (ОГРН 

<

***>, ИНН 

<

***>) к обществу с ограниченной ответственностью "Техноинжиниринг" (ОГРН 

<

***>, ИНН 

<

***>) о взыскании 8 535 516 руб. 75 коп. убытков,

 

третьи лица, не заявляющие самостоятельных требований относительно предмета спора 1) общество с ограниченной ответственностью «ПНГ - Ижгеофизсервис» (ИНН 

<

***>), 2) закрытое акционерное общество «Капитальный ремонт скважин» (ОГРН 

<

***>),  

 

при участии представителей:

от истца: ФИО2, представитель по доверенности от 09.04.2021;                         ФИО3, представитель по доверенности от 28.10.2022, 

от ответчика: ФИО4, представитель по доверенности от 18.10.2022;                    ФИО5, представитель по доверенности от 01.12.2022, 

от третьих лиц:

1)    Не явился, 

2)    Не явился,  установил следующее.

установил следующее. 

Публичное акционерное общество "Удмуртнефть" им. В.И. Кудинова (далее - истец) обратилось в арбитражный суд с иском к обществу с ограниченной ответственностью "Техноинжиниринг" (далее - ответчик) о взыскании 8 535 516 руб. 75 коп. убытков.

К участию в деле в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требований относительно предмета спора, привлечены общество с ограниченной ответственностью «ПНГ - Ижгеофизсервис» (ИНН 

<

***>), закрытое акционерное общество «Капитальный ремонт скважин» (ОГРН 

<

***>).

Определением суда от 16.05.2023 производство по делу приостановлено в связи с назначением по делу судебной экспертизы, проведение которой поручено экспертам кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета ФИО6, ФИО7, ФИО8; срок проведения экспертизы установлен до 23.06.2023.

В Арбитражный суд Удмуртской Республики через канцелярию суда 19.07.2023 от экспертов кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета поступило заключение экспертов от 14.07.2023.

Определением суда от 11.09.2023 суд на основании ст. 146 АПК РФ возобновил производство по делу.

От экспертов поступили письменные пояснения, которые приобщены судом в материалы дела.

Истец настаивает на иске, поддержал ранее заявленное ходатайство о назначении дополнительной экспертизы. 

Ответчиком возражает против удовлетворения заявленного ходатайства; представил дополнительные письменные пояснения, которые приобщены судом в материалы дела.  

 Представители третьих лиц в судебное заседание не явились, ходатайств не заявили.  

Рассмотрев ходатайство истца о назначении дополнительной экспертизы, суд не находит оснований для его удовлетворения в силу следующего.  

В соответствии с пунктом 22 Постановления Пленума ВАС РФ от 04.04.2014 № 23 "О некоторых вопросах практики применения арбитражными судами законодательства об экспертизе" в силу части 1 статьи 82 АПК РФ для разъяснения возникающих при рассмотрении дела вопросов, требующих специальных знаний, суд назначает экспертизу по ходатайству лица, участвующего в деле, или с согласия лиц, участвующих в деле, а также может назначить экспертизу по своей инициативе, если назначение экспертизы предписано законом или предусмотрено договором, необходимо для проверки заявления о фальсификации представленного доказательства или проведения дополнительной либо повторной экспертизы.

В соответствии с частью 1 статьи 87 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее - АПК РФ) при недостаточной ясности или полноте заключения эксперта, а также при возникновении вопросов в отношении ранее исследованных обстоятельств дела может быть назначена дополнительная экспертиза, проведение которой поручается тому же или другому эксперту.

Исходя из буквального толкования указанной нормы права, в совокупности с разъяснениями, изложенными в Постановлении от 04.04.2014 № 23, проверка достоверности заключения эксперта складывается из нескольких аспектов: компетентен ли эксперт в решении вопросов, поставленных для экспертного исследования, не подлежит ли эксперт отводу по основаниям, указанным в Арбитражном процессуальном кодексе Российской Федерации, соблюдена ли процедура назначения и проведения экспертизы, соответствует ли заключение эксперта требованиям, предъявляемым законом.

Оценив, представленное экспертное заключение экспертов кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета поступило заключение экспертов от 14.07.2023, суд находит его соответствующим требованиям статьям 82, 83, 86 АПК РФ, отражающим все предусмотренные частью 2 статьи 86 АПК РФ и Федеральным закон от 31.05.2001 № 73-ФЗ (ред. от 01.07.2021) "О государственной судебно-экспертной деятельности в Российской Федерации" сведения.

Кроме того, в заключении экспертов отражено, что пакерное оборудование хвостовика конструктивно выполнено, изготовлено и подобрано недостаточно верно, недостаточно корректно, в связи с чем, суд не усматривает оснований для удовлетворения заявленного ходатайства.

В  соответствии со ст. 156 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее – АПК РФ) суд счел возможным дело рассмотреть по имеющимся документам, в отсутствие неявившихся сторон.

Как следует из материалов дела, между истцом - ОАО «Удмуртнефть» (наименование с 08.07.2021 – ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова) (заказчик) и ответчиком (исполнитель) заключен договор № 0207-2020 от 02.03.2020 (далее - договор) на оказание услуг по технологическому сопровождению крепления нефтяных скважин хвостовиками с муфтами для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (далее - ГРП).

В рамках исполнения договора в обязанности Исполнителя входило оказание услуг по технологическому сопровождению крепления скважин нецементируемыми хвостовиками с пакерами и муфтами ГРП, активируемыми шарами для проведения многостадийного ГРП.

15 июля 2021 года при оказании услуг на нефтяной скважине № 535156 (куст скважин 62а) Ельниковского месторождения (Сарапульский район Удмуртской Республики) было зафиксировано нештатное срабатывание технологической оснастки.

При освоении скважины планировалось сделать 6-стадийный ГРП (проведение отдельных ГРП на 6-ти участках хвостовика, разделенных друг от друга пакерами).

 После попытки активации элементов технологической оснастки и разъединения транспортировочной колонны была произведена попытка опрессовки хвостовика (диаметр 114 мм) совместно с обсадной колонной (диаметр 168 мм) на давление 11,5 МегаПаскалей (МПа). После достижения давления опрессовки 11,5 МПа произошло падение давления до 8 МПа.

Скважина была передана в освоение в текущем техническом состоянии. Работы по освоению выполняло ЗАО «Капитальный ремонт скважин» (далее - ЗАО «КРС»). После посадки стингера НС-ГРП наблюдалось падение давления с 5 МПа до 0 Мпа по затрубному пространству и с 4 Мпа до 0 Мпа по трубному пространству хвостовика. Неоднократные опрессовки хвостовика на герметичность бригадой ЗАО «КРС» подтверждают факт негерметичности пакерного узла ПХН и обсадной колонны 114мм, предоставленных Исполнителем.

Учитывая наличие негерметичности хвостовика по трубному и затрубному пространству, было принято решение о вторичном вскрытии продуктивного пласта после разбуривания посадочных седел муфт ГРП. Разбуривание произвело ЗАО «КРС».

Стоимость работ ЗАО «КРС», предъявленных заказчику (истцу), составила 2 032 334,35 рублей без НДС.

Заказчиком были понесены затраты на прострелочно-взрывные работы (ПВР) силами ООО «ТНГ - Ижгеофизсервис», которое провело перфорирование (создание локального сообщения трубного пространства с затрубным) хвостовика механическим способом для последующего проведения ГРП.

Стоимость работ ООО «ТНГ - Ижгеофизсервис», предъявленных заказчику (истцу), составила 6 503 182,40 рублей без НДС.

Скважина в настоящее время введена в эксплуатацию. 

Общая сумма убытков истца составила 8 535 516,75 рублей без НДС.

Таким образом, истец считает, что услуги ответчиком были оказаны ненадлежащим образом, что повлекло за собой причинение убытков заказчику, связанны с дополнительными работами/услугами подрядчиков, задействованных в процессе строительства скважины.

В соответствии с п. 7.2.1 раздела 2 Договора за убытки, причиненные заказчику, исполнитель несет ответственность в соответствии с применимым правом и положениями договора. Убытки подлежат возмещению в полном объеме.

Согласно п.7.4.12 раздела 2 Договора в случае неоказания или ненадлежащего оказания услуг Заказчик имеет право в том числе потребовать от Исполнителя возмещения убытков, в том числе в виде затрат Заказчика, связанных с оплатой услуг и работ сервисных компаний, если такие услуги и работы обусловлены недостатками работы Исполнителя.

Истец предъявлял ответчику претензию № ИСХ-АС-10500-21 от 27.12.2021, однако, она осталась без удовлетворения.

Указывая на то, что ответчик убытки истцу не возместил, истец обратился в суд с настоящими исковыми требованиями.

Исследовав и оценив по правилам ст. 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации относимость, допустимость, достоверность каждого из представленных в материалы дела доказательств в отдельности, а также достаточность и взаимную связь данных доказательств в их совокупности, исходя из конкретных обстоятельств дела, суд пришел к выводу о том, что исковые требования подлежат частичному удовлетворению по следующим основаниям.

В силу статей 309, 310 ГК РФ обязательства должны исполняться надлежащим образом в соответствии с условиями обязательства и требованиями закона, иных правовых актов, односторонний отказ от исполнения обязательства не допускается.

На основании части 1 статьи 393 Гражданского кодекса Российской Федерации (далее - ГК РФ) должник обязан возместить кредитору убытки, причиненные неисполнением или ненадлежащим исполнением обязательства.

Согласно частям 1, 2 статьи 15 ГК РФ лицо, право которого нарушено, может требовать полного возмещения причиненных ему убытков, если законом или договором не предусмотрено возмещение убытков в меньшем размере. Под убытками понимаются расходы, которые лицо, чье право нарушено, произвело или должно будет произвести для восстановления нарушенного права, утрата или повреждение его имущества (реальный ущерб), а также неполученные доходы, которые это лицо получило бы при обычных условиях гражданского оборота, если бы его право не было нарушено (упущенная выгода).

В соответствии с пунктом 12 Постановления Пленума Верховного Суда Российской Федерации от 23.06.2015 N 25 "О применении судами некоторых положений раздела I части первой Гражданского кодекса Российской Федерации" (далее - Постановление N 25) по делам о возмещении убытков заявитель обязан доказать, что ответчик является лицом, в результате действий (бездействия) которого возник ущерб, а также факты нарушения обязательства или причинения вреда, наличие убытков (пункт 2 статьи 15 ГК РФ).

В силу пункта 1 постановления Пленума Верховного Суда Российской Федерации от 24.03.2016 N 7 "О применении судами некоторых положений Гражданского кодекса Российской Федерации об ответственности за нарушение обязательств" (далее - Постановление N 7) если иное не предусмотрено законом или договором, убытки подлежат возмещению в полном размере: в результате их возмещения кредитор должен быть поставлен в положение, в котором он находился бы, если бы обязательство было исполнено надлежащим образом.

В пункте 5 Постановления N 7 разъяснено, что по смыслу статей 15 и 393 ГК РФ кредитор представляет доказательства, подтверждающие наличие у него убытков, а также обосновывающие с разумной степенью достоверности их размер и причинную связь между неисполнением или ненадлежащим исполнением обязательства должником и названными убытками. Должник, опровергающий доводы кредитора относительно причинной связи между своим поведением и убытками кредитора, не лишен возможности представить доказательства существования иной причины возникновения этих убытков. При установлении причинной связи между нарушением обязательства и убытками необходимо учитывать, в частности, то, к каким последствиям в обычных условиях гражданского оборота могло привести подобное нарушение. Если возникновение убытков, возмещения которых требует кредитор, является обычным последствием допущенного должником нарушения обязательства, то наличие причинной связи между нарушением и доказанными кредитором убытками предполагается.

В случае, если вред возник в результате неисполнения или ненадлежащего исполнения договорного обязательства, нормы об ответственности за деликт не применяются, а вред возмещается в соответствии с правилами об ответственности за неисполнение договорного обязательства или согласно условиям договора, заключенного между сторонами (постановление Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 18.06.2013 N 1399/13).

Качество выполненной подрядчиком работы должно соответствовать условиям договора подряда; если законом, иными правовыми актами или в установленном ими порядке предусмотрены обязательные требования к работе, выполняемой по договору подряда, подрядчик, действующий в качестве предпринимателя, обязан выполнять работу, соблюдая эти обязательные требования (статья 721 ГК РФ).

Согласно разъяснениям, изложенным в пункте 1 Обзора судебной практики Верховного суда Российской Федерации N 2 (2017), расходы заказчика на устранение недостатков работ подлежат возмещению и в том случае, если право заказчика на устранение недостатков выполненной работы не предусмотрено договором, однако заказчик, действуя добросовестно, предпринял меры по привлечению подрядчика к устранению недостатков, однако ответчик уклонился от устранения недостатков.

Возражая против удовлетворения исковых требований, ответчик указывает на то, что истец возлагает всю ответственность за исполнение договора полностью на ответчика, что противоречит условиям договора, действующего законодательства, в том числе Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждённых приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534 (далее - «Правила»).

Так, истец настаивает на том, что ответчик самостоятельно производил необходимые расчёты и разрабатывал техническую документацию. Однако данные расчёты ответчик производил на основании документов и информации, предоставленной истцом в соответствии с п. 3.1. раздела 3. договора.

Истец также указывает, что именно ответчик должен выполнять все имеющиеся инструкции, соблюдать все действующие руководящие документы и другие нормативно-правовые акты РФ. Однако работа на опасном производственном объекте возможна только при соблюдении технической документации всех находящихся на нём исполнителей, подрядчиков, заказчиков и их персонала. В связи с чем, истец не имеет оснований снимать с себя ответственность за соблюдение всех норм и правил, применяемых в области нефтяной и газовой промышленности, а также руководящих документов и инструкций.

Согласно п. 216 Правил контроль за ходом производства буровых работ, качеством выполнения этих работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться пользователем недр (заказчиком), организацией, осуществляющей производство буровых работ, и другими субъектами хозяйственной деятельности, уполномоченными пользователем недр. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и согласованным пользователем недр (заказчиком). К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и их цементирования, анализ компонентов тампонажной смеси, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны (п. 400 Правил).

План работ на спуск обсадной колонны «хвостовика» O 114 мм с последующим проведением МСГРП составил начальник технологической службы ФИО9, данный план работ согласован Истцом, Ответчиком, ЗАО «ИННЦ», утверждён ЗАО «Удмуртнефть-Бурение».

Согласно плану работ, ответственными за организацию работ при спуске хвостовика, установку и подвешивание хвостовика, заключительные работы, в том числе проверку на герметичность, являются: ответчик, буровой мастер и супервайзер.

Акт выполненных работ от 15.07.2021, подписанный заказчиком, исполнителем и представителем ЗАО «УНБ» свидетельствует о том, что работы выполнены в полном объёме, оборудование сработало штатно, замечаний со стороны заказчика не зафиксировано.

Расследование аварии, проведённое истцом, ответчиком и другими участниками работ не дали результатов в части точного определения причин аварии, место негерметичности не определено.

Анализируя условия спорного договора, суд установил, стороны разделом 1 договора установили, что программа услуг это комплект документов, утверждённый исполнителем и согласованный заказчиком на оказание услуг, который разрабатывается ответственными за производство работ лицами и уполномоченными на совершение таких действий. Форма программы услуг согласована — сторонами в Приложении 24 к договору. В комплект документов входят: план действий и операций по заканчиванию скважин, сертификаты, технические паспорта, схемы и другие документы, удостоверяющие качество материалов, оборудования, инструментов, конструкций и деталей, применяемых при производстве услуг; акты об освидетельствовании скрытых услуг и акты о промежуточной приемке отдельных ответственных этапов и другая документация, предусмотренная действующими Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Согласно п. 2.1 раздела 1 договора по заданию заказчика, исполнитель обязуется оказать услуги по технологическому сопровождению крепления скважин хвостовиками с муфтами для проведения МГРП в соответствии с условиями договора, в объеме и в сроки, определенные в графике оказания услуг (Приложение 1 к договору) и наряд-заказах. 

В соответствии с п. 1.2 раздела 2 договора, если по какой-либо причине считается необходимым для заказчика дать исполнителю в первую очередь распоряжения телефонограммой по электронной почте, исполнитель должен выполнять такие распоряжения. Любое такое распоряжение должно быть подтверждено письменно в течение 24 (двадцати четырех) часов в сложившихся обстоятельствах. Любые такие распоряжения не должны и не могут изменять условия договора.

Пунктом 2.5 раздела 2 договора установлено, что заказчик имеет право в любое время в лице представителей заказчика проверять и контролировать ход и качество оказания услуг, оказываемых, исполнителем, а также соблюдение требований правил и норм промышленной и пожарной безопасности на месте оказания услуг, не вмешиваясь в его хозяйственную деятельность, за исключением случаев, когда действия исполнителя могут повлечь за собой возникновение аварийной ситуации, или создают угрозу жизни, здоровью производственного персонала и создают угрозу загрязнения окружающей среды. Проверять соблюдение требований правил и норм промышленной и пожарной безопасности при оказании услуг на объектах заказчика. При выявлении нарушений правил и норм промышленной и пожарной безопасности - приостанавливать оказание услуг до устранения нарушений, кроме того применить штрафные санкции по договору в соответствии с Приложением 10 к договору.

Согласно п.3.1.1 и п.3.1.2 раздела 2 договора, исполнитель оказывает услуги в соответствии с требованиями договора, применимого права, и как это определено в наряд-заказе, выданном в соответствии с договором, и оказывает все услуги по договору с привлечением для оказания услуг персонала исполнителя, с использованием оборудования исполнителя и его материалов, а также прочего имущества (производственных сооружений и всех прочих объектов как временного, так и постоянного характера), а также с привлечением субисполнителей, всегда с учётом условий п.5.2 раздела 2 договора. До начала оказания услуг, исполнитель получает все лицензии, разрешения и допуски, в частности, лицензии на осуществление деятельности, сертификаты соответствия, сертификаты и иные документы, подтверждающие качество и безопасность, разрешения на использование оборудования и материалов, которые должны быть получены исполнителем на своё имя в соответствии с применимым правом. По требованию заказчика исполнитель предоставляет ему копии таких лицензий, разрешений и допусков. Исполнитель выполняет все свои обязательства по договору и оказывает услуги с той должной мерой заботы, осмотрительности и компетентности, каких следует ожидать от пользующегося хорошей репутацией исполнителя, имеющего опыт оказания услуг, предусмотренных в договоре.

В состав услуги согласно п. 2.1 раздела 3 договора входит:

-          разработка индивидуальной программы на каждую скважину, включающей моделирование услуг по заканчиванию с расчетами нагрузок обеспечивающих дохождение компоновки заканчивания до проектного забоя, расчет центрации колонны, а также гидравлический расчет промывки и замещения бурового раствора;

-          услуги по подготовке всего оборудования и инструмента для спуска хвостовика, включая гидравлические испытания элементов оснастки, в том числе в сборе;

-          контроль и сопровождение сборки компоновки заканчивания, свинчиванию обсадных труб хвостовика, спуску и активации оборудования;

-          составление меры хвостовика по фактическим геологическим данным;

-          контроль и выдача рекомендаций при спуске хвостовика;

-          услуги по контролю замещения растворов в стволе скважины;

-          техническое сопровождение услуг непосредственно на буровой при опрессовке оборудования, в том числе пакера хвостовика, при взвешивании транспортировочной колонны, при монтаже перед спуском, во время спуска хвостовика и приведение подвески в эксплуатационное состояние;

-          услуги по контролю за установкой и срывом стингера (если применимо), подъемом и разборкой инструмента;

-          при необходимости предоставление скрепера требуемого типоразмера для подготовки места посадки пакера в обсадной колонне;

-          подготовка и предоставление отчетов в соответствии с требованиями договора;

-          обучение персонала заказчика специфике оказываемых услуг в целях профилактики аварийности.

Программа услуг предоставляется исполнителем на согласование заказчику за 5 дней до начала оказания услуг (п.2.2 раздела 3 договора).

Услуги оказываются исполнителем на основании наряд-заказов, составляемых заказчиком и подписываемых исполнителем не позднее 7 дней до начала оказания услуг, где указывается объем услуг, подлежащий оказанию исполнителем (п.2.4 раздела 3 договора).

Пунктом 3.1 раздела 3 договора стороны установили, что за 5 (пять) дней до начала оказания услуг на скважине заказчик обязан обеспечивать исполнителя следующими данными:

-          литологическая характеристика разреза;

-          конструкция скважины;

-          план-программа на бурение данной скважины, включающий запланированные технологические операции или ограничения;

-          проектный профиль СКВАЖИНЫ;

-          тип бурового станка и его оснащенность (технические характеристики буровых насосов, системы очистки и.т.д);

-          информация о ИСПОЛНИТЕЛЯХ по наклонно-направленному бурению, цементированию, буровым растворам и внутрискважинному оборудованию, планируемому к использованию:

-   свойства бурового раствора (посекционно).

В соответствии с п. 4.1 раздела 3 договора исполнитель до начала оказания услуг предоставляет заказчику следующую документацию:

-       необходимые расчёты (по требованию заказчика);

- документы, подтверждающие соответствие всего необходимого оборудования технико-технологическим требованиям;

-   документы, подтверждающие предоставление всего оборудования и материалов в соответствии с Матрицей ответственности сторон (Приложение 6 к договору);

-   предварительный подбор рецептуры жидкостей для активации пакерующих элементов набухающих пакеров в соответствии с условиями скважины, изложенными в заявке, и программе услуг. Все лабораторные тесты должны быть завершены с рассылкой отчетов как минимум за 24 (двадцать четыре) часа до начала оказания услуг за исключением случаев, отдельно согласованных с заказчиком;

-       шкалу оценки качества;

-       ключевые показатели эффективности;

-    программу услуг, которая должна включать в себя предварительную оценку давления циркуляции, забойного давления, забойной температуры, и т.д. по результатам расчета на специализированном программном обеспечении. исполнитель должен использовать специализированное программное обеспечение для оптимизации параметров при спуске и центрации хвостовика и корректировать его в процессе спуска хвостовика в скважину.

Первичные полевые акты (по согласованной сторонами форме), подписанные представителем заказчика на месте оказания услуг исполнитель обязан предоставить в офис заказчика не позднее 3 рабочих дней по окончании оказания услуг на скважине.

Месячная отчетность по оказанным услугам предоставляется в офис заказчика не позднее 26 числа месяца, следующего за отчетным.

Согласно п. 6.1 и п.6.2 исполнитель обязан предоставить заказчику все оборудование в полностью рабочем состоянии, а также в объеме, необходимом для оказания услуг, но не менее состава и количества, указанного в Перечне оборудования для заканчивания (Приложение 3 к договору). Заказчик сохраняет за собой право конкретно определить дополнительные материалы и оборудование и установить методы бурения/реконструкции скважин. 

Исполнитель заверяет и гарантирует, что любое оборудование и/или комплектующие к нему, предоставляемые или используемые исполнителем:

-  являются новыми, изготовленными оригинальным производителем оборудования. Допускается повторное использование оборудования или использование восстановленного оборудования. Такое оборудование должно быть полностью пригодно для оказания услуг и соответствовать необходимым техническим характеристикам;

-     в случае если на протяжении периода оказания услуг предоставленное исполнителем оборудование и/или запасные части к нему, либо материалы не соответствует гарантиям, заказчик незамедлительно уведомляет исполнителя о возникновении такого несоответствия, указав характер и масштаб несоответствия. По получению такого уведомления исполнитель незамедлительно приступает к ремонту или замене соответствующего оборудования и/или запасных частей исключительно за счет исполнителя.

Все оборудование, предоставляемое по данному договору согласно п. 6.4 раздела 3 договора, должно соответствовать техническим условиям производителя, а также технико-технологическим требованиям, установленным Техническом задании (Приложение 19 к договору). По запросу исполнитель незамедлительно представляет заказчику следующие документы: 

-    заводской паспорт о полной технической спецификацией на каждый вид оборудования; 

-   технические инструкции, руководства по эксплуатации и процедуры (регламенты) выполнения основных операций;

-       результаты контроля качества, дефектоскопии оборудования и резьбовых соединений, включая критерии отбраковки;

-          обоснованное заключение о ремонтопригодности оборудования.

Пунктом 11.1 раздела 3 договора предусмотрено, что в ходе оказания услуг исполнитель обязан соблюдать локальные нормативные документы ЗАКАЗЧИКА, которые передаются исполнителю по Акту приема-передачи документов (Приложение 16 к договору).

Кроме того, техническое задания на оказание услуг по технологическому сопровождению крепления скважин хвостовиками с муфтами для проведения МГРП (приложение 19 к договору) разработано истцом.

Вместе с тем, согласно протоколу производственного совещания от 07.10.2021 по результату проведенных работ точное место не герметичности Э.К.168 и хвостовика 114 мм не определено.

Из пояснительной записки от 27.07.2021 от начальника партии руководителю ООК следует, что после окончания скважины, во время монтажа было выявлено, что на манифольде где установлен датчик давления, была неисправность средо-разделителя, об этом было сообщено представителю заказчика. Перед началом работ на новой скважине средо-разделитель был заменен на новый.

Поскольку между сторонами имелись разногласия относительно соответствия виновного в аварии, по делу назначалась судебная техническая (документарная) экспертиза работ выполненных в рамках договора от 02.03.2020 № 0207-2020, проведение которой поручено экспертам кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета: ФИО6, ФИО8, ФИО7.

На разрешение экспертов поставлены следующие вопросы:

1.                 Какие нарушения были допущены ООО «Техноинжениринг» при производстве работ на скважине № 535156 (куст скважин 62а) Ельниковского месторождения Сарапульского района Удмуртской Республики?

2.                 Какие нарушения могли привести к нарушению герметичности хвостовика?

3.                 По результатам данной сборки, спуска и активации оборудования компоновки мог ли хвостовик быть герметичным?

4.                 Перечислить риски при проведении многостадийного ГРП в негерметичном хвостовике.

5.                 Могли ли повлиять внешние факторы и/или внутрискважинные условия (агрессивная среда, температура, давление, содержание солей, газовой и кислотной среды и т.п.) в период с 15.07.2021 по 23.07.2021 на уплотнительные элементы оснастки хвостовика, тем самым снизив их прочностные характеристики и привести к частичной и/или полной неработоспособности (не герметичности) скважины и/или хвостовика?

6.                 Есть ли вероятность того, что в интервале 1025м-1038,79 м (неопресованный участок 13,79 м.) могла возникнуть негерметичность?

7.                 Возможно ли было при имеющихся скважинных условиях в период с 23.07.2021 года произвести плановое МСГРП - поочередное открытие муфт с проведением многостадийного ГРП? Имелись ли риски применения данной технологии, какие?

8.                 На сколько целесообразней в плане сравнения рисков и последствий было применение технологии ПВР (прострелочно-взрывных работ) с проведением одностадийного ГРП, по сравнению с технологией МСГРП?

9.                 Можно ли считать, что в имеющихся скважинных условиях, проведение пеофорации незацементированного хвостовика с увеличением площади технологических отверстий (дренирования) в 3,5 раза от плановых значений, было наиболее опасным по сравнению с проведением планового МСГРП?

10.             На сколько обосновано было применение зарядов в количестве  2 812 шт. на общей длине перфорации 419 метров?

Согласно представленному в материалы дела заключению экспертов кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета поступило заключение экспертов от 14.07.2023, эксперты пришели к следующим выводам:

По первому вопросу: ООО «Техноинжиниринг» в соответствии с п.2.1 раздела 3 договора № 0207-2020 от 02.03.2020 и с п.6 Технического задания должен предоставить инженерно-технологическое сопровождение выполняемых плановых работ в том числе:           

-          инженерные расчеты планируемых технологических операций в скважине.

-          подбор и оптимальная расстановка оборудования заканчивания в скважине.

-          услуги по подготовке всего оборудования и инструмента для спуска хвостовика, включая гидравлические испытания элементов оснастки, в том числе в сборе;

-          техническое сопровождение услуг непосредственно на буровой при опрессовке оборудования, в том числе пакеров хвостовика в компоновке транспортировочной колонны, при монтаже перед спуском, во время спуска хвостовика и приведение подвески в эксплуатационное состояние Из приведенного выше анализа можно сделать выводы:

1.         Для данной конструкции скважины пакерное оборудование хвостовика конструктивно выполнено, изготовлено и подобрано недостаточно верно, диаметры уплотнительных элементов пакеров не соответствовали конструкции забоя скважины.

2.         Гидравлическая опрессовка технологического оборудования хвостовика перед спуском в скважину не проводилась.

3.         В нарушение всех нормативных и договорных документов представитель ООО «Техноинжиниринг», обнаружив визуально переток жидкости из заколонного пространства на устье скважины (из-под плашек превентора), своевременно ,не сообщил о явном признаке негерметичности, посчитав это отклонение незначительным, подписав акт выполнения работ, что стало началом инцидента.

Таким образом, не была обеспечена герметичность всей оснастки хвостовика, предназначенной для проведения МГРП [26].

По второму вопросу: любое из выше указанных нарушений, приведённых в ответе на первый вопрос.          

По третьему вопросу: при указанных выше нарушениях (см ответ на 1-ый вопрос) герметичность не могла быть обеспечена.

По четвертому вопросу: имеющиеся интервалы негерметичностей в элементах компоновки хвостовика и в затрубном простанстве могли привести к авариям: прихват хвостовика и насосно-компрессорных труб и порыв 168 мм обсадной колонны на устье скважины, с последующим неуправляемым фонтанированием пластовых флюидов.

-          Утечка рабочей жидкости. Не герметичный хвостовик может привести к утечке рабочей жидкости в нежелательные зоны, такие как: пласты с низким пластовым давлением или другие скважины. Это может привести к потере жидкости, увеличению затрат на работу и нежелательным воздействиям на окружающую среду.

-          Изменение направления потока жидкости. Негерметичность хвостовика могла привести к недопустимому изменению направления потока рабочей жидкости, что может снизить эффективность гидроразрыва пласта. Например, жидкость может течь вокруг хвостовика, не достигая необходимых зон разрыва.

-          Потеря давления. Негерметичность хвостовика может вызвать потерю давления при гидроразрыве, а это может понизить эффективность процесса ГРП и ограничить радиус воздействия на пласт.

-          Разрушение хвостовика. Негерметичность может быть связана с физическими повреждениями, химическом воздействии или износом элементов хвостовика. В результате повышенных нагрузок и давлений, хвостовик может разрушиться или выйти из строя, что потенциально может вызвать аварийные ситуации или потерю оборудования в скважине.            ,

-          Снижение точности позиционирования. Негерметичность хвостовика может привести к нестабильному и неточному позиционированию инструмента гидроразрыва пласта. Это может оказать влияние на точность размещения зон разрыва и осложнить контроль за процессом гидроразрыва.         

По пятому вопросу: несомненно. Наличие в геологическом разрезе высоко агрессивных сред и специфические термобарические условия оказывают негативное воздействие на скважинное оборудование, снижая его ресурс работы. Воздействие агрессивной среды на оборудование может привести к коррозии материалов, что в свою очередь может привести к утечкам и потере герметичности. Экстремальные температурные условия, как высокие или низкие, могут понизить эксплуатационные характеристики оборудования.  При высоких температурах происходит разрушение материалов и уплотнений, что может также привести к негерметичности. При низких температурах материалы, могут стать хрупкими и потерять свою эластичность, также возможно образование конденсата или обледенения, что может разрушить компоновку хвостовика. Высокое давление в скважине может создавать большие нагрузки на оборудование, включая уплотнительные элементы, соединительные линии и фитинги. Если оборудование не способно выдержать требуемое давление, может произойти его разрушение и нарушение герметичности

Однако на стадии проектирования все известные внешние и внутрискважинные факторы должны учитываться. Это в первую очередь касается выбора элементов соответствующего скважинного оборудования. Затем проект проходит согласование и утверждение. Таким образом, если отклонений от проектных решений нет, то снижение надежности (работоспособности) указанного скважинного оборудования не будет.

По шестому вопросу: негерметичность эксплуатационной колонны исключена, так как после бурения скважины она была опрессована и признана герметичной.

По седьмому вопросу: в связи с создавшимися аварийными скважинными условиями проведение планового МСГРП недопустимо. При имеющемся факте негерметичности хвостовика - это исключено. Так как имелись риски возникновения аварий.

 По восьмому вопросу: проведение ПВР (прострелочно -взрывных работ) было единственным правильным решением ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова для введения скважины в эксплуатацию после столь длительного простоя, так как проведение одностадийного ГРП и МСГРП в сложившихся скважинных условиях было недопустимо.

Одностадийный ГРП подразумевает проведение прострелочно-взрывных работ (ПВР) и гидроразрыва пласта только на одном участке скважины. В результате формируется одна гидравлическая трещина, которая простирается вдоль всей длины перфорированной зоны. Преимущества и риски данного метода:

Преимущества ОГРП:

-          Упрощенная технология. ОГРП имеет более простую технологию и меньше требований к оборудованию и материалам.

-          Меньший риск утечки рабочей жидкости. Поскольку проведение гидроразрыва осуществляется только на одном участке пласта, риск утечки рабочей жидкости и связанные с этим проблемы могут быть снижены.            

Риски ОГРП:

-          Ограниченный охват пласта. ОГРП может обеспечить охват только одного участка пласта, что может ограничить его эффективность и добычной потенциал.

-          Неравномерная стимуляция пласта. В случае ОГРП не всегда возможно достичь равномерной стимуляции пласта, так как весь объем пласта будет подвержен воздействию только одной трещины.

Многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП):

-        МГРП подразумевает проведение ПВР и гидроразрыва пласта на нескольких участках скважины, разделенных изоляционными материалами. В результате формируется несколько гидравлических трещин в разных участках пласта. Преимущества и риски данного метода:

Преимущества МСГРП:

-          Увеличенный охват пласта. МСГРП позволяет достичь более широкого охвата пласта, так как гидроразрыв проводится на нескольких участках скважины.

-          Улучшенная стимуляция пласта. МОГРП позволяет более равномерно стимулировать пласт, так как возможно формирование нескольких трещин на разных участках.

Риски МСГРП:

-          Сложная технология. МСГРП требует более сложной технологии, включая использование изоляционных материалов и точное позиционирование перфорации на разных участках скважины.

-          Повышенный риск утечки- При МГРП возрастает риск утечки рабочей жидкости в нецелевые зоны пласта или в окружающую среду из-за нескольких трещин и соединительных элементов.

В целом, выбор между ОГРП и МСГРП зависит от ряда факторов, включая особенности пласта, целей разработки и экономической оценки. Оба метода имеют свои преимущества и риски. Таким образом, решение о применении должно быть основано на тщательном анализе и оценке конкретных условий месторождения.

По девятому вопросу: требования к проведению перфорационных работ для вскрытия продуктивных пластов в нефтяной промышленности включают ряд ключевых аспектов, которые необходимо учитывать.

Геологическое и гидродинамическое моделирование: Перед проведением перфорационных работ необходимо провести детальное геологическое и гидродинамическое моделирование месторождения. Это позволяет определить оптимальное расположение скважин, зоны наиболее высокой проницаемости, характеристики пласта и другие важные параметры, которые являются основанием выбора стратегии процесса перфорации, помогут определить стратегию перфорации.

-          Выбор метода перфорации. Существует несколько методов перфорации, включая гидроразрыв, взрывные и механические методы. Выбор метода зависит от особенностей пласта, требований к дебиту и других факторов. Важно выбрать метод, который обеспечит максимальную проницаемость пласта и минимальные нарушения окружающей среды.

-        Подбор оборудования и инструментов. Для проведения перфорационных работ требуется специальное оборудование, включая перфорационные снаряды и другие- инструменты. Важно выбирать высококачественное и надежное оборудование, которое обеспечивает точность и эффективность перфорации.

-          Разработка перфорационной схемы. Перфорационная схема определяет расположение и характеристики перфорационных отверстий в скважине. Она должна быть разработана с учетом геологической модели месторождения и целей разработки. Важно учитывать оптимальное размещение перфораций для обеспечения равномерного вскрытия пласта и максимальной добычи.

-          Контроль и безопасность. При проведении перфорационных работ необходимо строго соблюдать нормы безопасности и контролировать процесс выполнения работ. Это включает контроль давления, температуры, использование специальных рабочих жидкостей, а также контроль за проникновением нежелательных флюидов из пласта.

-          Оценка результатов и дальнейшие действия. После завершения перфорационных работ проводится оценка результатов, включая анализ притока, дебита и других показателей. Это позволяет определить эффективность перфорации и принять решение о необходимости дополнительных мероприятий, таких как стимуляция методом гидроразрыва пласта.

Важно отметить, что требования к проведению перфорационных работ могут различаться в зависимости от конкретных условий месторождения, типа пласта и других факторов. 

Рекомендуется проводить детальное исследование и консультироваться с экспертами для разработки оптимальной стратегии перфорации в каждом конкретном случае.

В данной скважине проведение ОГРП и МСГРП недопустимо, то есть ПВР с применением кумулятивной перфорации для вторичного вскрытия пласта было целесообразно и рационально.

По десятому вопросу: применение зарядов в количестве 2812шт. при общей длине перфорации 419 метров плотностью 2812/419=6,7отв. на 1 погонный метр из практики вторичного вскрытия продуктивных пластов является эффективным и безопасным.           

Из дополнительных пояснений эксперта, следует, что при подготовке скважины к многостадийному ГРП (МГРП) использовались пакерные системы хвостовика диаметром 114 мм. Оборудование обладает ограниченными функциональными возможностями, производится на разных заводах и не проходило стендовых и промысловых испытаний. Модернизация оборудования не проводилась; проведением испытаний на герметичность методом совместной опрссовки подвески хвостовика и обсадной колонны диаметром 168 мм выявлена их негерметичность, которая зарегистрирована приборами станции ГТИ; после неудачных попыток определения источников негерметичности скважинного оборудования в забое, руководство ПАО "Удмуртнефть" приняло положительное решение для предотвращения возможных проблем на скважине - провести ПВР для ввода скважины к эксплуатацию.

Исследовав и оценив представленное в материалы дела заключение судебной экспертизы, пояснения к экспертизе в порядке, предусмотренном статьей 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд пришел к выводу, что заключение экспертов  является надлежащим доказательством.

Заключение оформлено в соответствии с требованиями статей 82, 83, 86 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, в нем отражены все предусмотренные частью 2 статьи 86 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации сведения.

Экспертное заключение основано на материалах дела и результатах проведенных исследований, составлено в соответствии с положениями действующих нормативных актов, результаты исследования мотивированы, заключение составлено со ссылками на примененные методы исследования, соответствует требованиям научности, объективности, обоснованности, достоверности и проверяемости, ответы даны по тем вопросам, которые поставлены судом; выводы экспертов носят категоричный, а не вероятностный характер.

Эксперты, проводившие исследования, имеет соответствующее образование, специальность и стаж работы, необходимые для производства данного вида экспертизы, предупрежден об ответственности по статье 307 Уголовного кодекса Российской Федерации (имеется соответствующая подписка в материалах самого экспертного заключения). 

Экспертное заключение является ясным и полным, противоречивых выводов не содержит.

Надлежащие доказательства, позволяющие поставить под сомнение выводы экспертов и свидетельствующие о недостоверности выводов, суду не представлены.

Каждое лицо, участвующее в деле, должно доказать обстоятельства, на которые оно ссылается как на основание своих требований и возражений (часть 1 статьи 65 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации). При этом лица, участвующие в деле, несут риск наступления последствий совершения или несовершения ими процессуальных действий, в частности по представлению доказательств (часть 2 статьи 9, часть 1 статьи 41 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).

Будучи предупрежденным об уголовной ответственности за дачу заведомо ложного заключения, эксперт самостоятельно избирает необходимые для ответа на поставленные вопросы объем и способ исследования. Также эксперт вправе самостоятельно выбрать способ изложения ответов на поставленные вопросы, включая оценку существенных обстоятельств, необходимых, по его мнению, для наиболее полного и объективного описания предмета исследования.

Само по себе несогласие с результатами экспертизы не свидетельствует о ее недостоверности, неполноте либо неясности.

Учитывая изложенное, экспертами доказано, что применение методов устранения недостатков применены верно; контроль за ходом производства, качеством выполнения работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться как заказчиком так и исполнителем, что также предусмотрено договором.

Оценив представленные в материалы дела доказательства в порядке статьи 71 АПК РФ, в том числе заключение экспертов и договор, учитывая документальное подтверждение наличия и размера, заявленных истцом расходов на устранение недостатков, а также причинно-следственной связи между действиями ответчика и возникшими у истца убытками в размере 8 535 516 руб. 75 коп., применив положения статьи 404 ГК РФ, поскольку, в рассматриваемом случае имеет место обоюдная вина обеих сторон в причинении истцу убытков, суд пришел к выводу о наличии оснований для удовлетворения требований в размере 4 267 758 руб. 37 коп.

В удовлетворении остальной части иска следует отказать.

Согласно статье 101 АПК РФ судебные расходы состоят из государственной пошлины и судебных издержек, связанных с рассмотрением дела арбитражным судом.

К судебным издержкам, связанным с рассмотрением дела в арбитражном суде, относятся денежные суммы, подлежащие выплате экспертам, свидетелям, переводчикам, расходы, связанные с проведением осмотра доказательств на месте, расходы на оплату услуг адвокатов и иных лиц, оказывающих юридическую помощь (представителей), и другие расходы, понесенные лицами, участвующими в деле, в связи с рассмотрением дела в арбитражном суде (статья 106 АПК РФ).

В соответствии с пунктом 15 Постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 20.12.2006 N 66 "О некоторых вопросах практики применения арбитражными судами законодательства об экспертизе" (далее - Постановление N 66) по результатам судебного разбирательства расходы по экспертизе распределяются между лицами, участвующими в деле, в порядке, установленном Кодексом.

Таким образом, при определении размера расходов по экспертизе, взыскиваемых со стороны необходимо руководствоваться статьей 110 АПК РФ, согласно пункту 1 которой судебные расходы, понесенные лицами, участвующими в деле, в пользу которой принят судебный акт, взыскиваются арбитражным судом со стороны.

Выплаченная экспертам сумма в силу названных норм относится к судебным расходам.

В мотивировочной части решения суда по настоящему делу указано, что при рассмотрении данного дела судом приняты во внимание выводы, изложенные в заключении экспертов кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета поступило заключение экспертов от 14.07.2023.

Экспертиза являлась доказательством, оценивалась судом при рассмотрении данного спора наряду с другими доказательствами.

Следовательно, расходы на получение экспертного заключения, положенного судом в обоснование принятого решения, относятся к тем расходам, которые взыскиваются со стороны. Иного принципа, кроме взыскания со стороны, статья 110 АПК РФ не содержит.

С учетом принятого по делу решения и в соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации судебные расходы по госпошлине и оплате стоимости проведения экспертизы относятся на стороны пропорционально удовлетворенным требованиям (50 % - на истца, 50 % - на ответчика).

В силу части 1 статьи 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации судебные расходы, относятся на лиц, участвующих в деле, пропорционально размеру удовлетворенных исковых требований.

Руководствуясь ст. ст. 167-171, 176 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Арбитражный суд Удмуртской Республики

Р Е Ш И Л  :

Взыскать с общества с ограниченной ответственностью "Техноинжиниринг" (ОГРН 

<

***>, ИНН 

<

***>) в пользу публичного акционерного общества "Удмуртнефть" им. В.И. Кудинова (ОГРН 

<

***>, ИНН 

<

***>) 4 267 758 руб. 37 коп. убытков, 32 839 руб. 00 коп. в возмещение расходов по оплате государственной пошлины. 

В удовлетворении остальной части иска отказать. 

Решение может быть обжаловано в порядке апелляционного производства в Семнадцатый арбитражный апелляционный суд в течение месяца после его принятия (изготовления в полном объеме) через Арбитражный суд Удмуртской Республики.

Информацию о времени, месте и результатах рассмотрения апелляционной жалобы можно получить на интернет-сайте Семнадцатого арбитражного апелляционного суда www.17aas.arbitr.ru. 

 

 

Судья                                                                               Н.Н. Торжкова