Постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 24 апреля 2013 г. N 18АП-3153/13

г. Челябинск

24 апреля 2013 г.

Дело N А07-15455/2011

Резолютивная часть постановления объявлена 17 апреля 2013 г.

Постановление изготовлено в полном объеме 24 апреля 2013 г.

Восемнадцатый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи Баканова В.В.,

судей Деевой Г.А. и Мальцевой Т.В., при ведении протокола секретарем судебного заседания Дудиной Я.В., рассмотрел в открытом судебном заседании апелляционные жалобы общества с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" и открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" на решение Арбитражного суда Республики Башкортостан от 06 февраля 2013 г. по делу N А07-15455/2011 (судья Юсеева И.Р.),

в заседании приняли участие представители:

общества с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" - Селянский Р.В. (доверенность N 1/10 от 01.10.2012), Тукан Л.Н. (доверенность N 1/10 от 01.10.2012;

открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" - Батраева Л.Ф. (доверенность N ДОВ/8/647/12 от 26.12.2012),

общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (далее - истец, ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа") обратилось в Арбитражный суд Республики Башкортостан с иском к открытому акционерному обществу Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (далее - ответчик, ОАО "АНК Башнефть") о взыскании 43 855 007 руб. стоимости выполненных работ по этапу N 22 календарного плана к договору N БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.2008.

ОАО АНК "Башнефть" обратилось со встречными исковыми требованиями к ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" об обязании передать гидродинамические модели в форматах Tempest More в соответствии c условиями договора N БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.208 с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения", передать полное описание постоянно-действующих геолого-гидравлических моделей, в частности, методику переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; передать паспорта на гидравлические модели, заполненные по принятому в ОАО АНК "Башнефть" стандарту; передать сетевую бессрочную лицензию на симулятор МКТ-Офис для рабочих станций и одну дополнительную кластерную лицензию; передать сертификат соответствия на программный продукт для ЭВМ "Спецверсия гидродинамического симулятора для моделирования разработки месторождений нефти и газа - МКТ" в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ, провести обучение специалистов ООО "БашНИПИнефть" работе с программными продуктами МКТ и МКТ_Офис по месту нахождения с обязательным проведением практических заданий.

Решением суда первой инстанции от 06.02.2013 (резолютивная часть объявлена 30.01.2013) исковые требования удовлетворены частично. С ОАО АНК "Башнефть" взыскана в пользу ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" стоимость выполненных работ в размере 21 809 503 руб., судебные расходы по госпошлине 99 460 руб., удовлетворении остальной части иска отказано. Встречные исковые требования ОАО "АНК "Башнефть" к ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" о передаче гидродинамических моделей в форматах Tempest More с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтеного месторождения; передаче полного описания постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, в частности, методики переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; о передаче паспортов на гидродинамические модели, заполненные по принятому в ОАО "АНК "Башнефть" стандарту, передаче сетевой бесер лицензии на стимулятор МКТ офис сертификат соответствия на программу продукт для ЭВМ в новой версии ч.61 с добавленными опциями удовлетворены частично.

Не согласившись с вынесенным судебным актом, общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" и открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" обратились с апелляционными жалобами.

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" в апелляционной жалобе просит изменить решение суда первой инстанции и вынести по делу новый судебный акт об удовлетворении первоначальных исковых требований в полном объеме, в удовлетворении встречных исковых требований отказано.

По мнению подателя апелляционной жалобы, при проведении экспертизы нарушено законодательство об экспертизе.

Вывод экспертом основан на основании трех дисков, представленных ответчиком.

Согласно протокола совещания от 04.06.2010 приняты гидродинамические модели Арланского месторождения без замечаний.

Арбитражный суд неполно выяснил обстоятельства, имеющие значение для дела.

Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" в апелляционной жалобе просит отменить решение суда первой инстанции и вынести по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении первоначальных исковых требований с отнесением расходов на проведение комиссионной технической экспертизы в сумме 296 971 руб. и судебных расходов по госпошлине на истца.

Податель апелляционной жалобы указал на то обстоятельство, что согласно заключению ФГУП "ЗапСибНИИГГ" подэтап 22.3 "рассмотрение дополнения к проекту доразработки Арланского месторождения на ТЭС ОАО "АНК Башнефть" и ЦКР Рондедра" не выполнен.

Материалами дела подтверждается ненадлежащее исполнение условий договора и требований технического задания к договору.

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" в отзыве просит оставить без удовлетворения апелляционную жалобу ОАО "АНК Башнефть".

ОАО "АНК Башнефть" в отзыве на апелляционную жалобу просит отказать в удовлетворении апелляционной жалобы ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа".

В судебном заседании представители сторон поддержали доводы своих апелляционных жалоб.

Законность и обоснованность судебного акта проверены судом апелляционной инстанции в порядке, предусмотренном гл. 34 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Суд апелляционной инстанции, повторно рассмотрев дело в порядке ст. ст. 268, 269 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее - АПК РФ), исследовав имеющиеся доказательства, проверив доводы апелляционных жалоб, оснований для отмены или изменения решения суда не находит.

Как следует из материалов дела, 03.06.2008 между ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (исполнитель) и ОАО АНК "Башнефть" (заказчик) заключен договор N БНФ/у/8/858/08/СГГ (лд.17-34 т.1).

По условиям договора исполнитель обязался выполнить в соответствии с требованиями и условиями договора, своевременно сдать заказчику и согласовать в государственных учреждениях, а заказчик обязался своевременно принять и оплатить работу "Постоянно-действующая геолого-гидродинамическая модель разработки Арланского месторождения" в сроки, указанные в Календарном плане (п.1.1 договора). Конкретные технические и другие требования к результатам работы, содержание и перечень документации, подлежащей оформлению и сдаче исполнителем заказчику на отдельных этапах и по завершении работы в целом, определяются Календарным планом и техническим заданием на проведение работы, которое является неотъемлемой часть договора (п.1.2 договора).

Согласно п.1.1 ч.1 Регламента по созданию постоянного действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-047-00 постоянно-действующая геолого-технологическая модель - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

В соответствии с п.2.1.1 договора исполнитель обязался выполнить работы в соответствии с утвержденным заказчиком Техническим заданием и условиями договора и передать заказчику результат выполненных работ, в том числе геологические модели в форматах проектов IRAP RMS, гидродинамические модели в форматах проектов ТЕМPEST.

В силу пункта 2.1.3 договора исполнитель обязался своими силами и за свой счет устранять допущенные по вине исполнителя в выполненных работах недостатки, которые могут повлечь отступления от технико-экономических параметров, предусмотренных в Техническом задании (договоре).

Согласно п.3.1 договора стоимость работ по договору составляет 219 275 000 руб.

Выполнение исполнителем обязательств по договору подтверждается оформлением актов сдачи-приемки выполненных этапов работ с приложенной справкой о выполнении этапов работ не позднее 30 числа отчетного месяца (п.4.1 договора).

Заказчик производит оплату поэтапно, в соответствии с Календарным планом на основании подписанных сторонами актов сдачи-приемки выполненных этапов работ, платежных требований и счетов-фактур, выставляемых исполнителем (п.4.2 договора).

В соответствии с п.4.4 договора заказчик оплачивает платежные требования и счета-фактуры исполнителя в течение 35 календарных дней с момента их предъявления.

В соответствии с п.7.1 договор действует по 30.09.2010 и распространяет свое действие на правоотношения сторон, возникшие 01.06.2008, а в части расчетов до полного их завершения. Окончание срока действия договора не освобождает стороны от исполнения обязательств в полном объеме и от ответственности за его нарушение.

К вышеуказанному договору сторонами подписаны Календарный план работ по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели разработки Арланского месторождения (л.д.23-25 т.1), Техническое задание на выполнение работ по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели разработки Арланского месторождения (л.д.26-34 т.1).

В Календарном плане сторонами предусмотрено выполнение работ за 2010 год по этапу 22 (л.д.25 т.1), а именно, корректировка расчетов вариантов разработки по объектам разработки, лицензионным участкам и месторождению в целом, обучение специалистов ООО "Башгеопроект" и передача лицензий на программное обеспечение, используемое при создании моделей, рассмотрение дополнения к проекту доразработки Арланского месторождения на ТЭС ОАО "АНК "Башнефть" и ЦКР Роснедра.

Срок выполнения работ - с 01.04.2010 по 30.09.2010.

Стоимость этапа составляет 43 855 007 руб.

Истцом выполнены работы и оплачены ответчиком по этапам 1-21 указанного договора (л.д.53-105 т.1).

Согласно Календарному плану работ к договору N БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.2008 для оплаты выполненных работ по этапу N 22 необходимо наличие утвержденного Протокола ЦРК Роснедра.

Письмами N 485/01-ВС от 26.01.2011, N 494/02-ВС от 15.02.2011, N 529/04-ВС от 21.04.2011, N 543/06-ВС от 09.06.2011 истцом направлялись акты приема-сдачи работ по этапу N 22.

В соответствии с актом N 23 сдачи-приемки работ по договору N БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.2008, исполнитель в соответствии с условиями договора сдает, а заказчик принимает работу по этапу 22 договора (л.д.36 т.2).

Ссылаясь на неоплату ответчиком стоимости выполненных работ, ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" обратилось в суд с настоящим иском.

ОАО АНК "Башнефть" просит ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" передать гидродинамические модели в форматах Tempest More в соответствии c условиями договора N БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.2008 с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения", передать полное описание постоянно-действующих геолого-гидравлических моделей, в частности, методику переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; передать паспорта на гидравлические модели, заполненные по принятому в ОАО АНК "Башнефть" стандарту; передать сетевую бессрочную лицензию на симулятор МКТ-Офис для рабочих станций и одну дополнительную кластерную лицензию; передать сертификат соответствия на программный продукт для ЭВМ "Спецверсия гидродинамического симулятора для моделирования разработки месторождений нефти и газа - МКТ" в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ, провести обучение специалистов ООО "БашНИПИнефть" работе с программными продуктами МКТ и МКТ_Офис по месту нахождения с обязательным проведением практических заданий.

Частично удовлетворяя первоначальные и встречные исковые требования, суд первой инстанции указал на то, что из представленных доказательств следует, что подэтап 22.1 на сумму 21 337 503 руб. истцом не выполнен. Согласно заключения экспертов подэтап 22.2 выполнен на сумму 472 000 руб. Выполнение этого подэтапа в полном объеме истцом не представлено. Выполнение подэтапа 22.3 признается выполненным исходя из выводов, обозначенных в протоколе ЦКР Роснедр по УВС от 20.01.2011, которым согласована работа "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения". Следовательно, исковые требования ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" подлежат удовлетворению частично, в размере 21 809 503 руб. задолженности. Встречные исковые требования ОАО АНК "Башнефть" следует расценивать как обязание истца по первоначальному иску исполнить договорные обязательства. Доказательства надлежащего исполнения части договорных обязательств по 22 этапу не представлены. Таким образом, подлежит удовлетворению требование ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" передать истцу по встречному иску гидродинамические модели в форматах Tempest More с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтеного месторождения; передать полное описание постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, в частности, методики переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; передать паспорта на гидродинамические модели, заполненные по принятому в ОАО "АНК "Башнефть" стандарту, передать сетевой бесер лицензии на стимулятор МКТ офис сертификат соответствия на программу продукт для ЭВМ в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ. Требования в части проведения обучения специалистов третьего лица не подлежат удовлетворению, поскольку ОАО АНК "Башнефть" требования в этой части не конкретизированы: не указано количество специалистов, подлежащих обучению, объем курса обучения. Расходы на проведение комиссионной технической экспертизы следует отнести на стороны пропорционально удовлетворенным требованиям по 148 485 руб. 50 коп.

Выводы суда первой инстанции следует признать обоснованными.

В соответствии со ст. ст. 309, 310 Гражданского кодекса Российской Федерации обязательства должны исполняться надлежащим образом в соответствии с условиями обязательства и требованиями закона. Односторонний отказ от исполнения обязательства и одностороннее изменение его условий не допускаются.

В силу ст.702 Гражданского кодекса Российской Федерации по договору подряда одна сторона (подрядчик) обязуется выполнить по заданию другой стороны (заказчика) определенную работу и сдать ее результат заказчику, а заказчик обязуется принять результат работы и оплатить его.

Согласно п. 1 ст. 720 Гражданского кодекса Российской Федерации заказчик обязан в сроки и в порядке, которые предусмотрены договором подряда, с участием подрядчика осмотреть и принять выполненную работу (ее результат).

В силу пункта 5 статьи 720 Гражданского кодекса Российской Федерации при возникновении между заказчиком и подрядчиком спора по поводу недостатков выполненной работы или их причин по требованию любой из сторон должна быть назначена экспертиза.

В соответствии с п. 1 ст. 721 Гражданского кодекса Российской Федерации качество выполненной работы должно соответствовать условиям договора подряда, а при отсутствии или неполноте условий договора требованиям, обычно предъявляемым к работам соответствующего рода. Результат выполненной работы должен в пределах разумного срока быть пригодным для установленного договором использования, а если такое использование договором не предусмотрено, для обычного использования результата работы такого рода.

Материалами дела подтверждается, что работы ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" выполнены ненадлежащим образом.

Выводы о недостатках выполненной истцом работ отмечены нефтяной секцией Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедр по УВС).

Протоколом заседания (нефтяной секции) Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедр по УВС) согласована работа "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения" по второму (авторскому) варианту со следующими основными положениями и технологическими показателями: Максимальные уровни: - проектный уровень добычи нефти - 3 744,2 тыс т (201Зг ), - проектный уровень добычи жидкости - 74 565,7 тыс.т (2014 г), - проектный уровень закачки воды - 64 749,7 тыс.м3 (2014 г) - использование растворенного газа - 95% (с2012г.). Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти и газа от проектной в соответствии с п.Ш правил охраны недр, утвержденных постановлением Гостехнадзора России N 71 от 06.06.2003 в редакции приказа Минприроды России N 183 от 30.06.2009. Выделение шести эксплуатационных объектов: каширо-подольские отложения (пласты СпдЗ, Скш1, Скш2-3, Скш4), верейскнй горизонт (пласт СвЗ-4), алексинский горизонт (пласт СО), ТТНК (пласты CI, СИ, CIEL dV0, CIV, CV, CVI0, CVI), турнейский ярус (пласты СТ1, СТ2, СТЗ), терригенный девон (пласт DI); продолжить разукрупнение ТТНК: раздельная закачка воды в верхнюю, промежуточную и нижнюю пачки; изоляция обводненных интервалов с целью организации раздельной добычи по пачкам, в том числе ОРЭ; для каширо-подольских отложений рекомендуется раздельная закачка воды с применением оборудования ОРЗ; применение следующих систем размещения скважин -каширо-подольские отложения: обращенная девятиточечная 283x283 -верейскнй горизонт: нерегулярная, 300...400-м, -алексинский горизонт: площадная 300x300 м, -на объекты ТТНК: рядная с очаговым заводнением 300x300м. -турнейский ярус: обращенная девятиточечная 300x300 м, -терригенный девон: нерегулярная; При этом ЦКР Роснедр по УВС установлены недостатки моделирования, а именно: - при построении как геологических, так и фильтрационных моделей для всех продуктивных пластов, в том числе имеющих огромные площади нефтеносности, размер ячеек по латерали был принят одинаковым - 50x50м- оценка результатов геологического моделирования показала, что если в целом для каждого из 18 моделируемых продуктивных пластов расхождение в геологических запасах нефти по ГМ и Госбалансу в основном не превышает 5%(кроме пластов Скш4 и СТЗ), то в моделях пластов отдельных лицензионных участков расхождение в запасах в ряде случаев является существенным, достигающем по пласту CVI на Шариповском Л.У. - 35,5%, по пласту CVIo на КалегинскомЛ.У.-38,9% и по пласту CIV0 - 55,8%.

При сравнении запасов по отдельным залежам, входящим в продуктивные пласты ТТНК, выявлено расхождение между запасами по ГМ и на Госбалансе, достигающее десятки процентов, что, в частности, может быть связано с ошибками при разделении запасов по залежам, имеющим распространение на смежные Л.У.

При выборочной проверке по отдельным залежам подсчетных параметров (в ГМ и Госбалансе) установлено расхождение по некоторым залежам пористости до 23%, а нефтенасыщенности до 15-37%. В ряде случаев это может быть связано с тем, что принятые при утверждении запасов единые значения параметров пористости и нефтенасыщенности по продуктивному объекту, авторами для отдельных пластов и залежей дифференцировались; - при гидродинамическом моделировании укрупнение геологических моделей для каширо-подольского объекта и ТТНК производалось только по Z. Результаты сравнения ГМ и ГДМ этих объектов показали наличие расхождений в подсчетных параметрах и геологических запасах нефти. При обычно получаемых расхождениях в запасах, не превышающих 1-2%, в представленных ремасштабированньгх моделях ТТНК они составили от 2,4-3,6%) по Вениаминовскому участку и Арланской площади до 22,4% по Калегинскому участку. Полученные расхождения значений в параметрах пористости и нефтенасыщенности по отдельным участкам достигают 5-10%; -установлено несовпадение по большинству моделей при гидродинамическом моделировании PVT свойств нефти данным, принятым при подсчете запасов; - приняты при гидродинамическом моделировании коэффициенты вытеснения нефти водой по 45% моделей не совпадают с обоснованными в исходных геолого-физических параметрах, что является некорректным; - выявлено, что по многим моделям участков имеет место несоответствие загруженных в модели данных по добыче нефти и жидкости значениям фактической накопленной добычи нефти и жидкости по статотчетности, в связи с чем должны быть откорректированы следующие модели: КПО Николо-Березовский Л.У., верейский объект Ново-Хазинского и Вениаминовского Л.У., ТТНК Юсутювского и Шариповского Л.У., турнейский объект Ново-Хазинского и Юсуповского Л.У.; - при разрезании единых залежей на отдельные гидродинамические модели лицензионных участков, по ряду моделей граничные условия установлены не правильно. При принятом на границах условии неперетекания, фактически заданные величины пластового давления на границе раздела моделей ТТНК Арланской и Николо-Березовской площадей свидетельствует о существовавших значительных межплощадных перетоках пластовых флюидов, не учет которых снижает достоверность выполненного моделирования, так как без учета наличия перетоков были рассчитаны в процессе адаптации моделей поля давления и насыщения и построены карты распределения остаточных запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин; - при адаптации моделей использованный метод коррекции относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды за счет применения поправочного коэффициента в диапазоне до 45 ед. по нефти и 50 ед. по воде лишен физического смысла; - при адаптации не учтены новые технологии, применявшиеся на месторождении. На дату актуализации моделей имеются существенные расхождения фактических и расчетных показателей разработки. Они отмечаются и по годовым показателям практически всех моделируемых площадей и отложений; - на основании проведенного анализа и сопоставления параметров геолого-технологических моделей следует, что в большинстве случаев созданные модели не удовлетворяют критериям их достаточной надежности для уверенной локализации и оценки остаточных нефтенасыщенных толщин и запасов нефти, планировании геолого-технических мероприятий для увеличения охвата выработкой остаточных (текущих) запасов нефти и проведения прогнозных расчетов динамики технологических показателей разработки; - представленный анализ показателей рекомендуемого варианта разработки месторождения осуществлен без моделирования запланированных ГТМ и МУН. Имеет место значительное расхождение в сроках разработки и прогнозных показателях, полученных на моделях и представленных в расчетах по госплановой форме, основанной, в целом, на характеристиках вытеснения.

Согласно п. 1 ст. 723 Гражданского кодекса Российской Федерации 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: безвозмездного устранения недостатков в разумный срок; соразмерного уменьшения установленной за работу цены; возмещения своих расходов на устранение недостатков, когда право заказчика устранять их предусмотрено в договоре подряда (статья 397 названного кодекса).

Определением Арбитражного суда Республики Башкортостан от 21.12.2011 по делу была назначена комиссионная техническая экспертиза.

Из представленного в материалы дела заключения экспертизы ФГУП Западно-Сибирского научно-исследовательского института геологии и геофизики (т.5 л.д.64-73) следует, что подэтап 22.1 на сумму 21 337,503 тыс. руб. не выполнен. Подэтап 22.2 на сумму 1 180,000 тыс.руб. приблизительно оценивается выполнение на 40%. Согласно выводов экспертов подэтап 22.3 на сумму 21 337,503 тыс. руб. формально признан выполненным, т.к. рассмотрение состоялось и протокол ЦКР Роснедр по УВС N 4991 от 23.12.2010 утвержден.

Стоимость фактически выполненного объема работ ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" по подэтапу N 22.2 Календарного плана к договору N БНФ/у/8/858/08/СГГ от 03.06.08 определена в размере 472 тыс. руб., включая НДС 18%.

Определением Арбитражного суда РБ от 10.08.2012 по делу была назначена дополнительная комиссионная техническая экспертиза, согласно которой подэтап 22.1 на сумму 21 337,503 тыс. руб. не выполнен. Подэтап 22.2 на сумму 1 180,000 тыс. руб. оценивается выполненным на 40%.

Из заключения следует, что в связи с тем, что в подэтап 22.2 включены два вида работ: обучение специалистов ООО "Башгеопроект" передача лицензий на программное обеспечение, используемое при создании моделей неразделенных в денежном выражении между собой и принимая во внимание, что цена подэтапа является договорной у экспертов не было возможности выделить стоимость видов работ иначе, как выделив на каждый вид работ по 50 %. Учитывая что, по каждому виду работ имеются недостатки, которые состоят в следующем: - по первому виду работ - обучение специалистов ООО "Башгеопроект" Сертификаты об обучении специалистов ООО "Башгеопроект" на экспертизу не представлены. - по второму виду работ - передача лицензий на программное обеспечение, используемое при создании моделей: - переданный сетевой ключ HASP (лицензия на МКТ-Офис и МКТ-симулятор) имел ограниченный срок действия, что подтверждается актом проверки от 08.12.2011; - невозможен запуск на расчет 5 моделей по основному объекту разработки месторождения.

Каждый вид выполненных работ оценивается на 20%. Таким образом, все выполнение подэтапа 22.2 оценивается в 40%.

При проведении дополнительной экспертизы экспертами сделан вывод о том, что Подэтап 22.3 на сумму 21 337,503 тыс. руб. (без учета НДС) -не выполнен, т.к. на стадии рассмотрения отчета о выполнении подэтапа выявлены многочисленные замечания к модели, которые до сих пор не сняты (Протокол ЦКР Роснедр по УВС N 4991 от 23.12.2010).

Технологические показатели разработки по пластам получены на основе статистических методов, а не с помощью корректных трехмерных цифровых фильтрационных моделей согласно отраслевого регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (РД 153-39.0-047-00) и не соответствует пунктам 12, 13, технического задания.

Согласно заключения дополнительной экспертизы недостатки выполненных работ являются существенными, не позволяющие использовать результат работ по назначению, т.к. полученные на гидродинамических моделях уровни добычи нефти на прогнозный период отличаются от принятых ЦКР Роснедр по УВС значений на 30 % при допустимом отклонении от проектной добычи 20 %, что приводит к невозможности использования моделей, а при неверном прогнозе добычи нефти - к административным правонарушениям со стороны недропользователя.

Экспертами выявлены следующие недостатки: расхождение в геологических запасах нефти по модели и Государственному балансу по ряду пластов более 35 %; несоответствие данных по добыче нефти и жидкости фактических и загруженных в модели; при адаптации модели не учтены новые технологии, применяемые на месторождении; расчет показателей рекомендуемого варианта разработки осуществлен без моделирования запланированных геолого-технических мероприятий и методов повышения нефтедобычи.

По мнению экспертов необходимо произвести уточнение геологических моделей по объектам в соответствии с: "Регламентом по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00) и Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяньгх месторождений (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 N 61); выполнить адаптацию моделей по объектам разработки месторождения в соответствии с: "Регламентом по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяньгх месторождений. РД 153-39.0-047-00) и Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 N 61); произвести расчеты технологических показателей разработки на прогнозный период на адаптированных моделях по объектам разработки.

Согласно заключения экспертов стоимость работ, необходимая для устранения выявленных недостатков выполненных работ по этапу N 22 календарного плана к договору N БНФУу/8/858/08/СГТ от 03.06.08 составляет 43383,007 тысяч руб. 00 коп., включая НДС 18%.

Довод апелляционной жалобы ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" о том, что при проведении экспертизы нарушено законодательство об экспертизе, несостоятелен.

Выводы, к которому пришли эксперты ФГУП "ЗапСибНИИГГ" о том, что подэтап 22.3 на сумму 21 337,503 тыс. руб. не выполнен, основан на заключении, сделанном членами экспертной комиссии ЦКР РОснедра по УВС, где на стадии рассмотрения отчета о выполнении данного подэтапа выявлены многочисленные замечания к ПДГТМ, которые до сих пор не сняты.

Согласно ст. 86 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации заключение эксперта оглашается в судебном заседании и исследуется наряду с другими доказательствами по делу.

Оснований не доверять выводам эксперта не имеется.

Кроме того, суд в решении не принял во внимание выводы экспертов по результатам исследований первой и дополнительной экспертизы по подэтапу 22.3, признав работу по подэтапу 22.3 выполненной и удовлетворил в данной части исковые требования.

Суд апелляционной инстанции также отмечает, что податель апелляционной жалобы путает два разных понятия - "оценщик" и "эксперт".

Производство судебной экспертизы регулируется соответствующим процессуальным законодательством.

Принципы организации, основные направления государственной судебно-экспертной деятельности определяются Федеральным законом от 31.05.2011 N 73-ФЗ "О государственной судебно-экспертной деятельности в Российской Федерации".

Эксперт не является субъектом оценочной деятельности. Его деятельность про проведению судебной экспертизы не подпадает под оценочную деятельность, регулируемую Федеральным законом от 29.07.1998 N 135-ФЗ "Об оценочной деятельности в Российской Федерации".

Суд апелляционной инстанции отмечает, что ответчик не отрицает получение моделей по 1 и 21 этапам.

Вместе с тем, спор по настоящему делу возник по поводу работы, подлежащей выполнению в рамках 22 этапа календарного плана к договору.

Согласно условию п. 22 договора модели должны быть выполнены с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки.

Довод истца о том, что согласно протокола совещания от 04.06.2010 приняты гидродинамические модели Арланского месторождения без замечаний, несостоятелен.

В протоколе совещания от 04.06.2010 отмечено о том, что модели получены, но на этих моделях удалось лишь пересчитать адаптацию и базовый вариант разработки к данным по истории разработки с использованием метода корректировки сообщаемости "скважина-пласт".

Прогнозные варианты разработки не смогли рассчитать на моделях, они рассчитаны на статистических методах. Результатом договоров по "Построению ПДГТМ Арланского месторождения" и "Дополнения к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения" является расчет прогнозных вариантов разработки на построенных моделях, а не статистическими методами.

Аналогичное решение было принято на совещании 26.08.2010, где также отмечено, что для целей разработки и мониторинга представленные модели непригодны, в связи с выбранной методикой адаптации, а также в связи со сложностями конвертации. Корректность методики адаптации по представленным моделям в программном копмплексе МКТ оставлена на усмотрение Экспертов ЦКР.

Поскольку на совещаниях 04.06.2010, 26.08.2010 стороны не пришли к единому мнению относительно корректности способов и методики адаптации по представленным моделям, рассмотрение данного вопроса было предложено оставить на рассмотрение членов комиссии ЦКР Роснедр.

Довод истца о том, что вывод экспертом основан на основании трех дисков, представленных ответчиком, отклоняется.

Информация по моделям по 22 этапу календарного плана передана истцом в электронном виде на дисках.

Определением Арбитражного суда Республики Башкортостан от 21.12.2011 назначена по делу комиссионная техническая экспертиза.

Доказательств, опровергающих, что указанные диски не относятся к 22 этапу и (или) доказательств относительно того, что информация, содержащаяся на этих дисках, относится к иному этапу, не представлено.

В связи с изложенным, судом первой инстанции сделан обоснованный вывод о том, что подэтап 22.1 на сумму 21 337 503 руб. истцом не выполнен.

В связи с изложенным, является необоснованным довод апелляционной жалобы о том, что арбитражный суд неполно выяснил обстоятельства, имеющие значение для дела.

Суд апелляционной инстанции отмечает, что судом по делу назначалась дополнительная экспертиза, эксперт Пуртова И.П. была вызвана в судебное заседание для дачи объективного заключения по поставленным перед экспертом вопросам, которая в судебном заседании 28.01.2013 дала исчерпывающие ответы на вопросы представителей сторон.

Ходатайство о назначении повторной экспертизы для определения объемов выполненных работ сторонами не заявлено.

Согласно заключения экспертов, подэтап 22.2 выполнен на сумму 472 000 руб. Выполнение этого подэтапа в полном объеме истцом не представлено.

Выполнение подэтапа 22.3 судом признано выполненным исходя из выводов, обозначенных в протоколе ЦКР Роснедр по УВС от 20.01.2011, которым согласована работа "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтяного месторождения".

Выводы экспертов по этому подэтапу, изложенных при проведении дополнительной технической комиссионной экспертизы не положены в основу решения, поскольку экспертами дано лишь заключение по обозначенному выше протоколу ЦКР Роснедр по УВС.

В связи с изложенным, исковые требования ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" удовлетворены частично, в размере 21 809 503 руб.

Ответчик в настоящее время продолжает разработку Арланского месторождения, т.е. использует результат работ с момента его утверждения протоколом ЦКР Роснедр по УВС N 4991 и по настоящее время без каких-либо изменений или доработок.

В силу п. 761 Гражданского кодекса Российской Федерации при обнаружении недостатков в технической документации или в изыскательских работах подрядчик по требованию заказчика обязан безвозмездно переделать техническую документацию и соответственно произвести необходимые изыскательские работы, а также возместить заказчику причиненные убытки, если законом или договором подряда на выполнение проектных и изыскательских работ не установлено иное.

Поскольку работы выполнены некачественно, ответчик обратился со встречными исковыми требованиями.

Встречные исковые требования ОАО АНК "Башнефть" судом первой инстанции обоснованно расценены как обязание истца по первоначальному иску исполнить договорные обязательства.

Поскольку доказательства надлежащего исполнения части договорных обязательств по 22 этапу не представлены, суд первой инстанции обязал ООО "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" передать истцу по встречному иску гидродинамические модели в форматах Tempest More с корректной адаптацией, скорректированными прогнозными расчетами по объектам разработки, лицензионным участкам и Арланскому месторождению в целом с учетом истории разработки, в соответствии с принятыми в проектном документе "Дополнение к проекту разработки Арланского нефтеного месторождения; передать полное описание постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, в частности, методики переинтерпретации ГИС, материалы переинтерпретации, все исходные допущения, принятые в ходе инициализации и адаптации; передать паспорта на гидродинамические модели, заполненные по принятому в ОАО "АНК "Башнефть" стандарту, передать сетевой бесер лицензии на стимулятор МКТ офис сертификат соответствия на программу продукт для ЭВМ в новой версии 2.0.1 с добавленными опциями для создания ПДГГМ Арланского месторождения с полным описанием отличия стандартной версии МКТ от спецверсии МКТ.

По мнению суда апелляционной инстанции, является правомерным удовлетворение судом первой инстанции встречных исковых требований ответчика об обязании истца устранить недостатки выполненной работы от 22 этапу календарного плана к договору от 03.06.2008.

Требования в части проведения обучения специалистов третьего лица обоснованно отклонены, поскольку ОАО АНК "Башнефть" требования в этой части не конкретизированы: не указано количество специалистов, подлежащих обучению, объем курса обучения. В этой части встречные исковые требования отклонены.

Согласно части 1 статьи 101 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации судебные расходы состоят из государственной пошлины и судебных издержек, связанных с рассмотрением дела арбитражным судом.

В соответствии со статьей 106 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации 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), расходы юридического лица на уведомление о корпоративном споре в случае, если федеральным законом предусмотрена обязанность такого уведомления, и другие расходы, понесенные лицами, участвующими в деле, в связи с рассмотрением дела в арбитражном суде.

Частью 6 ст. 110 Арбитражно-процессуального кодекса Российской Федерации предусмотрено, что неоплаченные или не полностью оплаченные расходы на проведение экспертизы подлежат взысканию в пользу эксперта или государственного судебно-экспертного учреждения с лиц, участвующих в деле, пропорционально размеру удовлетворенных исковых требований.

Как следует из материалов дела, расходы по проведению комиссионной технической экспертизы составили 296 971 руб.

Судом первой инстанции отнесены расходы на проведение комиссионной технической экспертизы на стороны пропорционально удовлетворенным требованиям по 148 485 руб. 50 коп.

При таких обстоятельствах, суд апелляционной инстанции не усматривает оснований для отмены обжалуемого решения и удовлетворения апелляционных жалоб.

Нарушений норм процессуального права, являющихся безусловными основаниями для отмены судебного акта на основании ч. 4 ст. 270 АПК РФ, судом апелляционной инстанции также не установлено.

В соответствии со ст. 110 АПК РФ расходы по оплате государственной пошлины по апелляционным жалобам относятся на их подателей.

Руководствуясь статьями 176, 268, 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, арбитражный суд апелляционной инстанции

ПОСТАНОВИЛ:

решение Арбитражного суда Республики Башкортостан от 06 февраля 2013 г. по делу N А07-15455/2011 оставить без изменения, апелляционные жалобы общества с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" и открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" - без удовлетворения.

Постановление может быть обжаловано в порядке кассационного производства в Федеральный арбитражный суд Уральского округа в течение двух месяцев со дня его принятия (изготовления в полном объеме) через арбитражный суд первой инстанции.

Председательствующий судья

В.В. Баканов

Судьи

Г.А. Деева Т.В. Мальцева