статьи 16.5 Закона № 7-ФЗ, Пунктом 2 Правил учета нефти, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 16.05.2014 № 451, Методическими рекомендациями по определению и обоснованию технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного газа при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденными Минэнерго России 12.04.2018, исходил из того, что вывод управления о нецелесообразности подсчета общего объем попутного нефтяного газа, добытого при разработке месторождения, по рабочему газовому фактору газоводонефтяной смеси, содержащей пластовую воду , носит вероятностный характер, не подтвержден ссылками на соответствующие нормы права. Суд округа выразил несогласие с доводами управления о проведении расчетов объема добытого попутного нефтяного газа на месторождении «Дыш» исходя из общего объема газоводонефтяной смеси, а также о ведении обществом недостоверного учета добываемого попутного нефтяного газа при эксплуатации спорного газонефтяного месторождения. Отменяя судебные акты в части признания обоснованным предписания о представлении уточненной декларации о плате за негативное воздействие на окружающую среду за 2016 и
применения законодательства о возмещении вреда, причиненного окружающей среде», определение Конституционного Суда Российской Федерации от 21.12.2011 № 1743-О-О, и исходил из того, что на лице, деятельность которого привела к загрязнению или иной порче земельного участка, лежит обязанность как привести земельный участок в первоначальное состояние, так и возместить вред, причиненный окружающей среде. Исследовав и оценив в совокупности и взаимной связи представленные в дело доказательства по правилам главы 7 АПК РФ, установив факт несанкционированного сброса обществом попутных пластовых вод на рельеф местности и размещение загрязненных нефтепродуктами грунтов на землях категорий промышленности, что является нарушением природоохранного законодательства, признав, что проведение рекультивации в рассматриваемом случае не является способом полного возмещения причиненного экологического вреда, указав на необходимость проведения государственной экологической экспертизы проекта рекультивации земельного участка, суд апелляционной инстанции пришел к выводу о наличии оснований для удовлетворения заявленных требований, обоснованно определив размер вреда, причиненного почвам, на основании Методики. Суд округа поддержал выводы суда апелляционной инстанции, признав их
с ней перерабатывающих производств, при осуществлении в соответствии с другими федеральными законами видов деятельности, связанных с геологическим изучением и добычей отдельных видов минерального сырья, захоронением радиоактивных отходов и токсичных веществ, и представленные на бумажном или электронном носителе либо на иных материальных носителях (в образцах горных пород, керна, пластовых жидкостей, флюидов и на иных материальных носителях первичной геологической информации о недрах) (часть первая статьи 27 Закона о недрах). Как усматривается из материалов дела, общество имеет лицензию на пользование недрами Республики Татарстан ТАТ КАЗ № 01806 ВЭ, сроком действия до 1 февраля 2042 г., с целевым назначением и видами работ - добыча подземных вод для технического водоснабжения, участок недр находится на территории МТАЗС № 18 и АГЗС № 19 в п. Константиновка Советского района г. Казани Республики Татарстан. В соответствии с пунктом 2.3.6 раздела 2.3 Лицензионного соглашения об условиях недропользования обществом с целью добычи подземных вод на территории МТАЗС № 1
что в 4 квартале 2012 года налогоплательщик осуществлял водопользование на основании технического проекта, предусматривающего право на забор подземных вод для целей осуществления добычи нефти (поддержания пластового давления). Общество, ссылаясь на положения статьи 19.1 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» (далее – Закон о недрах), полагает, что у него отсутствует обязанность исчислять и уплачивать водный налог, поскольку, осуществляя лицензируемую добычу полезных ископаемых, оно имеет право пользоваться водным объектом для собственных производственных и технологических нужд без получения лицензии на водопользование. Отказывая в удовлетворении требования общества, суды исходили из анализа положений главы 25.2 Налогового кодекса Российской Федерации и указали, что налоговым законодательством установлен исчерпывающий перечень видов и целей водопользования, не признаваемых объектом налогообложения водным налогом, тогда как использование водного объекта с целью забора воды для осуществления деятельности по добыче полезных ископаемых к этому перечню не относится. В этой связи, руководствуясь положениями статей 333.8 и 333.9 Налогового кодекса Российской Федерации,
Однако исследуемая установка содержит конструкционные дефекты, а именно: наличие охладителя вместо подогревателя, отсутствие нижнего предела расхода в технических характеристиках сепаратора, несоответствие верхней границы параметров рабочего давления до 3 бар из ТТ 0345-П-НВК-1003, которые делают работу установки невозможной (ответ на вопрос № 8). - Исследованием по вопросам 4 - 13 установлено, что добиться очистки пластовой воды, поступающей на установку, до параметров, указанных в Технических требованиях ТТ 0345-П-НВК-1003, с использованием метода центробежной сепарации в случае, если пластовая вода представляет собой эмульсию (смесь жидкостей с различными плотностями) и содержит твердые вещества, покрытые нефтяной пленкой возможно с использованием дополнительного оборудования. В свою очередь добиться очистки пластовой воды, поступающей на установку, до параметров, указанных в Технических требованиях ТТ 0345-П-НВК-1003, используя установку в текущей комплектации невозможно, поскольку она не соответствует требованиям ТТ 0345-П-НВК-1003 по ключевым параметрам: отсутствие нагрева до 87 градусов, несоответствию параметров давления до 3 бар и минимальной границы расходов 20 м3/ч (ответ на вопрос
условиями; компримирование газа предельно низкого (ПНД) и низкого (НД) давлений, отделенных в установках сепарации и обезвоживания, для дальнейшей транспортировки на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ); транспортировка частично подготовленной нефти на ОГПЗ. Товарной продукцией УПНГ является нестабильная нефть в смеси с газовым конденсатом и отсепарированный газ, поступающие на ОГПЗ для дальнейшей переработки. Выходными потоками с установки являются: товарный газ, направляемый в газопровод; товарная нефть, направляемая в нефтепровод; газ высокого давления, подготовленный для использования в системе газлифта; пластовая вода , утилизируемая путем закачки в поглощающий пласт; низконапорные газы выветривания, сжигаемые на факеле. Подготовка нефти и газа на УПНГ осуществляется методом одно- и двухступенчатой сепарации с подогревом сырьевых потоков. Газ из сепаратора высокого давления под собственным давлением направляется в товарный газопровод. Газ из входного сепаратора низкого давления (после дополнительного отделения жидкости в газосепараторе) компримируется газомотокомпрессорами и также направляется в товарный газопровод. Отсепарированная нефть в смеси с газовым конденсатом, насосом откачивается в товарный нефтепровод. Конденсат
26 августа 2034 года. Разработка Манычского участка недр осуществляется в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации Манычского газонефтяного месторождения», выполненный в 2017 году ООО «СибГеоПроект». На данный проект имеется протокол заседания Центральной нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС от 15.06.2017 №6892, имеется горноотводный акт Ш НГ-34-130 от 18.08.2017 к лицензии ЭЛИ 00383 НЭ, который внесен в реестр за №130. Срок действия горноотводного акта до 26.08.2034. ООО «КомсомольскНефть» представило пояснения, согласно которым в подземную емкость сливается пластовая вода , которая в дальнейшем вывозится с помощью бойлеров на соседние месторождения. Справку о количестве закачиваемой воды в скважину №45 за 2019 и январь-февраль 2020 с целью поддержания пластового давления (ППД) или утилизации ООО «КомсомольскНефть» так и не представлены. Работы по капитальному ремонту скважин проводятся по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком в соответствии с документацией на капитальный ремонт фонда скважин месторождения, площади, куста. ООО «КомсомольскНефть» были представлены: наряд-заказ на производство капитального
53) вместо 6, на ФИО1 – фактически добыча нефти осуществляется с 1-ой скважины (№ 56) вместо 2, на Курганном – добыча нефти осуществляется с 14-ти скважин вместо 28 скважин. Технологическая схема разработки Дорожного месторождения предусматривает формирование системы поддержания пластового давления посредством закачки пластовой подтоварной воды. В этой связи проектом предусмотрен перевод 2-х скважин под нагнетание, на Дорожном нефтяном месторождении установлена 1 нагнетательная скважина, однако на конец 2015 г. фактически не предусмотрено ни одной, добытая пластовая вода в количестве 6063 куб.м не закачивается, на Красно-Камышанском месторождении установлен действующий фонд нагнетательных скважин в количестве 2 скважин, на конец года фактически нагнетание осуществляется с 1-ой скважины, добытая пластовая вода в количестве 5391 куб.м не закачивается. 28 марта 2016 г. постановлением старшего государственного инспектора Росприроднадзора по РК ФИО2 генеральный директор ООО «ХХХ» С. признан виновным в совершении вышеуказанного административного правонарушения и подвергнут наказанию в виде административного штрафа. Виновность С. подтверждается собранными по делу доказательствами,
выветривания конденсата, содержащих кислые компоненты (1,2РУ141; 1,2РУ241). Газы среднего давления (газ стабилизации У121/221 и газы расширения амина У172/272) поступают на предварительную очистку установки У141/241, где получают углеводородный обессеренный газ, который направляется на У172/272 на дополнительную очистку. 5. Установки процесса стабилизации конденсата и обработки сточных вод (1,2РУ121, 2РУ221). Нестабильный конденсат с У171/271 поступает на предварительную стабилизацию У121/221, откуда уходит, как стабильный конденсат на комбинированную установку У-1.731 для получения нефтепродуктов. Установки обработки сточных вод (1.2РУ122; 1.2РУ222). Пластовая вода и вся технологически загрязненная вода завода с установок сепарации направляется на установки нейтрализации пластовых вод У122/222, откуда откачивается на полигон по закачке промстоков в пласт. 6. Участок по закачке промышленных стоков (Полигон) ПЗП предназначен для закачки в подземные поглощающие горизонты промышленных стоков газоперерабатывающего завода, дальнейшая переработка которых экономически и экологически нецелесообразна. 7. Установки процесса фильтрации загрязненных вод и сжигания промотходов (У 165, У265). Пластовая вода с установки сепарации направляется на секцию фильтрации У165/265, откуда
