Гражданский кодекс часть 1

ЗАО «Обьнефтегеология» (далее – заявитель, общество, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением о признании недействительным решения МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 1 (далее – налоговый орган, инспекция, заинтересованное лицо) от 21.04.2010г. № 52-20-18/253р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 22.02.2012г. требования заявителя удовлетворены.

Не согласившись с принятым решением, заинтересованное лицо обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда и принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленных обществом требований.

Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит решение суда первой инстанции оставить без изменения, апелляционную жалобу – без удовлетворения.

Налоговый орган представил письменные пояснения в порядке ст. 81 АПК РФ.

Также заявитель представил письменные пояснения в порядке ст. 81 АПК РФ.

В судебном заседании 28.05.2012 объявлялся перерыв до 04.06.2012 до 11 час. 50 мин.

Рассмотрев дело в порядке ст.ст. 266, 268 АПК РФ, заслушав объяснения представителя заинтересованного лица, поддержавшего доводы и требования апелляционной жалобы, заявителя, изучив материалы дела, суд апелляционной инстанции не находит оснований к удовлетворению апелляционной жалобы и отмене или изменению решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела.

Как следует из материалов дела, Межрегиональная инспекция ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам №1 по результатам выездной налоговой проверки ЗАО «Обьнефтегеология» по всем налогам за 2008г.г. вынесено решение № 52-20-18/253р от 21.04.2010 г. о привлечении ЗАО «Обьнефтегеология» к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения.

Пунктом 1.2. мотивировочной части решения (пункт 3.1. резолютивной части Решения) Обществу доначислен налог на прибыль за 2008 год в сумме 25 799 183 рубля по эпизоду, связанному с квалификацией зарезки боковых стволов скважин в качестве реконструкции скважин.

Пунктом 2.1. мотивировочной части решения (пункт 3.1. резолютивной части Решения) Обществу доначислен налог на добавленную стоимость за II квартал 2008г. в сумме 275 727 рублей по эпизоду, связанному с вычетами НДС по ликвидированным основным средствам.

Пунктом 3.1. мотивировочной части решения (пункт 3.1. резолютивной части Решения) Обществу доначислен налог на имущество за 2008 год в сумме 895 641 рублей по эпизоду, связанному с квалификацией зарезки боковых стволов скважин в качестве реконструкции скважин.

Пунктом 1 резолютивной части Решения Обществу начислены пени по указанным налогам в общей сумме 1 331 696 рублей.

Кроме того, Общество привлечено к налоговой ответственности по ст. 122 НК РФ в виде штрафа в сумме 4 992 709 рублей.

Не согласившись с принятым решением, Общество обжаловало решение путем подачи апелляционной жалобы в вышестоящий налоговый орган.

Решением ФНС России от 14.09.2010г. № АС-37-9/11208@ Решение инспекции оставлено без изменения, а апелляционная жалоба налогоплательщика - без удовлетворения.

По пунктам 1.2 и 3.1 Решения.

В ходе проведения выездной налоговой проверки налоговым органом установлено, что в нарушение пункта 2 статьи 257 и пункта 5 статьи 270 НК РФ Обществом в состав расходов, учитываемых в целях налогообложения прибыли, неправомерно включены затраты на реконструкцию основных средств в виде зарезки вторых (боковых) стволов скважин в размере 128 995 917 руб. (занижен налог на прибыль в размере 25 799 183 руб.)

Также в нарушение статьи 374, пункта 1 статьи 375 НК РФ Обществом в проверяемом периоде не включена в налоговую базу в целях исчисления налога на имущество организаций сумма увеличения стоимости основных средств в результате их реконструкции, что привело к неуплате налога на имущество организаций за 2008 г. в размере 895 641 руб.

Из оспариваемого решения следует, что проведенные на скважинах работы по зарезке бокового ствола скважин были квалифицированы налоговым органом в качестве реконструкции в связи со следующим: изменилась конструкция скважины (использование старого ствола прекращено, появился новый (боковой) ствол скважины); увеличился дебит нефти по сравнению с данными о добыче нефти на момент, предшествующий проведению работ (л.д. 22-129 т. 2, 1-3 т. 3).

Оценив в совокупности имеющиеся в материалах дела доказательства, в том числе, экспертное заключение, суд первой инстанции сделал обоснованный вывод о том, что доводы налогового органа необоснованны по следующим основаниям.

Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации дал толкование пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ в постановлении от 1 февраля 2011 года № 11495/10; в постановлении указано, что толкование правовых норм, данное в нем, является общеобязательным и подлежит применению при рассмотрении арбитражными судами аналогичных дел.

Согласно правовой позиции, выраженной в названном постановлении, ни само по себе появление в скважине бокового ствола, ни увеличение дебита добычи нефти не являются показателями, позволяющими разграничить ремонт и реконструкцию скважин при осуществлении их боковой зарезки. Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации указал: «...увеличение суточного объема добычи нефти само по себе не является достаточным и определяющим критерием для квалификации упомянутых работ в качестве капитального ремонта или реконструкции».

Из Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных приказом МПР России от 21.03.2007 № 61 (пункт xiv 82 раздела 7), следует, что показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик как скважины, так и собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный пласт.

Нефтяное месторождение характеризуется пластовым давлением. Внешнее воздействие на давление в продуктивном пласте могут оказывать такие факторы, как осуществляемые на месторождении мероприятия воздействия на этот пласт для поддержания давления (в том числе путем закачки воды), виды и режим работы насосного оборудования, режим эксплуатации данной и иных скважин (например, нагнетательных).

Поэтому показатель «дебит скважины по нефти» в процессе эксплуатации месторождения проявляет себя как динамичный показатель, его повышение или уменьшение непосредственно связано с перечисленными факторами, в том числе с интенсивностью отбора нефти, а не исключительно с характеристиками скважины как объекта основных средств или изменением ее конструкции.

Следовательно, разграничение инспекцией выполненных подрядчиками работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя дебит скважины по нефти «является недостоверным».

Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации при квалификации проведенных в скважинах работ по зарезке боковых стволов ориентирует на необходимость выявления причин, по которым такие работы проведены. При этом к капитальному ремонту необходимо относить работы, проведенные: 1) в связи с возникшей технической неисправностью скважины (аварией); 2) в связи с обводненностью скважины, возникшей по естественным причинам (прорыв пластовых вод).

В качестве реконструкции следует квалифицировать те работы, которые проведены: в связи с истощением запасов нефти (для выхода на новые горизонты добычи); в связи с предельной обводненностью, возникшей по причине закачки в пласт воды через нагнетательные скважины; работы по боковой зарезке в бездействующих скважинах.

В нарушение ст. 257 НК РФ налоговым органом в ходе выездной налоговой проверки не установлены признаки реконструкции скважин в соответствии с определением реконструкции, данным в п. 2 ст. 257 НК РФ.

Инспекцией при вынесении оспариваемого решения не учтено, что согласно требованиям п. 2 ст. 257 НК РФ реконструкцией признаются работы, производимые в целях увеличения производственной мощности основного средства.

Инспекция в ходе проверки не определила первоначальную производственную мощность скважин, не выявила увеличения производственной мощности скважины после проведения работ по зарезке боковых стволов.

Отождествление инспекцией в оспариваемом решении увеличения дебита нефти сразу после зарезки и увеличение производственной мощности скважины ошибочно. Фактическое увеличение показателя «дебит нефти» не означает однозначного увеличения мощностных характеристик скважины как основного средства.

К такому же выводу пришел Высший арбитражный суд РФ в Постановлении от 01.02.2011г. №11495/10: «Следовательно, разграничение инспекцией выполненных подрядчиками работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя "дебит скважины по нефти" является недостоверным».

Исходя из изложенного, использование налоговым органом дебитов конкретных скважин для сравнения показателей производственной мощности до и после зарезки бокового ствола является ошибочным и противоречащим положениям п. 2 ст. 257 НК РФ.

Как пояснил заявитель, целью бурения во всех случаях являлось восстановление доступа к запасам, для извлечения которых скважина была построена, в связи с чем, работы по зарезке боковых стволов, выполненные на спорных скважинах, относятся к ремонту и затраты по ним должны быть списаны по мере возникновения. Ни протокол геолого-технического совещания, ни программы выполнения работ (л.д. 1-35, 45-78, 87-123 т. 4, л.д. 1-30, 40-74 т. 5) не предусматривают в качестве цели работ по зарезке боковых стволов повышения дебита нефти.

Действительно, по части скважин (№№ 1017, 1077, 352) дебит нефти увеличился после зарезки боковых стволов.

Однако по скважине №346 дебит после ЗБС не увеличился, а уменьшился по сравнению с максимальным за время эксплуатации скважины (по данным заявителя:до ЗБС - 51 т, после ЗБС - 14т; по данным, указанным в экспертном заключении – до ЗБС (12+9) т, после ЗБС – 14 т), по скважине № 1079 дебит нефти также уменьшился (до ЗБС – 25 т, после ЗБС – 8т)

Таким образом, если руководствоваться использованным налоговым органом критерием – дебит нефти - для определения к какому виду работ (реконструкции или ремонту) относятся работы по зарезке боковых стволов, работы по этим скважинам следует считать ремонтом.

Суд также считает обоснованными доводы заявителя о том, что проведенные зарезки боковых стволов выполнены не для увеличения производственной мощности скважин и не приводят к повышению производственной мощности скважин, поэтому не могут квалифицироваться как реконструкция скважин.

Производственная мощность - это способность (возможность) основных средств обеспечить максимальную добычу (переработку) сырья за год (сутки, смену).

В ходе назначенной судом первой инстанции по настоящему делу экспертизы перед экспертами был поставлен вопрос №1 об увеличении производственной мощности скважин в результате зарезок боковых стволов скважин №346, 352, 1017, 1077, 1079 Западно-Асомкинского месторождения.

Отвечая на 1 вопрос, эксперты отметили, что «Под производственной мощностью нефтедобывающего предприятия понимается максимально допустимая (возможная) добыча нефти в период времени (сутки, месяц, год) или в течение всего периода разработки, обусловленная запроектированной технологией добычи нефти в конкретных условиях месторождения (залежи).

В нефтедобыче повышение производственной мощности может обеспечиваться путем, в частности, увеличения эксплуатационного фонда скважин в сравнении с количеством, которое предусмотрено проектом, увеличение количества добываемых углеводородов выше уровня, предусмотренного проектом разработки месторождения, повышения коэффициента извлечения нефти или величины извлекаемых запасов Зарезка боковых стволов скважин №1017,1077,1079,346 и 352 Западно-Асомкинского месторождения была направлена на повышение дебита скважины с целью достижения коэффициента извлечения нефти, но значительного прироста нефти из этих скважин получено не было».

В материалах дела находятся выписки из Протокола №992 от 21.12.2007г. ТКР Роснедра и Баланса запасов нефти за 2008 год, из которых следует, что установленный проектный уровень добычи нефти на 2008 год (1 593 100 тонн), не был достигнут, поскольку добыто было 1 113 000 тонн нефти, в том числе, с учетом произведенных зарезок боковых стволов (л.д. 29-36 т. 14).

С учетом выводов, сделанных экспертом, произведенные зарезки боковых стволов скважин №1017,1077,1079,346 и 352 Западно-Асомкинского месторождения, не были направлены на повышение производственной мощности (служили лишь способом достижения, а не увеличения коэффициента извлечения нефти) и не привели к ее повышению (заданный проектом уровень добычи нефти на 2008 год не был достигнут).

В Протоколе геолого-технического совещания по проведению зарезок боковых горизонтальных стволов на Западно-Асомкинском месторождении по скважинам №1017, 1077, 1079, 346 , 352 (л.д. 26,27 т. 14) прямо указана цель выполнения работ по зарезке боковых стволов – восстановление доступа к остаточным извлекаемым запасам и для более эффективной выработки запасов. Планы-программы на бурение боковых стволов, не содержат, как указывает налоговый орган, цели в виде увеличения дебита до конкретного значения. Увеличение дебита после зарезки не свидетельствует об увеличении мощностной характеристики скважины.

Ссылка инспекции на Протокол №992 от 21.07.2007г., устанавливающий, по мнению Инспекции, что ЗБС выполняются для повышения технико-экономических показателей скважин, является ошибочной. В этом протоколе указано, что для повышения технико-экономических показателей разработки предлагается зарезка 23 наклонно-направленных стволов на пласт ЮС1, двух стволов на пласт ЮСо и двух стволов на пласт БС12. Эти работы направлены, как указано в протоколе, на оптимизацию объемов бурения и обеспечение достижения установленного коэффициента нефтеотдачи (КИН).

Кроме того, в настоящем деле бурение ЗБС осуществлялось на пласт БВ10, что не оспаривается инспекцией. Поэтому ссылка Инспекции на протокол, предполагающий ЗБС на пласты ЮС1, ЮСо, БС12, является необоснованной и не подтверждает, что произведенные Обществом ЗБС на скважинах №№1077, 346, 352, 1079, 1017 были предусмотрены проектом для повышения технико-экономических показателей по добыче нефти на Западно-Асомкинском месторождении.

Отвечая на вопрос №5 «Является ли причиной проведения работ по зарезке бокового ствола на рассматриваемых скважинах предельная обводненность пластов, образовавшаяся в результате прорыва пластовых вод?» эксперты отметили следующее. «Вода прорвалась в скважину, но не вся нефть, находящаяся в пласте, была вытеснена. Таким образом, водонасыщенность продуктивного пласта (обводненность пласта) на момент забуривания бокового ствола не могла стать причиной проведения таких видов работ. Основными причинами проведения работ по ЗБС на скважинах является предельная обводненность скважины и низкие дебиты по нефти».

Таким образом, экспертизой сделан вывод, что причиной проведения работ по ЗБС на скважинах было обводнение скважины в результате прорыва к ней пластовой воды.

Исходя из строительных норм и правил (ГЭСН 81-02-04-2001), характеристиками скважины являются: е? глубина, количество и диаметр обсадных труб.

В силу этого максимальная пропускная способность скважины определяется диаметром эксплуатационной колонны скважины (обсадной трубы), в связи с чем заявитель пришел к правомерному выводу о том, что чем больше диаметр эксплуатационной колонны, тем выше может быть дебит нефти.

Однако несмотря на конструктивное изменение скважины, сами по себе работы по ЗБС не приводят ни к увеличению диаметра обсадной колонны скважины. В ходе проведенных Обществом работ замены эксплуатационной колонны не производилось, а пропускная способность эксплуатационной колонны не увеличилась, а уменьшилась.

Как видно из актов выполненных работ (л.д. 18-21, 24-26, 29-31, 34-36, 38-41, 43-47, 48-53, 54-58, 59-63, 64-68, 69-74, 75-79, 80-85, 86-90, 91-96, 97-102 т. 6) до ремонта диаметр эксплуатационных колонн скважин составлял 146 мм (по скважине 1017 – 168 мм).

После ремонта скважин в пробуренные боковые стволы были спущены хвостовики эксплуатационной колонны диаметром 101,6 мм, что уменьшило пропускную способность скважин в целом.

Письмо Ростехнадзора от 14.01.2010г. №07-00-05/71 также подтверждает, что в соответствии с действующими нормативными документами Ростехнадзор считает работы по забуриванию боковых стволов (без полной замены эксплуатационной колонны с увеличением ее диаметра) капитальном ремонтом скважин (л.д. 31 т. 3).

Целью проведения работ по ЗБС является изменение направления ствола скважины. Это позволяет восстановить работоспособность добывающей скважины, такой вид работ предусмотрен Классификатором ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01: «Вид работ по капитальному ремонту скважин: Зарезка бокового ствола или продолжение ствола скважины с переходом на горизонтальный участок в преждевременно обводненной или в низкопродуктивной скважинах. Технико-технологические требования к сдаче: Выполнение запланированных работ. Проходка горизонтального ствола в пределах зоны с запасами нефти, отведенными для ВС и НС. Получение притока нефти и увеличение ее дебита. Снижение или прекращение водопритока в скважину».

Утверждение инспекции о том, что критерием реконструкции является переход на другой пласт, является несостоятельным. Переход на другой пласт не является критерием реконструкции ни согласно ст. 257 НК РФ, такой критерий отсутствует и в Постановлении Президиума ВАС РФ №11495/10, и в ведомственных нормативных актах, поскольку недропользователем эксплуатируется месторождение в целом.

В проведенных работах по зарезке боковых стволов на скважинах №№1017,1077,1079, 346, 352 Западно-Асомкинского месторождения отсутствуют иные признаки реконструкции, указанные в п.2 ст.257 НК РФ, в соответствии с которой реконструкцией признается переустройство объекта основного средства со следующими признаками:

- переустройство должно быть связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей;

- переустройство осуществляется по проекту реконструкции

- переустройство выполняется в целях улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

При этом, для признания выполненных работ реконструкцией основных средств, необходимо одновременное наличие всех четырех признаков, установленных п. 2 ст. 257 НК РФ (включая производственную мощность).

Суд считает обоснованными доводы заявителя о том, что определение налоговым органом понятия «реконструкция» по п.14.ст.1 Градостроительного кодекса РФ в оспариваемом Решении является ошибочным, поскольку в силу п.1 ст.11 Налогового кодекса РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства РФ, используемые в Налоговом кодексе, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено Налоговым кодексом.

Так как в п.2 ст.257 Налогового кодекса РФ дано определение понятию «реконструкция», то именно оно и должно применяться для целей налогообложения.

Как следует из представленных в материалы дела доказательств, в рассматриваемом случае имеется только один из признаков реконструкции по п. 2 ст. 257 НК РФ, а именно, переустройство основных средств (скважин), поскольку в результате выполнения работ по зарезке боковых стволов скважины оказались устроенными по иному, а именно: в скважинах появился цементный мост и боковой ствол, остальные признаки отсутствуют.

Довод налогового органа о том, что Обществом произведена достройка скважины дополнительным боковым стволом с установкой дополнительного оборудования, является несостоятельным, поскольку достройка определена в Налоговом кодексе РФ отдельно и к реконструкции не имеет никакого отношения. Как указывает сам налоговый орган в решении и не оспаривается Обществом, в результате ЗБС происходит переустройство скважины, а не ее достройка.

Работы по зарезке боковых стволов на спорных скважинах не были связаны с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей (ТЭП), т.к. боковой ствол не позволяет достичь скважине е? первоначальной мощности (дебита), а только уменьшает интенсивность падения дебита и обводнения добываемой жидкости.

Применительно к процессу добычи нефти под совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей, понимается комплекс организационно-технических мероприятий, приводящих к росту прибыли, получаемой нефтедобывающим предприятием при выполнении проектных технико-экономических показателей и достижении утвержденного значения коэффициента извлечения нефти (КИН) (обеспечение добычи в соответствии с проектом разработки с наибольшим коэффициентом извлечения нефти с наименьшими затратами).

Проектный уровень добычи нефти по Западно-Асомкинскому месторождению на 2008г. установлен в Технологической схеме разработки Западно-Асомкинского месторождения от 21.12.2007г., согласованной Федеральным агентством по недропользованию Министерства природных ресурсов РФ письмом от 30.05.2008г. №ПС-03-31/4275. Он составляет 1593, 1 тыс. т/год (стр. 17) (л.д. 33 т. 14).

Фактическое количество добытой нефти по Западно-Асомкинскому месторождению за 2008г. зафиксировано в отчетной форме 6-ГР за 2008г. и составляет 1113 тыс. т нефти (л.д. 36 т. 14).

Таким образом, проектный уровень добычи нефти в 2008г. не только не был превышен за счет ЗБС, но и вообще не был достигнут, что свидетельствует об отсутствии повышения технико-экономических показателей производства в результате проведенных ЗБС.

Критерий, установленный п. 2 ст. 257 НК РФ для реконструкции, не соблюден, а зарезка боковых стволов скважин, находящихся на этих месторождениях, не привела к достижению заданных проектом разработки месторождения уровней добычи нефти.

Программы работ на капитальный ремонт указанных скважин методом забуривания бокового ствола (л.д. 1-35, 45-78, 87-123 т. 4, л.д. 1-30, 40-74 т. 5), не являются проектной документацией на реконструкцию, так как не содержат данных, необходимых для признания их таковыми.

Пункты 4.1.1 и 4.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматривают, что работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком, а реконструкция скважин, связанная с необходимостью проводки нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и е? назначения, должна производиться по проектной документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматривают требования к содержанию планов работ (при капитальном ремонте - п.4.3.3) и рабочих проектов (при реконструкции – п.4.3.5) при выполнении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов.

Разработка проектной документации производится на основании задания на проектирование, выдаваемое пользователем недр (заказчиком) проектной организации (п.1.3.3 ПБ 08-624-03). Разработанная проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности в соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности ПБ 03-246-98 (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.1998 № 64). Экспертизу промышленной безопасности проводят организации, имеющие лицензии на проведение указанной экспертизы (п.1.3.4 ПБ 08-624-03). Проектная документация утверждается недропользователем (заказчиком). Наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Госгортехнадзором России или его территориальным органом, является обязательным условием утверждения проектной документации (п.1.3.5 ПБ 08-624-03).

В рассматриваемом случае Программы работ составлены в соответствии с п.4.3.3 ПБ 08-624-03, следовательно, не являются проектной документацией на реконструкцию. В связи с чем, указанные документы не подлежат экспертизе промышленной безопасности в соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности и на указанную экспертизу налогоплательщиком не направлялись.

Выполнение работ по зарезке второго (бокового) ствола с горизонтальным окончанием в продуктивном горизонте и углублением на другой пласт проводилось на основании договора об оказании операторских услуг от 01.07.2006 г. № 2-07/06/12ЮИ, заключенным с ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», с привлечением подрядной организации ООО «Мегион-Сервис» по рамочному договору от 01.01.2007 г. №97 НК-р.

Предмет договора с ООО «Мегион-Сервис» (л.д. 108-147 т. 3) и акты о приемке выполненных работ (л.д. 17-102 т. 6) также подтверждают, что Общество осуществляло именно капитальный ремонт скважин.

Работы по зарезке боковых стволов, в результате которых произошло переустройство скважин, не могли производиться с целью улучшения качества и изменения номенклатуры продукции скважины.

К скважине невозможно применение таких понятий как «изменение номенклатуры продукции» и «улучшения качества», поскольку скважина продукции не выпускает, а продукцией Общества является нефть, соответствующая ГОСТ Р 51858-2002, а не водогазонефтяная жидкость, извлекаемая из скважины.

Кроме этого, целью выполнения работ по зарезке бокового ствола являлось восстановление доступа к остаточным извлекаемым запасам и их более эффективная выработка, а не улучшение качества добываемой продукции и изменение ее номенклатуры.

В Постановлении № 11495/10 от 01.02.2011 Президиум ВАС РФ указал, что «Работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом»

Экспертизой, назначенной по настоящему делу, при ответе на вопрос №2 было установлено, что «… скважины №1017, 1079 и 352 были обводнены, а скважины № 1077 и 346 имели обводненность 83% и 37%, что позволяло бы их эксплуатировать до достижения обводненности свыше 96%» (л.д. 94 т.16).

Однако из карточки скважины № 1077 (т.13) следует, что данная скважина до проведения работ по ЗБС имела обводненность не 83%, как указано в экспертном заключении, а более 96 процентов, то есть имела предельную обводненность.

Кроме того, доводы налогоплательщика о том, что работы по зарезке боковых стволов на скважинах Общества проводились в связи с предельной обводненностью скважин, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, подтверждаются следующим.

В материалах дела находится документы по скважине №1077 Западно-Асомкинского месторождения, в которых указан состав воды, в том числе концентрация хлора – 320-340 мг-экв/л (по состоянию на 02.12.2007г., 22.06.2008г.).

Содержание хлора подтверждено Выпиской из журнала учета лабораторных анализов Западно-Асомкинского месторождения НГП-5 (л.д. 37 т. 14).

Сравнение состава воды (концентрации хлора) перед ее остановкой в связи с обводненностью, с данными по химическому составу пластовых вод, свидетельствует о том, что причиной обводненности скважины №1077 Западно-Асомкинского месторождения явились пластовые воды.

Кроме того, обводненность продукции добываемой из скважины №1077 до ЗБС не является следствием нормированной закачки воды в нагнетательные скважины. Залежь района скв.№1077 Сортымской площади Западно-Асомкинского месторождения разрабатывается на естественном режиме без поддержания пластового давления (выкопировка из карты состояния разработки на 01.03.2008г.) (л.д. 57 т. 14).

Аналогичные документы представлены и по скважинам:

- № 1079 Западно-Асомкинского месторождения: концентрация хлора согласно выписке из журнала учета лабораторных анализов 390-420 мг/экв*л. (по состоянию на 30.04.2008г., 05.05.2008г.). Содержание хлора подтверждено Выпиской из журнала учета лабораторных анализов Западно-Асомкинского месторождения НГП-5 (л.д. 37 т. 14). Также представлен проектный документ: Гидрогеологическое обоснование и проект утилизации подтоварных вод в апт-альбские отложения и пласты БС10 и БС11 Западно-Асомкинского месторождения, в котором указана концентрация хлора в воде Западно-Асомкинского месторождения – 187,5 мг-экв/л (л.д. 54 т. 14). Сравнение состава воды (концентрации хлора) перед ее остановкой в связи с обводненностью, с данными по химическому составу пластовых вод, свидетельствует о том, что причиной обводненности скважины №1079 Западно-Асомкинского месторождения явились пластовые воды. Кроме того, обводненность продукции добываемой из скважины №1079 до ЗБС не является следствием нормированной закачки воды в нагнетательные скважины. Залежь района скв.№1079 Сортымской площади Западно-Асомкинского месторождения разрабатывается на естественном режиме без поддержания пластового давления (выкопировка из карты состояния разработки на 01.03.2008г.) (л.д. 57 т. 14).

- № 352 Западно-Асомкинского месторождения: концентрация хлора согласно выписке из журнала учета лабораторных анализов 210-360 мг/экв*л. (по состоянию на 08.08.2006г., 02.07.2007г., 08.09.2007г.). Содержание хлора подтверждено Выпиской из журнала учета лабораторных анализов Западно-Асомкинского месторождения НГП-5 (л.д. 37 т. 14). Также представлен проектный документ:

- Гидрогеологическое обоснование и проект утилизации подтоварных вод в апт-альбские отложения и пласты БС10 и БС11 Западно-Асомкинского месторождения, в котором указана концентрация хлора в воде Западно-Асомкинского месторождения – 187,5 мг-экв/л (л.д. 54 т. 14). При этом содержание хлора в закачиваемой через нагнетательную скважину №349 воде – 240 мг/экв*л (л.д. 38 т. 14) Сравнение состава воды (концентрации хлора) перед ее остановкой в связи с обводненностью, с данными по химическому составу пластовых вод, свидетельствует о том, что причиной обводненности скважины №352 Западно-Асомкинского месторождения явились пластовые воды.

- № 346 Западно-Асомкинского месторождения: концентрация хлора согласно выписке из журнала учета лабораторных анализов 150-190 мг/экв*л. (по состоянию на 13.08.2006г., 26.08.2006г., 08.04.2008г.). Содержание хлора подтверждено Выпиской из журнала учета лабораторных анализов Западно-Асомкинского месторождения НГП-5 (л.д. 37 т. 14). Также представлен проектный документ: Гидрогеологическое обоснование и проект утилизации подтоварных вод в апт-альбские отложения и пласты БС10 и БС11 Западно-Асомкинского месторождения, в котором указана концентрация хлора в воде Западно-Асомкинского месторождения – 187,5 мг-экв/л (л.д. 54 т. 14). При этом содержание хлора в закачиваемой через нагнетательную скважину №349 воде – 240 мг/экв*л (л.д. 38 т. 14) Сравнение состава воды (концентрации хлора) перед ее остановкой в связи с обводненностью, с данными по химическому составу пластовых вод, свидетельствует о том, что причиной обводненности скважины №346 Западно-Асомкинского месторождения явились пластовые воды.

№ 1017 Западно-Асомкинского месторождения: концентрация хлора согласно выписке из журнала учета лабораторных анализов 160-170 мг/экв*л. (по состоянию на 21.02.2004г., 03.03.2004г.). Содержание хлора подтверждено Выпиской из журнала учета лабораторных анализов Западно-Асомкинского месторождения НГП-5 (л.д. 37 т. 14).

Также представлен проектный документ: Гидрогеологическое обоснование и проект утилизации подтоварных вод в апт-альбские отложения и пласты БС10 и БС11 Западно-Асомкинского месторождения, в котором указана концентрация хлора в воде Западно-Асомкинского месторождения – 148 мг-экв/л (л.д. 54 т. 14). При этом скважина не имела гидродинамической связи с нагнетательными скважинами. Сравнение состава воды (концентрации хлора) перед ее остановкой в связи с обводненностью, с данными по химическому составу пластовых вод, свидетельствует о том, что причиной обводненности скважины №1017 Западно-Асомкинского месторождения явились пластовые воды.

При проведении экспертизы по вопросу №3 «Какими причинами была вызвана обводн?нность указанных скважин» эксперты ответили, что «…причиной обводнения скважин №1017, 1077, 1079, 346 и 352 явилось естественное поступление пластовой воды из продуктивного нефтяного пласта в процессе разработки».

Таким образом, обводненность пласта на всех пяти скважинах возникла в результате прорыва пластовых вод, то есть по причине, не зависящей от недропользователя.

По мнению же Президиума ВАС РФ, изложенном в Постановлении № 11495/10 от 01.02.2011, работы, проведенные в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой. Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80 - 90% от общего содержания солей).

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно).

Прорыв пластовых вод представляет собой преждевременное поступление пластовой воды (опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям) к забою добывающей скважины. При этом величина эффективной проницаемости породы зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80 - 90% движение нефти практически прекращается и фильтруется только вода.

Это подтверждено также экспертами в заключении по настоящему делу: «Увеличение водонасыщенности до 50-60%, например, влечет за собой прогрессирующий рост количества воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. Эта вода по проницаемым зонам прорывается в добывающие скважины, непрерывно увеличивая обводненность скважинной продукции. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды».

Таким образом, прорыв пластовых вод приводит к деформации границы раздела фаз, полностью обводняет скважину, и, как следствие, выводит ее из эксплуатации.

В связи с тем, что работы по зарезке боковых стволов на спорных скважинах производились в связи с предельной обводненностью, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, данные работы являются капитальным ремонтом, поскольку в указанном выше Постановлении Президиум ВАС разъяснил, что «Содержащиеся в настоящем постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации толкование правовых норм является общеобязательным и подлежит применению при рассмотрении арбитражными судами аналогичных дел».

Ссылка инспекции на существование напорных режимов, которые поддерживаются искусственно путем нагнетания воды, несостоятельна, поскольку из материалов дела следует, что скважины №1077 и 1079 эксплуатировали Сортымскую залежь Западно-Асомкинского месторождения в безнапорном естественном режиме. Вследствие этого обводнение указанных скважин не могло произойти вследствие закачки воды в эксплуатируемый пласт, а произошло по естественной причине, не зависящей от недропользователя.

Ссылка налогового органа в пояснениях от 18.04.2011г. №52-04-10/07813 на то обстоятельство, что в актах на перевод скважин с одного горизонта на другой в качестве причины указано обводнение контурными и нагнетаемыми водами, является несостоятельной.

Из указанных актов не видно, на основании каких документов (например, заключений по геофизическим исследованиям, данным по химическому анализу и др.) сделан вывод об обводнении скважин нагнетаемыми водами. Более того, как указывало Общество в своих консолидированных пояснениях от 16.05.2011г. скважины №1077 и 1079 эксплуатировали Сортымскую залежь Западно-Асомкинского месторождения без нагнетания воды через систему поддержания пластового давления, что исключает обводнение этих скважин нагнетаемыми водами и ставит под сомнение достоверность указанных в актах по этим скважинам причин обводнения.

Ссылка налогового органа на перевод скважины №346 на другой пласт вследствие истощения запасов нефти также является несостоятельной, поскольку представленными Обществом документами по химическому составу пластовой воды из указанной скважины подтверждается прорыв пластовых вод. Истощение же запасов нефти на месторождении отсутствует, на что указало Общество в консолидированных пояснениях от 16.05.2011г., из которых следует, что в 2008г. выработанность запасов нефти Западно-Асомкинского месторождения составляла 31%, что не позволяет говорить об истощении запасов нефти.

Таким образом, причины перевода на другой пласт, указанные в соответствующих актах, являются формальными и не соответствуют фактическим обстоятельствам, подтвержденным представленным Обществом документами.

Ссылка налогового органа на Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-110-01, как основание установления причин обводнения конкретных скважин Общества, т.е. фактических обстоятельств дела, является необоснованной, поскольку согласно ст. 64 АПК РФ доказательствами по делу являются сведения о фактах, на основании которых арбитражный суд устанавливает наличие или отсутствие обстоятельств, а не нормативные акты, на которые ссылается налоговый орган.

Следует также учитывать, что обводнение контурными водами, по смыслу правовой позиции Президиума ВАС РФ и складывающейся судебной практики, является естественной причиной, не зависящей от недропользователя, что позволяет квалифицировать ЗБС на таких скважинах как ремонтные работы.

Президиум ВАС РФ в Постановлении от 01.02.2011г. №11495/10 указал, что «.. следует отнести к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения (раздел 3.4 Правил разработки месторождений)».

Таким образом, в силу правовой позиции ВАС РФ, к реконструкции относятся такие буровые работы, которые проводятся в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении. Следовательно, для квалификации работ по ЗБС на скважинах в качестве реконструкции необходимо установить, являются ли запасы нефти на месторождении истощенными или нет.

В Налоговом Кодексе не используется понятие истощения запасов, вместо него применяется понятие «выработанности» запасов нефти.

Налоговым законодательством предусмотрена льгота, которая применяется в механизме НДПИ в виде коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов нефти.

Так, в пункте 2 статьи 342 НК РФ указано, что в отношении добываемой нефти, установленная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).

В указанном пункте закреплено, что степень выработанности запасов конкретного участка недр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) на начальные извлекаемые запасы нефти.

Согласно отчетной форме 6-ГР за 2008г. (Баланс запасов нефти), степень выработанности запасов Западно-Асомкинского месторождения составила в 2008г. 31,3% (л.д. 29-36 т. 14).

Следовательно, по ст. 342 НК РФ Западно-Асомкинское месторождение не является выработанным, а работы по ЗБС на скважинах проводились в связи с прорывом пластовых вод, приведших к преждевременному обводнению скважин.

В соответствии с вышеуказанной позицией Президиума ВАС РФ работы по ЗБС на скважинах №1077, 1079, 346, 352, 1017 Западно-Асомкинского лицензионного участка не могут быть квалифицированы как реконструкция.

Ответ эксперта на вопрос №4 «Является ли причиной для проведения работ по зарезке бокового ствола на рассматриваемых скважинах естественное истощение запасов нефти на месторождении, возникшее, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты в соответствии с проектом (технической схемой) разработки месторождения?» нельзя признать корректным по следующим причинам.

В ответе эксперты отметили, что «Основной целью бурения боковых стволов является доизвлечение остаточной нефти из непромытых слабодренируемых зон пласта с существующими извлекаемыми запасами нефти».

Таким образом, ответ экспертизы не соотносится с мотивировкой такого вывода. Если месторождение является истощенным, у него не может быть извлекаемых запасов нефти в слабодренируемых непромытых участках пласта. В силу правовой позиции Президиума ВАС естественное истощение возникает в результате закачки воды в пласты, т.е. промытия пластов. В настоящем деле эксперты подтвердили, что в эксплуатируемом пласте имелись не извлеч?нные запасы нефти в непромытых пластах, значит причиной проведения работ по ЗБС не могло быть естественное истощение запасов.

Доводы налогового органа о том, что работы по ЗБС проводились на бездействующих скважинах, вследствие чего их необходимо отнести к реконструкции согласно позиции Президиума ВАС РФ, являются несостоятельными.

Президиум ВАС РФ, отнеся работы по ЗБС в бездействующих скважинах к реконструкции, отметил в Постановлении № 11495/10, что из содержания пункта 4.1.2 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности усматривается, что забуривание новых (боковых) стволов производится в случае восстановления бездействующего фонда скважин, в том числе законсервированных или ранее ликвидированных по техническим или иным причинам, с целью вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья.

При этом в отношении бездействующих скважин, по смыслу постановления от 1 февраля 2011 года № 11495/10, Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации имеет в виду не любые бездействующие скважины, а исключительно ранее ликвидированные или законсервированные скважины.

В названном постановлении прямо указано на работы по восстановлению бездействующего фонда скважин в отношении ранее ликвидированных или законсервированных скважин на основании Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 № 69.

В соответствии с пунктом 104 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 6 июня 2003 года № 71, эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.

Таким образом: бездействующие скважины, наряду с действующими и находящимися в освоении скважинами, включаются в эксплуатационный фонд скважин;

законсервированные и ликвидированные скважины в эксплуатационном фонде скважин не учитываются, что подчеркивает их особый правовой статус; подразделение скважин на действующие и бездействующие построено исключительно на "временном критерии":

если скважина не работает в течение календарного месяца она включается в число бездействующих вне зависимости от причин простоя; если скважина работает хотя бы один день календарного месяца, она учитывается в числе действующих.

Между тем, критерий времени простоя основного средства не является условием признания работ в качестве реконструкции ни исходя из определения реконструкции, данного в пункте 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, ни исходя из правовой позиции, выраженной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года № 11495/10. Разграничение капитального ремонта и реконструкции согласно данной правовой позиции, как уже отмечалось, построено на изучении причин простоя скважины, но не времени ее простоя.

Данный вывод подтверждается также экспертным заключением по настоящему делу, где, отвечая на вопрос №6, эксперты указали, что «Срок, прошедший от остановки скважины до даты фактического проведения работ по зарезке бокового ствола скважины, не имеет значения для квалификации работ по зарезке бокового ствола (ремонт или реконструкция), так как отраслевые нормативные акты… не устанавливают срок, прошедший от остановки скважины до даты фактического проведения работ по зарезке бокового ствола скважины, в качестве критерия отнесения работ по зарезке бокового ствола к ремонту нефтяных скважин или их реконструкции».

В отношении конкретных скважин, на бездействие которых указывает инспекция в своих пояснениях, заявитель пояснил следующее.

Скважина №352 не находилась в бездействии до зарезки бокового ствола. Из эксплуатационной карточки скважины видно, что она бездействовала в период с января 2008г. Это объясняется тем фактом, что с 30.12.2007г. по 16.01.2008г. на скважине велись работы по исследованию и подготовке скважины к зарезке бокового ствола, которые требовали остановки скважины (подъем ЭЦН, промывка скважины, вырезка окна в эксплуатационной колонне). Эти работы не могут выполняться на работающей скважине, поэтому в период с января по июнь 2008г. скважина находилась в ремонте и не добывала нефть.

Скважина №1077 ожидала ремонта и поэтому была остановлена в июле 2008г. для ремонта, который начался в августе 2008г. Тот факт, что работы по ремонту не начались в месяце остановки скважины, не означает, что работы по ЗБС данной скважины следует отнести к реконструкции. Начало работ в следующем месяце обусловлено графиком движения бригад КРС.

Скважина №1017 в результате прорыва пластовых вод была остановлена в мае 2004г., затем для сохранения эксплуатационного фонда скважин переведена в нагнетательные, работала в качестве нагнетательной для поддержания пластового давления. Согласно п. 104 Правил охраны недр ПБ 07-601-03, утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003г. №71, и нагнетательные и добывающие скважины относятся к эксплуатационному фонду. Это связано с тем, что нагнетательная скважина фактически работает в реверсном режиме, т.е. не выкачивает жидкость из пласта, а закачивает ее туда при помощи того же насоса. Следовательно , перевод скважины из нагнетательных в добывающие не является сменой назначения скважины, которая относится к эксплуатационному фонду. Период ожидания ремонта по данной скважине не имеет значения по вышеуказанным причинам.

Скважина №346 согласно данным эксплуатационной карточки в бездействии не находилась.

Ссылка налогового органа на определение ВАС РФ от 18.04.2010г. №ВАС-18597 в подтверждении позиции по бездействующим скважинам является несостоятельной, поскольку определения ВАС правовой позиции Президиума не выражают. Правовая позиция по вопросу об отнесении расходов на зарезку боковых стволов скважин выражена Президиумом в Постановлении от 01.02.2011г. №11495/10, по смыслу и содержанию которого видно, что ВАС имел в виду не все бездействующие скважины, а только те, которые бездействуют по причине консервации или ликвидации. Кроме того, из содержания определения не видно, исследовал ли суд, являлись ли спорные бездействующие скважины ликвидированными или законсервированными.

Кроме того, законодательство о налогах и сборах, а именно ст. 260 НК РФ, не ставит право налогоплательщика на отнесение расходов по ремонту основных средств в зависимость от периода, в котором проводится ремонт, в месяце остановки скважины или непосредственно после него.

Также налоговый орган ссылается на то, что поскольку на скважинах Общества не производились ремонтно-изоляционные работы (РИР), то зарезку боковых стволов этих скважин следует признать реконструкцией.

Однако такое утверждение инспекции противоречит как п. 2 ст.257 НК РФ, так и правовой позиции Президиума ВАС РФ, выраженной в Постановлении от 01.02.2011г. №11495/10.

Так, п. 2 ст. 257 НК РФ не ставит в зависимость признание какого-либо переустройства реконструкцией от тех работ, которые проводились/не проводились до переустройства. Статья содержит исчерпывающий перечень признаков реконструкции, расширять который инспекция не вправе.

Президиум ВАС РФ в указанном постановлении лишь процитировал Классификатор ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утвержденного приказом Минэнерго России от 22.10.2001 № 297, в котором указано на необходимость проведения ремонта скважины посредством зарезки бокового ствола, в случае, если РИР не дали результата.

При этом критерии, которые позволяют разграничить ремонт и реконструкцию скважины, содержатся в другой части Постановления и в них отсутствует такой критерий, как проведение/не проведение РИР до зарезки бокового ствола.

Следует также учитывать, что в Постановлении Президиума содержится указание при оценке схожих ситуаций использовать норму ст. 257 НК РФ, а не подзаконные акты, в том числе Классификатор ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01.

В экспертном заключении указано, что «…выбор той или иной технологии по изоляции поступающей воды в скважину зависит от технико-экономической эффективности и определяется специалистами нефтедобывающего предприятия. Таким образом, на скважинах № 1017, 1077, 1079, 346 и 352 могли быть использованы ремонтно-изоляционные технологии с целью снижения обводненности продукции».

Таким образом, эксперты указывают, что выбор технологии снижения обводненности скважины – прерогатива недропользователя.

Заявитель пояснил, что Обществом ремонтно-изоляционные работы в целях снижения обводненности скважин не проводятся, поскольку это не приводит к достижению нужного результата

В экспертном заключении эксперты не указали, насколько может быть снижена обводненность конкретных скважин путем проведения ремонтно-изоляционных работ и можно ли достичь путем их проведения достижения такого уровня обводненности, который не препятствовал бы нормальной эксплуатации скважины.

Довод отзыва (п. 2) о том, что Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 относят ЗБС к реконструкции, противоречит буквальному содержанию нормативного акта.

Указанные Инспекцией в отзыве положения п. 4.7. лишь регламентируют правила безопасности проведения работ по реконструкции, в том числе по реконструкции скважины путем зарезки бокового ствола, но не исключают отнесение работ по зарезке к капитальному ремонту.

Инспекция указывает на то, что из содержания Правил безопасности следует, что виды работ, относящиеся к ремонту скважин, установлены п. 4.1.1. Правил, а не п. 4.7.

Согласно п. 4.1.1. переход на другой горизонт, забуривание новых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным проложением относятся к капитальному ремонту скважин.

К реконструкции проводка нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.)

В соответствии с п. 2 Временной классификации скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, скважины подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково-оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные.

Скважины №№1077,1079, 346,352, 1017 относились к одной категории – эксплуатационной и их назначением являлась добыча нефти Западно-Асомкинского месторождения.

После проведения зарезок боковых стволов назначение скважин №№1017, 1077, 1079, 346, 352 не изменилось – они остались эксплуатационными по добыче нефти того же месторождения.

В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 выполненные Обществом работы по бурению бокового ствола без последующего изменения назначения скважин относятся к капитальному ремонту скважин.

Таким образом, исследовав представленные сторонами в материалы дела доказательства на предмет отнесения проведенных Обществом работ по зарезке боковых стволов к реконструкции или капитальному ремонту по критериям, установленным Постановлением Президиума ВАС РФ от 01.02.2011г. №11495/10, суд установил, что:

- в результате зарезки боковых стволов по части скважин (№№ 1017, 1077, 352) дебит нефти увеличился, по остальным - уменьшился или остался на прежнем уровне;

- скважины ремонтировались не в связи с авариями, не являлись бездействующими или ликвидированными;

- скважины №№ 1017, 1079, 1077 и 352 были предельно обводнены (скважина №346 имела малую обводненность, но на ней не было увеличения объема добываемой нефти после проведения спорных работ);

- по все скважинам обводненность была естественной, что подтверждается и экспертами;

- основными причинами проведения работ по ЗГБС на скважинах является
предельная обводненность скважины и низкие дебиты нефти.

На основании изложенных обстоятельств суд пришел к выводу, что проведение работ по зарезке боковых стволов ни на одной из скважин не отвечает критериям реконструкции, приведенным в Постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011г. №11495/10, в совокупности всех признаков.

Налоговым органом не доказана, а судом не установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины, ее техническими характеристиками и повышением нефтедобычи.

Учитывая все вышеизложенные доводы, затраты на зарезку боковых стволов в скважинах правомерно включены Обществом в состав прочих расходов, учитываемых в целях налогообложения, как расходы на ремонт основных средств в соответствии с положениями п. 1 ст. 260 НК РФ, а доначисление налога на прибыль за 2008 г. в размере 25 799 183 руб. неправомерно.

Доводы заявителя о неправильном определении базы для доначисления налога на прибыль за 2008г., необходимости учета суммы амортизации, начисляемой в проверяемый период на увеличенную стоимость скважин, 10%-ой амортизационной премии и суммы налога на имущество в качестве расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль проверяемого периода, налоговым органом признаны правомерными.

Налоговый орган лишь возражает относительно уменьшения налоговой базы по налогу на прибыль на суммы налога на имущество, доначисленных за 2008 год, поскольку доначисление налога на имущество организаций за 2008 год относится к расходам, уменьшающим доходы при исчислении налога на прибыль организаций за 2009 год. Налоговый орган представил контррасчет налога на прибыль, исключив из расчета заявителя сумму налога на имущество за 2008 год.

Учитывая, что судом признается незаконным доначисление налога на прибыль по данному эпизоду в полном объеме, суд считает, что доводы сторон о правомерности произведенных расчетов не подлежат оценке судом как не имеющие правового значения для разрешения настоящего спора.

По пункту 2.1. Решения

Налоговый орган указывает на то, что Общество неправомерно предъявило к вычету сумму 275 727 руб. налога на добавленную стоимость, уплаченного подрядным организациям за демонтаж объектов основных средств (13-ти водозаборных скважин), что привело к неполной уплате НДС в указанном размере.

Доводы инспекции судом не принимаются по следующим основаниям.

Согласно п.1 и п.2 ст.171 НК РФ налогоплательщик имеет право уменьшить общую сумму налога, исчисленную в соответствии со ст.166 НК РФ, на установленные ст.171 НК РФ налоговые вычеты. Вычетам подлежат суммы налога, предъявленные налогоплательщику при приобретении товаров (работ, услуг) в отношении товаров (работ, услуг), а также имущественных прав, приобретаемых для осуществления операций, признаваемых объектами налогообложения в соответствии с главой 21 НК РФ.

Спорные водозаборные скважины, находящиеся на территории кустовых площадок №1, 2, 5, 10 Западно – Асомкинского лицензионного участка, в соответствии с Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ и п.99 «Правил охраны недр», относятся к специальным скважинам и были пробурены с целью добычи пресных подземных вод для технологического и производственного водоснабжения (а также для поддержания пластового давления при разработке нефтяного месторождения), что подтверждает прямую производственную направленность скважин и не оспаривается налоговым органом.

Предписанием Управления Росприроднадзора по ХМАО-Югра № 33-ГК/22 от 07.12.2007г. Обществу было предписано в срок до 01.10.2008г. провести работы по ликвидации водозаборных артезианских скважин Западно – Асомкинского лицензионного участка (лицензия ХМН 00597 ВЭ) в соответствии со ст.22 Федерального закона от 21 февраля 1992 года N 2395-1 «О недрах» (далее – Закон).

Согласно Закону пользователь недр обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, а также обеспечить сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях.

Следовательно, ликвидация водозаборных скважин – необходимая составляющая производственного процесса, что инспекцией не оспаривается. Недостатков по счетам-фактурам инспекцией не выявлено.

Бурение указанных скважин, их использование, а также последующая их ликвидация являлись необходимыми условиями разработки названного месторождения. Не проведя эти работы, общество не смогло бы осуществлять добычу и реализацию нефти.

Таким образом, работы по ликвидации выполнивших свое назначение скважин -необходимая составляющая освоения природных ресурсов. Поэтому выполнение данных работ относится к операциям, признаваемым в соответствии с главой 21 Кодекса объектом обложения налогом на добавленную стоимость.

Следовательно, обществом соблюдены все условия для предъявления к налоговому вычету сумм налога на добавленную стоимость, уплаченных в составе расходов на ликвидацию скважин №№ 3, 4,5,6,6-бис, 7,8, 9В, 10В, 11В, 12В, 14В, 15В.

Изложенная позиция соответствует общеобязательному толкованию норм законодательства о налогах и сборах по схожим ситуациям, данному Высшим Арбитражным Судом РФ в Постановлении от 20.04.2010г. №17969/09.

При таких обстоятельствах, суд апелляционной инстанции считает, что анализ представленных в деле доказательств подтверждает правомерность вывода суда первой инстанции о том, что требования заявителя обоснованны и подлежат удовлетворению.

Суд апелляционной инстанции считает, что судом первой инстанции выяснены все обстоятельства дела, правильно оценены доводы заявителя и заинтересованного лица и вынесено законное и обоснованное решение, в связи с чем апелляционная жалоба не подлежит удовлетворению.

Доводы апелляционной жалобы не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены или изменения обжалуемого решения суда первой инстанции.

Поскольку в силу п.п. 1.1 п. 1 ст. 333.37 НК РФ (в редакции Федерального закона от 25.12.2008 г. № 281-ФЗ) налоговые органы, выступающие по делам, рассматриваемым в арбитражных судах, в качестве истцов или ответчиков, освобождаются от уплаты государственной пошлины, то государственная пошлина по апелляционной жалобе взысканию не подлежит.

Руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266, 267, 268, 269, 271 АПК РФ, арбитражный суд

П О С Т А Н О В И Л:

решение Арбитражного суда г. Москвы от 22.02.2012 г. по делу № А40-143259/10-129-570 оставить без изменения, а апелляционную жалобу – без удовлетворения.

Постановление вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральный арбитражный суд Московского округа.

Председательствующий: С.Н. Крекотнев

Судьи: Н.О. Окулова

Р.Г. Нагаев

Телефон справочной службы суда – 8 (495) 987-28-00.