Гражданский кодекс часть 1

по заявлению Открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» (дата регистрации – 13.01.1995; 450008, <...>; ОГРН <***>; ИНН <***>) (далее – общество, ответчик)

к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 (дата регистрации – 23.12.2004; 129223, <...> ВВЦ, стр. 194; ОГРН <***>; ИНН <***>) (далее – инспекция, налоговый орган)

о признании недействительным решения от 17.08.2012 № 52-20-18/1483р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в сумме 14 943 530 руб., налога на имущество организаций в сумме 4 007 882 руб., начисления пени в размере 1 124 580 руб., привлечения к ответственности в виде штрафа в размере 1 508 674 руб.

при участии

от заявителя: ФИО1, дов. от 26.12.2012 № ДОВ/8/641/12, ФИО2, ФИО3, общ. дов. от 24.04.2013 № ДОВ/8/177/13,

от ответчика: ФИО4, дов. от 06.06.2013 № 22, ФИО5, дов. от 14.11.2012 № 71,

УСТАНОВИЛ:

С учетом уточнения заявления в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации заявитель просит признать недействительным решение инспекции от 17.08.2012 № 52-20-18/1483р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в сумме 14 943 530 руб., налога на имущество организаций в сумме 4 007 882 руб., начисления пени в размере 1 124 580 руб., привлечения к ответственности в виде штрафа в размере 1 508 674 руб.В обоснование указал, что в оспариваемой части решение не соответствует фактическим обстоятельствам, Налоговому кодексу Российской Федерации (далее – Кодекс), чем нарушает его права как налогоплательщика, возлагая дополнительные обязанности по уплате налогов, пеней и штрафа.

Инспекция требования не признала, указав, что в ходе проверки были выявлены допущенные обществом нарушения налогового законодательства, поэтому решение инспекции является законным и обоснованным.

Выслушав объяснения представителей сторон, исследовав письменные доказательства, суд установил, что заявление подлежит удовлетворению в части доначисления налога на прибыль организаций, налога на имущество организаций в начисления соответствующих сумм пени и привлечения к ответственности в связи с выводами в пункте 1.1. решения о неправильном определении срока полезного использования основных средств и завышении расходов на амортизационные отчисления (по оспариваемым станкам-качалкам).

В остальной части суд не находит оснований для удовлетворения заявления.

Как следует из материалов дела, инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) по всем налогам и сборам за период с 01.01.2009 по 31.12.2010, а также единого социального налога и страховых взносов на обязательное пенсионное страхование за период с 01.01.2009 по 31.12.2009, по результатам составлен акт от 13.07.2012 № 52-20-18/874а и принято решение от 17.08.2012 № 52-20-18/1483р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения по п. 1 ст. 122 Кодекса в виде штрафа в размере 1 508 674 руб., начислены пени в размере 1 124 580 руб., предложено уплатить недоимку в размере 18 982 366 руб., а также внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета.

В порядке ст. 139 Кодекса общество обжаловало решение инспекции в вышестоящий налоговый орган. Решением ФНС России от 29.11.2012 № СА-4-9/20155@ решение инспекции оставлено без изменения, апелляционная жалоба – без удовлетворения.

В пункте 1.1. решения (п. 2.1.3.1. акта проверки) инспекция пришла к выводу о том, что в нарушение пунктов 1 и 3 статьи 258 Кодекса и постановления Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 № 1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы», общество неправильно определило срок полезного использования таких основных средств как станки-качалки (инвентарные номера 670 853, 670 852, 670 847, 670 845, 670 842, 670 841, 670 838, 670 858, 670 843, 670 825, 670 806, 670 780, 670 762, 670 753), и, соответственно, норму амортизации по ним, что привело к завышению расходов, учитываемых в целях налогообложения прибыли и занижению налога на прибыль на 245 109 руб., в том числе:

- за 2009 год – на 68 417 руб. (не обжалуется налог в сумме 612 руб., доначисленный в отношении объекта основных средств железнодорожные пути);

- за 2010 год – на 176 692 руб.

В пункте 2.1. решения (п.2.4.1. акта проверки) по этим же основаниям инспекция доначислила обществу налог на имущество, указав, что в нарушение п. 1 ст. 375 Кодекса общество неверно определило амортизационную группу станков-качалок и, как следствие, занизило среднегодовую стоимость имущества.

Обосновывая решение в этой части, инспекция сослалась на следующее.

В соответствии с п. 1 статьи 258 Кодекса амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в течение которого объект основных средств или объект нематериальных активов служит для выполнения целей деятельности налогоплательщика. Срок полезного использования определяется налогоплательщиком самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта амортизируемого имущества в соответствии с положениями настоящей статьи и с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством Российской Федерации.

Налогоплательщик вправе увеличить срок полезного использования объекта основных средств после даты ввода его в эксплуатацию в случае, если после реконструкции, модернизации или технического перевооружения такого объекта увеличился срок его полезного использования. При этом увеличение срока полезного использования основных средств может быть осуществлено в пределах сроков, установленных для той амортизационной группы, в которую ранее было включено такое основное средство.

Если в результате реконструкции, модернизации или технического перевооружения объекта основных средств срок его полезного использования не увеличился, налогоплательщик при исчислении амортизации учитывает оставшийся срок полезного использования.

Таким образом, несмотря на самостоятельное определение срока полезного использования, налогоплательщики обязаны также руководствоваться классификатором основных средств, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 № 1. В соответствии с пунктом 1 статьи 258 Кодекса срок полезного использования определяется один раз на дату ввода объекта в эксплуатацию и подлежит изменению только в случаях достройки, дооборудования, модернизации, реконструкции и по иным аналогичным основаниям.

Как следует из актов ввода объектов в эксплуатацию, единственной датой ввода спорных станков-качалок в эксплуатацию является декабрь 2006 года. Документов, свидетельствующих о том, что рассматриваемые объекты были введены в эксплуатацию ранее указанной даты, обществом не представлено. По требованию от 29.03.2012 № 6 обществом представлены инвентаризационные описи основных средств по состоянию на 2006 год, в которых в графе «год выпуска» отражены даты с 1968 года по 1988 год. Налоговый орган считает недоказанным, что именно в указанные даты спорные станки-качалки были приняты на учет общества, поскольку год выпуска основного средства и год постановки на учет могут различаться.

В ходе проверки были представлены протоколы технической комиссии по установлению срока использования основных средств после реконструкции, проведенной в феврале-июле и декабре 2008 г., а также в сентябре 2009 г., справки о подтверждении эксплуатации станков-качалок с указанием года выпуска, инвентарного номера, даты оприходования – 31.12.2006, акты о приеме-передаче объектов основных средств и НМА от 31.12.2006.

Данные документы также не содержат сведения о вводе спорных объектов в эксплуатацию до 2006 года, а лишь содержат сведения о дате их изготовления, согласно этим документам датами принятия станков-качалок на учет указаны 25-31.12.2006.

В главе 25 Кодекса не установлено особых правил для определения срока полезного использования основных средств, обнаруженных в результате проведенной инвентаризации. Следовательно, срок полезного использования такого имущества определяется в общеустановленном порядке в соответствии с пунктами 1 и 6 статьи 258 Кодекса. Таким образом, в случае обнаружения в ходе инвентаризации объектов основных средств налогоплательщик определяет их срок полезного использования согласно Классификации.

Инспекция считает, что налогоплательщик не вправе уменьшить срок полезного использования амортизируемого имущества, выявленного в ходе инвентаризации, даже если оно является старым, поскольку Кодексом таких положений не установлено. Единственным исключением является пункт 7 статьи 258 Кодекса, в котором говорится о возможности уменьшения срока полезного использования имущества, бывшего в употреблении, в том случае, если организация приобрела такое имущество у предыдущего собственника. Однако если имущество выявлено в ходе проведения инвентаризации, нормы пункта 7 статьи 258 Кодекса не применяются.

Более того, если основное средство полностью амортизировано и срок его полезного использования истек, при увеличении стоимости этого объекта должна применяться норма амортизации, установленная при вводе основного средства в эксплуатацию.

Утверждение заявителя о том, что спорные станки-качалки эксплуатировались им в предыдущих годах и были списаны в связи с полным истечением срока их полезного использования, налоговый орган считает неосновательным, так как заявитель не вправе был изменять и устанавливать новый срок полезного использования спорных станков-качалок и по своему усмотрению определять норму амортизации.

Документов о предыдущей норме амортизации обществом представлено не было, поэтому единственно возможной к применению нормой амортизации в данной ситуации налоговый орган считает норму амортизации, определенную исходя из срока полезного использования, установленного Постановлением Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 № 1.

Даты ввода в эксплуатацию спорных объектов основных средств 25-31.12.2009. Согласно пункту 5.3.4.2.5. учетной политики общества на 2009-2010 годы (утв. приказом от 29.12.2007 № 592 в редакции приказов №№ 608 от 29.12.2008, 162 от 29.05.2009) для целей налогового учета в состав амортизируемого имущества относятся выявленные в результате инвентаризации объекты основных средств. При этом выявленными в результате инвентаризации объектами основных средств, признаются не состоящие на балансе объекты, используемые в качестве средств труда для производства и реализации товаров (выполнения работ, оказания услуг) или для управления организацией, со сроком полезного использования более 12 месяцев и первоначальной стоимости более 20 000 руб.

Исходя из вышеизложенного, инспекция считает, что срок полезного использования должен определяться на дату ввода в эксплуатацию основных средств исходя из положений постановления Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 № 1. По мнению налогового органа, станки-качалки с кодом ОКОФ 14 2928471 должны быть отнесены к шестой амортизационной группе, в то время как они отнесены обществом ко второй амортизационной группе. Как следствие, Инспекцией произведен перерасчет амортизационных отчислений за 2009-2010 г.г. исходя из срока полезного использования, равного минимальному сроку полезного использования по шестой группе амортизируемого имущества (121 месяц).

Суд находит решение инспекции в этой части подлежащим признанию недействительным.

В декабре 2006 года в бухгалтерском учете общества были отражены станки-качалки, выявленные в ходе проведенной инвентаризации, с оценкой по рыночной стоимости, определенной специально созданной комиссией.

В целях налогового учета первоначальная стоимость выявленных при инвентаризации станков-качалок признана равной нулю и в налоговом учете до проведения реконструкции амортизация по данным объектам основных средств не начислялась.

Впоследствии в 2007-2008 годах проведена реконструкция указанных основных средств, после чего специально созданная комиссия определила срок полезного использования каждого объекта основных средств (станков-качалок). Документы (протоколы комиссии), подтверждающие сроки полезного использования и сдачу в эксплуатацию станков-качалок, представлены заявителем в материалы дела (т. 4 л. <...>, 121, 128, т. 5 л. <...>). Указанный срок был определен исходя из предполагаемого срока эксплуатации объектов после проведенной реконструкции, возможности дальнейшего использования указанных станков-качалок в деятельности общества, способности приносить доход и техническими характеристиками данного оборудования.

Кодексом предусмотрено право налогоплательщика уменьшить срок полезного использования в отношении принимаемых на баланс основных средств, бывших в употреблении.

Глава 25 Кодекса не регулирует порядок определения срока полезного использования объектов основных средств, выявленных при инвентаризации. По общему правилу, при определении такого срока необходимо руководствоваться Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы. Вместе с тем, в Классификации приведены сроки полезного использования для новых основных средств, которые еще не эксплуатировались, поэтому реальный срок службы основных средств, выявленных в результате инвентаризации, должен быть меньше, чем у аналогичных новых объектов.

Глава 25 Кодекса содержит положения, касающиеся порядка определения срока полезного использования основного средства в случае его приобретения у предыдущего собственника.

Как следует из пункта 7 статьи 258 Кодекса, организация, приобретающая объекты основных средств, бывшие в употреблении (в том числе в виде вклада в уставный (складочный) капитал или в порядке правопреемства при реорганизации юридических лиц), в целях применения линейного метода начисления амортизации по этим объектам вправе определять норму амортизации по этому имуществу с учетом срока полезного использования, уменьшенного на количество лет (месяцев) эксплуатации данного имущества предыдущими собственниками. При этом срок полезного использования данных основных средств может быть определен как установленный предыдущим собственником этих основных средств срок их полезного использования, уменьшенный на количество лет (месяцев) эксплуатации данного имущества предыдущим собственником.

Если срок фактического использования данного основного средства у предыдущих собственников окажется равным сроку его полезного использования, определяемому Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы, или превышающим этот срок, налогоплательщик вправе самостоятельно определять срок полезного использования этого основного средства с учетом требований техники безопасности и других факторов.

В подтверждение того обстоятельства, что спорные станки-качалки на дату принятия к учету в декабре 2006 г. имели износ 100 процентов, то есть фактический срок был равен либо превышал срок полезного использования объектов ОС, заявителем были представлены:

- акты ОС-1, в которых указаны годы выпуска станков-качалок (т. 4 л.д. 95-150, т. 5 л.д. 1-33);

- протоколы комиссии, в которых указаны даты начала эксплуатации станков-качалок, соответствующие датам выпуска (т. 4 л.д. 95-150, т. 5 л.д. 1-33);

- справки о подтверждении эксплуатации станков-качалок, где указано, что на момент принятия к учету в декабре 2006 года станки-качалки полностью отработали срок эксплуатации.

Все указанные документы были представлены налоговому органу вместе с возражениями на акт проверки.

Станки-качалки были выявлены заявителем при проведении инвентаризации, а не приобретены у бывшего собственника.

Как указано выше Кодекс не регулирует такую ситуацию, но суд считает, что возможно применение положений п. 7 ст. 258 Кодекса по аналогии, поскольку для целей амортизации бывших в употреблении основных средств нет принципиальной разницы между их приобретением на стороне и выявлением в ходе инвентаризации собственного имущества.

Как следует из пункта 2 статьи 257 Кодекса, первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения. Соответственно, после проведенной реконструкции станков-качалок их первоначальная стоимость в налоговом учете сформировалась как сумма затрат на реконструкцию основных средств.

В соответствии с п. 20 ПБУ 6/01 (утв. приказом Минфина от 30.01.2001 № 26н), определение срока полезного использования объекта основных средств производится исходя из: ожидаемого срока использования этого объекта в соответствии с ожидаемой производительностью или мощностью; ожидаемого физического износа, зависящего от режима эксплуатации (количества смен), естественных условий и влияния агрессивной среды, системы проведения ремонта; нормативно-правовых и других ограничений использования этого объекта (например, срок аренды).

Поскольку срок полезного использования станков-качалок определялся специально созданной для этих целей комиссией общества и учитывал процент их износа, а также реальную возможность использования объектов для выполнения целей деятельности, общество правомерно установило на станки-качалки срок полезного использования от 23 до 84 месяцев на основании статей 257-258 Кодекса. Данный срок учитывает период, в течение которого реконструированные объекты смогут прослужить целям деятельности организации.

При изложенных обстоятельствах суд приходит к выводу, что, определяя сроки полезного использования спорных объектов, общество не допустило нарушения норм налогового законодательства и не занизило налоговую базу по налогам на прибыль и на имущество.

В пункте 1.2. решения (пункт 2.1.3.2. акта проверки) налоговый орган доначислил налог на прибыль за 2009 год в сумме 20 997 745 руб., исключив из состава расходов, учитываемых для целей налогообложения, затраты на осуществление на скважинах работ по зарезке боковых стволов (далее – зарезка бокового ствола, ЗБС) в сумме 104 988 726 руб., увеличив налоговую базу по данному налогу, посчитав, что спорные работы относятся не к капитальному ремонту, а к реконструкции и их стоимость увеличивает первоначальную стоимость основных средств и подлежит учету не единовременно, а путем амортизационных начислений.

По данному пункту заявителем оспаривается доначисление налога на прибыль организаций за 2009 год в размере 14 698 422 руб., соответствующей суммы пени и штрафа.

В пункте 2.2 решения (п. 2.4.2. акта проверки) доначислен налог на имущество, из которого общество оспаривает сумму 4 007 882 руб., соответствующие суммы пени и штрафа в связи с занижением налоговой базы по налогу на имущество организаций в результате невключения в стоимость имущества суммы расходов на реконструкцию основных средств.

В ходе проверки установлено, что в 2009 году выполнены работы по зарезке второго бокового ствола (далее по тексту - ЗБС), стоимость которых единовременно отнесена обществом на расходы по налогу на прибыль, на следующих принадлежащих обществу объектах основных средств - нефтедобывающих скважинах:

- № 954 Саитовского месторождения инв. номер 119220 (далее - скважина № 954),

- № 100 Аскаровского месторождения инв. номер 845344 (далее - скважина № 100),

- № 124 Волостновского месторождения инв. номер 812490 (далее - скважина № 124),

- № 41 Карлинского месторождения инв. номер 811074 (далее – скважина № 41),

- № 119 Волостновского месторождения инв. номер 812473 (далее – скважина № 119).

В ходе выездной проверки налоговым органом была проведена комплексная геолого-техническая экспертиза, по результатам которой экспертами ФГБОУ ВПО «Российский государственный геологоразведочный университете им. С. Орджоникидзе» МГРИ-РГГРУ было составлено заключение от 04.06.2012, включающее в себя ответы на вопросы, поставленные налоговым органом и обществом.

Оспаривая решение в этой части, общество указало, что спорные работы необоснованно квалифицированы налоговым органом как реконструкция.

Согласно п. 2 статьи 257 Кодекса реконструкцией основных средств признаются работы, отвечающие в совокупности следующим признакам:

1) реконструкция связана с переустройством существующих объектов основных средств, направлена на совершенствование производства и повышение его технико-экономических показателей;

2) реконструкция проводится в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции;

3) реконструкция осуществляется по проекту реконструкции.

Согласно п. 4.1.1. постановления Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56 "Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", работы по капитальному ремонту скважин (исправление повреждений в эксплуатационной колонне, ликвидации аварий с внутрискважинным оборудованием и лифтовыми колоннами, изоляция водопритоков, дополнительная перфорация, переход на другой горизонт, забуривание новых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным проложением и т.п.) должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком.

Общество указывает, что по условиям договоров подряда на текущий и капитальный ремонт скважин различного назначения № БНФ/у/8/328/09/БУР, № БНФ/у/8/291/09/БУР, № БНФ/у/8/330/09/БУР от 30.12.2008, заключенных обществом (заказчик) с ООО «Башнефть-Геострой» (подрядчик), подрядчик обязался выполнить работы по текущему, капитальному ремонту скважин, по повышению нефтеотдачи пластов, химическим обработкам пласта без подъемного агрегата, в соответствии с годовой программой ремонтных работ.

Согласно программе работ по капитальному ремонту скважин (приложения № 4 к договорам) подрядчик осуществляет следующий вид ремонта (столбец 2 таблицы): комплекс подземных работ по восстановлению работоспособности скважин с использованием технических элементов бурения, включая проводку горизонтальных участков ствола скважин, шифр Кр 6.

Подрядчиком были выполнены ремонтные работы по следующим скважинам:

скважина 124 - по договору подряда № БНФ/у/8/330/09/БУР от 30.12.2008. По результатам выполненных работ подрядчиком выставлены: акт выполненных работ № 4 от 31.05.2009, счет-фактура № 527/2 от 31.05.2009 (1 003 000 руб.); акт выполненных работ № 2 от 28.02.2009, счет-фактура № 128/2 от 28.02.2009 (16 908 220 руб.); акт выполненных работ № 3 от 31.03.2009, счет-фактура № 255/2 от 31.03.2009 (12 133 940 руб.); акт выполненных работ № 1 от 31.01.2009, счет-фактура № 16/2 от 31.01.2009 (7 359 660 руб.).

скважина 41 - по договору подряда № БНФ/у/8/330/09/БУР от 30.12.2008. По результатам выполненных работ подрядчиком выставлены: акт выполненных работ №1 от 31.05.2009, счет-фактура № 528/2 от 31.05.2009 (2 630 000 руб.); акт выполненных работ №2 от 30.06.2009, счет-фактура № 628/2 от 30.06.2009 (3 776 000 руб.); акт выполненных работ № 3 от 31.07.2009, счет-фактура № 744/2 от 31.07.2009 (3 965 980 руб.).

скважина 119 - по договору подряда № БНФ/у/8/330/09/БУР от 30.12.2008. По результатам выполненных работ подрядчиком выставлены: акт выполненных работ № 4 от 30.09.2009, счет-фактура № 958/2 от 30.09.2009 (1 180 000 руб.); акт выполненных работ № 1 от 30.06.2009, счет-фактура № 629 от 30.06.2009 (5 900 000 руб.); акт выполненных работ № 2 от 31.07.2009, счет-фактура № 745/2 от 31.07.2009 (18 632 200 руб.); акт выполненных работ № 3 от 31.08.2009, счет-фактура № 840/2 от 31.08.2009 (12 879 700 руб.).

скважина 100 - по договору подряда № БНФ/у/8/291/09/БУР от 30.12.2008. По результатам выполненных работ подрядчиком выставлены: акт выполненных работ № 2 от 31.01.2009, счет-фактура № 43/3 от 31.01.2009 (2 950 000 руб.); акт выполненных работ № 4 от 31.03.2009, счет-фактура № 137/3 от 31.03.2009 (8 641 140 руб.); акт выполненных работ № 3 от 28.02.2009, счет-фактура № 81/3 от 28.02.2009 (10 030 000 руб.); акт выполненных работ № 1 от 31.01.2009 и счет-фактура № 8/3 от 31.01.2009 (1 770 000 руб.).

скважина 954 - по договору подряда № БНФ/у/8/328/09/БУР от 30.12.2008. По результатам выполненных работ подрядчиком выставлены: акт выполненных работ от 31.01.2009, счет-фактура № 35/2 от 31.01.2009 (13 298 600 руб.); акт выполненных работ от 31.03.2009, счет-фактура № 261/2 от 31.03.2009 (10 714 400 руб.).

Согласно всем актам выполненных работ подрядчиком были выполнены следующие работы: капитальный ремонт скважины методом зарезки боковых стволов с извлечением эксплуатационной колонны без изменения диаметра, толщины стенки и механических свойств.

Заявитель считает, что сделанный экспертами вывод о том, что произошла реконструкция скважин в результате восстановления бездействующего (в том числе и ликвидированного) фонда скважин путем зарезки нового ствола с последующим изменением пространственного положения ствола не основан на фактических обстоятельствах, и не доказан, противоречит содержанию заключения.

В экспертном заключении подтверждено, что не произошло изменения конструкции, направленности, пространственного положения и в целом переустройства скважины, проведены лишь ремонтные работы по извлечению части старой эксплуатационной колонны с целью осуществления забуривания бокового ствола скважин для обхода обводненного участка скважины при дальнейшей эксплуатации скважин по их проектному назначению.

Кроме того, по мнению заявителя, при проведении экспертизы налоговым органом допущены нарушения норм Кодекса, выразившиеся в том, что экспертное заключение было вручено обществу вместе с актом налоговой проверки, чем общество лишено гарантированного ему п. 9 ст. 95 Кодекса права дать объяснения и заявить возражения, а также просить о постановке эксперту дополнительных вопросов и о назначении дополнительной или повторной экспертизы.

Также нарушены требования п.п. 3,6 ст. 95 Кодекса о праве налогоплательщика на ознакомление с постановлением о назначении экспертизы.

Суд считает, что в указанной части решение является законным и обоснованным, исходя из следующего.

Пунктом 5 статьи 270 Кодекса установлено, что при определении налоговой базы по налогу на прибыль организаций не учитываются расходы, осуществленные в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения объектов основных средств.

В соответствии с пунктом 2 статьи 257 Кодекса первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям.

В целях главы 25 Кодекса к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Таким образом, в соответствии с Кодексом реконструкцией признаются работы, которые приводят к переустройству объекта основных средств; связаны с повышением технико-экономических показателей производства; осуществляются по проекту реконструкции; имеют целью увеличение производственных мощностей, улучшение качества и изменение номенклатуры продукции.

Реконструкция скважин – это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с существенным изменением их конструкции (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств) (пункт 18 приказа Ростехнадзора от 23.04.2007 № 279 «Об утверждении Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин»).

В соответствии с толкованием, данным Президиумом Высшего Арбитражным Судом Российской Федерации в постановлении от 01.02.2011 № 11495/10 о применении пункта 2 статьи 257 Кодекса в зависимости от причины и цели проведения работы по ЗБС могут признаваться как ремонтом, так и реконструкцией.

Так, работы, выполненные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.

В качестве капитального ремонта названные работы проводят в случаях, если применение методов ремонтно-изоляционных работ (отключение обводненных пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за обсадной колонной) технически невозможно (пункты 4.2, 4.8, таблица 1 Классификатора ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утвержденного приказом Минэнерго России от 22.10.2001 № 297).

К реконструкции, следует отнести 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.

Работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции.

Таким образом, для правильной квалификации работ по ЗБС скважин для целей налогообложения необходимо установить наличие (отсутствие) вышеуказанных критериев реконструкции (ремонта).

Для разъяснения вопросов, требующих специальных познаний, на основании п.п. 11 п. 1 статьи 31 и статьи 95 Кодекса постановлением от 05.05.2012 № 52-20-18/8 в ходе налоговой проверки было назначено проведение комплексной геолого-технической экспертизы. Проведение экспертизы поручено ФГБОУ ВПО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе», экспертам ФИО6, ФИО7, ФИО8, ФИО9, ФИО10.

Согласно полученному экспертному заключению от 04.06.2012 проведенные обществом на пяти рассматриваемых скважинах работы по зарезке боковых стволов представляют собой реконструкцию скважин (т. 4 л.д. 64-92).

Судом проверены и отклонены доводы общества о том, что заключение экспертизы получено с нарушением норм Кодекса.

Согласно ст. 95 Кодекса должностное лицо налогового органа, которое вынесло постановление о назначении экспертизы, обязано ознакомить с этим постановлением проверяемое лицо и разъяснить его права, предусмотренные пунктом 7 настоящей статьи, о чем составляется протокол.

При назначении и производстве экспертизы проверяемое лицо имеет право:

1) заявить отвод эксперту;

2) просить о назначении эксперта из числа указанных им лиц;

3) представить дополнительные вопросы для получения по ним заключения эксперта;

4) присутствовать с разрешения должностного лица налогового органа при производстве экспертизы и давать объяснения эксперту;

5) знакомиться с заключением эксперта.

Заключение эксперта предъявляются проверяемому лицу, которое имеет право дать свои объяснения и заявить возражения, а также просить о постановке дополнительных вопросов эксперту и о назначении дополнительной или повторной экспертизы.

Письмом от 05.05.2012 № 52-50-11/0860 (т. 6 л.д. 148) заявитель был вызван в инспекцию для ознакомления с постановлением о назначении геолого-технической экспертизы от 05.05.2012 № 52-20-18/8 и для составления протокола об ознакомлении проверяемого лица с постановлением о назначении экспертизы и разъяснения его прав. Постановлением от 05.05.2012 № 52-20-18/8 (т. 6 л.д. 137-142) назначена комплексная геолого-техническая экспертиза. 10.05.2012 данное постановление вручено обществу (перечень поставленных вопросов и прилагаемых документов), о чем имеется соответствующая запись.

Обществу были разъяснены его права, предусмотренные статьей 95 Кодекса, отводов экспертам не заявлено, общество не просило назначить эксперта из указанных им лиц. Протоколом от 10.05.2012 № 52-20-18/8 (т. 6 л.д. 143-147) обществу разъяснены его права при проведении экспертизы, переданы необходимые документы, общество ознакомлено с копиями документов, подтверждающих квалификацию экспертов.

Обществом представлены дополнительные вопросы для постановки экспертам (письмо от 16.05.2012 № 3710-06/00399 (т. 6 л.д. 150), которые переданы экспертам (письмо инспекции от 30.05.2012 № 52-20-11/09870- т. 6 л.д. 149).

Общество не заявляло о желании его представителей присутствовать при производстве экспертизы и необходимости дать объяснения эксперту.

Пунктом 3¹статьи 100 Кодекса предусмотрено, что к акту налоговой проверки прилагаются документы, подтверждающие факты нарушения законодательства о налогах и сборах, выявленные в ходе проверки.

Заключение экспертизы от 04.06.2012 было вручено обществу вместе с актом проверки. Суд считает, что этим не нарушены нормы Кодекса, так как свои права общество могло реализовать при представлении возражений на акт проверки. В возражениях на акт проверки общество не заявило о назначении повторной, дополнительной экспертизы, не указало на неясность (неполноту) либо противоречивость выводов (несогласие с результатами экспертизы), изложенных в экспертном заключении.

Заключение экспертизы является одним из материалов налоговой проверки, которые рассматриваются руководителем налогового органа вместе с другими материалами. Обязательное отдельное ознакомление налогоплательщика с заключением эксперта вне рассмотрения материалов проверки Кодексом не установлено.

Суд считает, что налоговым органом подтверждено, в том числе и экспертным заключением, что в результате проведенных работ по ЗБС на скважинах № 954, 100, 119, 124, 41 произошло изменение конструкции скважин (извлечена часть эксплуатационной колонны, использование старого ствола прекращено, после проведения зарезки бокового ствола у скважины появилось новое качество в виде бокового ствола), а также изменение пространственного положения ствола скважины.

Исходя из строительных норм и правил (ГЭСН 81-02-04-2001, утвержденных постановлением Госстроя России от 12.01.2001 № 7), конструкция скважины состоит из пробуренного ствола скважины и обсадных труб. Техническими характеристиками скважины являются параметры, характеризующие обсадные трубы, а именно: глубина спуска обсадных труб, их количество, диаметр и толщина стенок. Данные технические характеристики скважины отражаются в техническом паспорте скважины.

Основными элементами скважины являются:

устье скважины – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью;

забой скважины – дно скважины;

стенки скважины – боковые поверхности скважины;

ствол скважины – пространство в недрах, занимаемое скважиной;

обсадные колонны – колонные соединения между собой обсадных труб.

Совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, а также интервалах цементирования, о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом входят в понятие конструкции скважины и отражаются во всех документах, содержащих сведения о скважине. Кроме того, сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках стали обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны и, следовательно, в понятие конструкции самой скважины.

Проведение ЗБС на скважинах № 954, 100, 119, 124, 41 связано с повышением технико-экономических показателей производства (в связи с увеличением максимального суточного дебита нефти скважины (рост интенсивности добычи жидкости) либо добычей нефти с другого горизонта (пласта)).

Под технико-экономическими показателями понимается система показателей, характеризующих комплексное использование производственных ресурсов отрасли народного хозяйства или отдельного предприятия, как с технической, так и с экономической стороны.

Основным видом деятельности нефтедобывающей организации является добыча и реализация углеводородов. Поэтому совершенствование производства применительно к процессу добычи углеводородов нефтедобывающей организацией означает, прежде всего, повышение эффективности разработки ее месторождений, то есть обеспечение добычи наибольшего количества углеводородов с наименьшими затратами.

Поскольку введенная в эксплуатацию залежь представляет собой горнотехнический комплекс, то технико-экономические показатели ее разработки включают в себя как горную (природную) составляющую, предопределенную исключительно природными факторами, так и техническую составляющую, зависящую от результатов деятельности человека.

Исходя из этого, основным природным показателем, характеризующим деятельность нефтегазодобывающего предприятия, является количество запасов полезного ископаемого, содержащегося на участке недр, переданном в пользование конкретному предприятию. Отношение величины геологических и извлекаемых запасов нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН). Этот коэффициент отражает расчетное количество нефти, которое может быть извлечено из конкретного месторождения и продуктивного пласта при помощи имеющихся на данном уровне развития технологий, обеспечивающих рентабельное извлечение запасов.

Следующей группой технико-экономических показателей деятельности нефтедобывающего предприятия, зависящих от количества запасов и КИН, являются уровень, темпы и динамика добычи нефти. Данные показатели определяют производственную мощность нефтедобывающего предприятия.

К методам повышения нефтеотдачи, направленным на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта относятся, в числе прочего, вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов и перевода скважин с других объектов или пластов.

Целью проведения ЗБС является повышение эффективности разработки месторождений и достижение проектных показателей добычи углеводородного сырья с наименьшими затратами, следовательно, это напрямую связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 № 56, (далее – Правила) забуривание новых (боковых) стволов позволяет решать, в том числе, такие задачи, как вскрытие дополнительных продуктивных мощностей путем проводки ответвлений, увеличение дебита скважины за счет вскрытия продуктивных горизонтов дополнительным стволом, вовлечение в разработку ранее не дренируемых запасов, ввод бездействующих (не эксплуатируемых) скважин, уменьшение объема бурения новых скважин, сокращение капитальных вложений на разработку месторождений и т.д. Таким образом, неся затраты на ЗБС нефтедобывающее предприятие решает связанные с разработкой месторождения задачи в целях повышения эффективности разработки месторождения, то есть наиболее полного извлечения из недр природных углеводородов, соответственно, в целях совершенствования производства и повышения его технико-экономических показателей.

При этом предприятие руководствуется принципом получения максимальной прибыли с наименьшими затратами, то есть, чтобы максимально полно выработать извлекаемые из недр запасы природных углеводородов, нефтедобывающее предприятие, в первую очередь, задействует уже имеющиеся в его распоряжении ресурсы. В рассматриваем случае в качестве таких ресурсов общество использовало бездействующие, находящиеся в пьезометрическом фонде и обводненные водой, используемой для поддержания пластового давления, скважины. В результате выполненных работ по ЗБС указанные не добывающие скважины перешли в нефтяной добывающий фонд и возобновили (начали) добычу нефти. Следовательно, переустройство спорных скважин в результате ЗБС позволило увеличить работающий (добывающий) фонд скважин и, как следствие, повысить объем добываемой нефти, что, в свою очередь, не могло не отразиться на технико-экономических показателях производства.

В соответствии с положениями РД 08-625-03 (Выпуск 12) строительство дополнительных стволов из обсаженных эксплуатационной колонной малодебитных и бездействующих скважин производится в целях повышения дебита или восстановления и ввода их в фонд действующих (пункт 1.1). То есть основные задачи ЗБС – повышение дебита малодебитных скважин и возврат скважин из бездействия в добывающий фонд, достижение прироста добычи нефти на месторождении при минимальных (оптимальных) затратах. При этом новые стволы из ранее пробуренных скважин должны буриться на хорошо изученных участках нефтяных месторождений (пункт 2.1). Кроме того, при определении скважин, подлежащих восстановлению, должна быть произведена тщательная геологическая и экономическая оценка этих работ, исходя из величины извлекаемых запасов и предельного начального дебита (пункт 2.2). После проведения геофизических исследований определяется экономическая целесообразность метода восстановления индивидуально для каждой конкретной скважины (пункт 2.4). Соответственно, нефтедобывающими предприятиями еще до проведения работ по ЗБС производятся соответственные экономические расчеты от проведения таких работ, в том числе расчет срока окупаемости и экономический эффект от прироста добычи, то есть возврат инвестиций.

Таким образом, ЗБС позволяет нефтедобывающим предприятиям повысить эффективность разработки месторождений, достичь проектных показателей добычи углеводородного сырья (с учетом допустимых отклонений, как правило, в пределах +/- 20 %) с наименьшими затратами и увеличить прибыль. Следовательно, переустройство спорных скважин, произошедшее в результате выполненных на них работ по ЗБС, напрямую связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей.

Проведение ЗБС на скважинах № 954, 100, 119, 124, 41 имеет целью увеличение производственных мощностей.

Применительно к нефтедобывающему предприятию производственной мощностью является максимальный уровень добычи при наиболее рациональном использовании основных фондов (в первую очередь – скважин).

В связи с тем, что на рост дебита нефти, в том числе на возможность добычи нефти из «закрытых» областей разрабатываемого пласта (горизонта) повлиял именно факт зарезки бокового ствола, данное обстоятельство непосредственно связанно с увеличением производственных мощностей.

Причиной работ по ЗБС на скважинах № 954, 100, 124, 41, 119 не являются аварии.

В ходе проверки обществу было выставлено требование о предоставлении документов (информации) от 19.03.2012 № 5, в котором, в частности истребованы оперативные сообщения об авариях, направленные в территориальные органы Ростехнадзора, материалы технического расследования аварий (приказы (распоряжения), акты, протоколы, заключения, справки и т.п.); приказы, предусматривающие осуществление соответствующих мер по устранению причин и последствий аварий; письменная информация о выполнении мероприятий, предложенных комиссией по расследованию аварий; сведения об авариях и инцидентах на опасных производственных объектах, а также документы, подтверждающие представление указанных сведений в территориальные органы Ростехнадзора; журналы учета аварий и инцидентов, произошедших на опасных производственных объектах; приказы (распоряжения) о создании (назначении) комиссий для установления причин инцидентов; согласованные с территориальными органами Ростехнадзора, локальные нормативные акты (положения, стандарты и т.п.), устанавливающие порядок расследования причин инцидентов и их учета, и т.п.

Вышеуказанные документы обществом предоставлены не были. В ответ на требование от 19.03.2012 № 5 общество представило справку об отсутствии документов, касающихся аварий на скважинах, где сообщило, что по указанным скважинам аварий и инцидентов в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» за проверяемый период не зарегистрировано.

Также причиной работ по ЗБС на скважинах № 954, 100, 119, 124, 41 не является техническая неисправность скважины.

Технические неисправности скважины приводят к росту обводненности продукции, повышенному износу оборудования, в некоторых случаях - к невозможности эксплуатации скважины.

Под техническими неисправностями скважины, приводящими к возникновению межпластовых перетоков и, соответственно, высокой обводненности добываемой нефти, подразумеваются нарушение герметичности эксплуатационной колонны и ненадежная затрубная изоляция нефтегазоносных и водоносных горизонтов (пункт 6.2 Методических рекомендация по ведению государственного геологического контроля на объектах геологического изучения и добычи нефти и газа, подземного хранения газа, утвержденных 20.11.2000 Минприроды России).

Техническими неисправностями, требующими проведения ремонта, в частности, могут быть смятие участков эксплуатационных колонн, негерметичность эксплуатационной колонны, негерметичность цементного кольца, отрытое фонтанирование нефти и пр.

В Правилах ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97, утвержденных 18.08.1997 Минтопэнерго России (далее - Правилах ведения ремонтных работ), указаны методы ликвидации технических неисправностей, в частности:

- исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров (пункт 4.1.1 Правил ведения ремонтных работ);

- ремонтно-изоляционные работы (пункт 4.2 Правил ведения ремонтных работ), включая отключение пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за обсадной колонной;

- устранение негерметичности обсадной колонны (пункт 4.3 Правил ведения ремонтных работ), включая тампонирование и установку стальных пластырей;

- извлечение из скважины отдельных предметов (ловильные работы) (пункт 4.5.6 Правил ведения ремонтных работ).

Одним из способов устранения технической неисправности является зарезка нового ствола.

Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов ремонтно-изоляционных работ технически невозможно или экономически нерентабельно (пункт 4.8.1 Правил ведения ремонтных работ).

Аналогичный вывод содержит постановление Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 01.02.2011 № 11495/10.

Как указано в этом постановлении, из содержания пункта 4.1.2 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 (утв. постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56) усматривается, что забуривание новых (боковых) стволов производится в случаях ликвидации сложных аварий, возникших в процессе эксплуатации скважин или при проведении ремонтных работ; вскрытия дополнительных продуктивных мощностей из ствола низкопродуктивных эксплуатационных скважин; 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.

Восстановление бездействующего фонда скважин проводится посредством таких же работ в отношении ранее ликвидированных или законсервированных скважин (Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденная постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 № 69).

Упомянутые нормативные акты указывают на техническую неисправность скважины, повлекшую невозможность ее эксплуатации (в том числе по причине возникшей аварийной ситуации), как на основание для производства капитального ремонта, одним из способов осуществления которого является бурение дополнительного ствола в действующей скважине.

Предельная обводненность пласта могла возникнуть как в результате закачки в него воды через нагнетательные скважины в период эксплуатации месторождения, что приводит к прогнозируемому истощению запасов нефти, так и в результате прорыва пластовых вод, то есть по причине, не зависящей от недропользователя.

Названные обстоятельства могут быть выяснены, поскольку Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденными коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР 15.10.1984 (далее - Правила разработки месторождений), предусмотрена необходимость наблюдения за режимом работы скважин посредством контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей индивидуальный замер жидкости, газа и обводненности. При обводненности добывающих скважин помимо упомянутого контроля проводятся геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.

С учетом изложенного работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Также 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).

Работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.

Таким образом, согласно позиции Президиума ВАС РФ в качестве капитального ремонта работы по бурению новых (боковых) стволов проводят в случаях, если применение методов ремонтно-изоляционных работ (отключение обводненных пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за обсадной колонной) технически невозможно.

Также капитальным ремонтом являются:

- бурение дополнительного ствола в действующей скважине вследствие технической неисправности данной скважины, повлекшей невозможность ее эксплуатации (в том числе по причине возникшей аварийной ситуации);

- работы, проведенные в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод (причина, не зависящая от недропользователя).

К реконструкции относятся:

- работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах;

- 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.

В Определении коллегии судей ВАС РФ от 18.04.2011 № ВАС-18597/10 также указано, что достройка бездействующей скважины дополнительным боковым стволом с установкой дополнительного оборудования приводит к существенному изменению конструкции основных средств и отвечает признакам реконструкции.

В отношении каждой из спорных скважин налоговым органом установлено следующее.

1.скважина № 954 Саитовского месторождения введена в эксплуатацию 01.09.1969, согласно паспорту скважины цель бурения – оценочная (т.8 л.д. 110). Первоначальная стоимость - 135 013 руб., стоимость выполненных на скважине № 954 работ по ЗБС в 2009 годусоставила 20 350 000 руб.

Работы проводились в соответствии с договором на текущий и капитальный ремонт скважин различного назначения от 30.12.2008 № БНФ/у/8/328/09/БУР (т. 5 л.д.82-97), бурение БС начато 01.01.2009 (т. 8 л.д. 81), окончено 16.02.2009 (т. 8 л.д. 148), начало добычи – март 2009 года (т. 9 л.д. 10-11).

Причиной проведения работ по ЗБС на скважине № 954 является естественное истощение запасов нефти в контуре питания скважины.

Согласно групповому рабочему проекту № 265БС реконструкции скважин Саитовского нефтяного месторождения методом бурения боковых стволов цель бурения БС – выработка остаточных запасов нефти (стр. 8 проекта, т. 11 л.д. 73-156, т. 12 л.д. 1-71).

Данный вывод налогового органа соответствует экспертному заключению, в котором указано, что работы по ЗБС были выполнены с целью повышения нефтеотдачи скважины и не связаны с ее обводнением (стр. 22 заключения).

Причиной проведения работ по ЗБС не является авария либо техническая неисправность на скважине. Согласно справке от 11.04.2012 № 2501-31-18 ремонтно-изоляционные работы (РИР) на скважине № 954 Саитовского месторождения обществом не проводились (т. 8 л.д. 1).

Из плана работ на текущий ремонт от 11.10.2009 (т. 8 л.д. 140-141) следует, что на скважине № 954 были проведены следующие работы:

07.11.2008-17.11.2008 – оценка технологического состояния скважины (обследование);

18.11.2008-28.11.2008 – отключение отдельных пластов;

17.03.2009-26.03.2009 – ввод скважины, оборудованной ШГН.

Таким образом, из представленных обществом документов следует, что скважина № 954 перед ЗБС была технически исправна, ремонтные работы, которые не дали положительного результата (в связи с чем и было принято решение провести ЗБС) (до принятия решения о зарезке бокового ствола), с целью устранения неисправностей не проводились.

На странице 22 экспертного заключения сделан вывод о том, что неисправности 5 рассматриваемых скважин устранялись до проведения работ по ЗБС, в процессе эксплуатации скважин.

Причиной проведения работ по ЗБС не являлась предельная обводненность, вызванная прорывом пластовых вод. Из эксплуатационной карточки скважины № 954 следует, что факты прорыва пластовых вод на скважине № 954 отсутствуют. Рост обводненности продукции связан с плановой работой системы поддержания пластового давления (заключение экспертов ответ на вопрос номер № 6).

Из эксплуатационной карточки скважины № 954 (т. 9 л.д. 10-11) следует, что начальный дебит нефти составлял 3 т/мес. при обводненности 92,3%, что свидетельствует о начальной высокой обводненности добываемой жидкости. Перед остановкой скважины дебит нефти составлял 1 т/мес при обводненности добываемой продукции 98,3 %.

Информация об обводненности на скважине на дату принятия решения о зарезке бокового ствола отсутствует.

Таким образом, причиной ЗБС не является ни предельное обводнение (документы, свидетельствующие о предельной обводненности на дату принятия решения о проведении ЗБС, отсутствуют), ни прорыв пластовых вод.

Данный вывод соответствует экспертному заключению, в котором указано (ответ на вопрос № 11), что работы по ЗБС были выполнены с целью повышения нефтеотдачи скважины и не связаны с ее обводнением (стр. 22).

На странице 26 экспертного заключения сделан вывод о том, что снижение дебита 5 скважин на анализируемых месторождениях по нефти и увеличение весового процента воды в добываемой ими жидкости связано с длительностью и способом разработки соответствующих месторождений, поскольку месторождения эксплуатируются с поддержанием пластового давления (ППД) и обводнение скважин является объективной реальностью, поскольку предусмотрено технологией эксплуатации.

Зарезка бокового ствола проведена методом извлечения эксплуатационной колонны. В результате проведенных работ произошло изменение конструкции скважины и смена пространственного расположения ствола скважины.

Согласно представленным в ходе проверки документам в ходе работ по ЗБС произведено извлечение части эксплуатационной колонны (акт на передачу скважины из капитального ремонта с извлечения эксплуатационной колонны от 16.03.2009 (т. 8 л.д. 9), протокол геолого-технического совещания отделом по рассмотрению объемов эксплуатационного бурения, зарезки боковых стволов, исследований НВСП, разработки проектно-сметной документации на 2007-2008 г.г. (т. 9 л.д. 93-101), то есть фактически произведена полная замена всего оборудования.

При этом, несмотря на то, что технологически нижняя часть обсадной колонны не извлекается, фактическая эксплуатация прежней колонны полностью прекращена и в дальнейшем добыча нефти из оставшейся части обсадной колонны не производится, поскольку осуществлялась только из нового пробуренного ствола.

В связи с этим можно говорить о полной функциональной замене прежней обсадной колонны.

Из плана ЗБС (т. 8 л.д. 129-130) следует, что до проведения работ скважина № 954 имела один пробуренный ствол, конструкция включала кондуктор и эксплуатационную колонну. В процессе проведения работ эксплуатационная колонна диаметром 146 мм была торпедирована и извлечена с глубины 330 м. После забуривания с глубины 206 м и бурения наклонного бокового ствола на глубину 1921 м спущена эксплуатационная колонна диаметром 146 мм. Проектное смещение бокового ствола скважины № 954 от вертикали на кровле кыновского горизонта (глубина по вертикали 1849 м) составляет 300 м в магнитном азимуте 183°, а фактическое смещение на этой же глубине равно 318,5 м.

Сопоставление технических характеристик скважины № 954 до и после ЗБС приведено в таблице показало, что конструкция скважины в результате работ по ЗБС изменилась, что свидетельствует о переустройстве данной скважины как объекта основных средств.

Кроме того, в результате проведенных работ по бурению бокового ствола на скважине № 954 изменился вид скважины с вертикальной на наклонно направленную, т.е., произошло изменение пространственного положения ствола скважины и точки вскрытия кровли проектного пласта (стр. 13 заключения). скважина № 954 вышла из проектного бобриковского горизонта материнского ствола, изменилось и положение точки вскрытия стволом скважины кровли пласта, боковой ствол расположен за пределами радиуса круга допуска материнского ствола (стр. 16 экспертного заключения).

Также установлено, что в результате проведения работ по ЗБС скважина № 954, эксплуатируемая ранее на пластах Cvi.0-Cvi.1 (турнейский ярус карбона) (т. 8 л.д. 150, 151) была переведена на другой нижележащий пластD3kn (кыновский горизонт девона) (т. 8 л.д. 135).

Кроме того, в представленных на проверку документах заявитель квалифицировал работы по зарезке бокового ствола как реконструкцию.

Так, согласно заключению экспертизы промышленной безопасности (т.12 л.д. 85-95) на проектную документацию технического перевооружения скважин Саитовского нефтяного месторождения «Групповой рабочий проект № 265БС реконструкции скважин Саитовского нефтяного месторождения методом бурения боковых стволов» от 19.05.2008 № 41ПД-03542-2008 (т. 11 л.д. 73-156, т. 12 л.д. 1-71), по данному рабочему проекту планируется техническое перевооружение 15 эксплуатационных скважин методом бурения боковых стволов, в том числе скважины № 954. Управление по техническому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Башкортостан письмом от 08.04.2008 № 09-12/6814 сообщило о принятии решения о соответствии заключения экспертизы промышленной безопасности предъявленным требованиям и об его утверждении.

Из проекта разработки Саитовского месторождения следует, что скважина № 954 включена в перечень объектов, намеченных к реконструкции (т. 11 л.д. 77).

Согласно эксплуатационной карточке скважины после проведения работ по ЗБС месячная добыча нефти увеличилась до 595,3 тонн (ноябрь 2009 года) в месяц с превышением исторического максимума июля 1970 года в размере 45 тонн в месяц.

Из этого следует, что работы по ЗБС, проводимые на Саитовском месторождении, имели целью увеличение добычи нефти по каждой конкретной скважине (в том числе и по скважине № 954), и, соответственно, по месторождению в целом.

Аналогичный вывод сделан экспертами на страницах 17, 18 экспертного заключения при ответе на вопрос № 7, в котором указано, что переустройство 5 скважин в результате выполненных на них работ по ЗБС связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей. скважина № 954 после ввода ее в эксплуатацию (1969) давала не более 5-10 т/мес. нефти при обводненности продукции 50-90%. В период с 1970 по 2008 г.г. она простаивала по техническим причинам и была переведена в пьезометрический фонд.

После проведения работ по ЗБС производительность данной скважины возросла до 500-700 т/мес нефти при обводнении 20-30%.

Работы по ЗБС привели к изменению режима работы скважин (стр. 17 заключения) с целью восстановления производственных мощностей (дебита) и улучшения качества добываемой продукции (снижение обводненности) (стр. 20 заключения).

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 954 добыча нефти не осуществлялась с декабря 1970 г. по февраль 2009 г.Приказом от 30.11.1970 № 367 скважина переведена в пьезометрический фонд (т. 8 л.д.117).

Из отчета по движению в составе фонда скважины № 954 Саитовского месторождения следует, что изменилось назначение скважины с пьезометрической на нефтяную (т. 8 л.д. 148).

Согласно представленному обществом перечню скважин, сменивших свое функциональное назначение в период с 01.01.2009 по 31.12.2009, скважина № 954 Саитовского месторождения Саитовской площади сменила свое функциональное назначение (т. 8 л.д. 126).

Таким образом, к началу проведения работ по зарезке второго (бокового) ствола скважина являлась пьезометрической и предназначалась для систематического измерения пластового давления.

По окончании работ по зарезке второго (бокового) ствола назначение скважины изменилось, она стала действующей (добывающей (нефтяной)) (т. 8 л.д. 140-141).

Учитывая изложенное, суд приходит к выводу о том, что выполненные в 2009 году работы по ЗБС на скважине № 954 содержат признаки реконструкции, установленные пунктом 2 статьи 257 Кодекса, с учетом правовой позиции Президиума ВАС РФ, изложенной в постановлении от 01.02.2011 № 11495/10, в частности:

- буровые работы проведены в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения;

- причина проведения работ по ЗБС не связана с возникновением аварий и технических неисправностей на скважине, препятствующие ее работе, либо прорывом пластовых вод;

- зарезка бокового ствола проведена методом извлечения эксплуатационной колонны;

- скважина переведена на другой пласт;

- в результате проведенных работ по ЗБС произошло изменение назначение скважины из пьезометрического фонда в нефтяной фонд (добывающий);

- в рабочей документации самого заявителя указано на проведение работ по реконструкции на скважине № 954;

Кроме того, в результате проведения работ по ЗБС скважины № 954 произошло ее переустройство, то есть изменение ее конструкции (технического показателя, характеризующего скважину) и смена пространственного положения ствола скважины; проведение ЗБС связано с повышением технико-экономических показателей производства; проведение ЗБС имеет целью увеличение производственных мощностей; работы по бурению бокового ствола произведены в бездействующей скважине (отсутствует добыча жидкости (нефти) с декабря 1970 г. по февраль 2009 г.), что согласно статье 257 Кодекса, в совокупности свидетельствует об обоснованной квалификации налоговым органом спорных работ как реконструкции скважины.

2. Скважина № 100 Аскаровского месторождениявведена в эксплуатацию 01.01.1978, первоначальная стоимость - 323 986 руб., стоимость выполненных на скважине № 100 работ по ЗБС в 2009 году-19 823 000 руб.

По скважине № 100 Аскаровского месторождения работы по ЗБС производились в соответствии с договором на текущий и капитальный ремонт скважин различного назначения от 30.12.2008 № БНФ/у/8/291/09/БУР (т. 5 л.д. 34-56).

Вырезание, извлечение неприхваченного участка эксплуатационной колонны и установка цементного моста проведена Аксаковским КРС УДНГ филиала ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Ишимбай» 30.12.2008.

Начало бурения БС – 13.02.2009, конец бурения – 16.03.2009 (т. 9 л.д. 70), начало добычи после зарезки БС – май 2009 г. (т. 9 л.д.76-79)

Причиной проведения работ по ЗБС на скважине № 100 является естественное истощение запасов нефти в контуре питания скважины.

Согласно протоколу заседания ЦКР Роснедра по УР от 25.10.2006 № 3837 (стр. 11) перспектива доразработки Аскаровского месторождения связана с малопродуктивными залежами, а степень выработки мала. Разработка высокопродуктивных объектов практически завершена (т. 9 л.д. 113-124).

По заключению экспертизы промышленной безопасности на проектную документацию на техническое перевооружение «Групповой рабочий проект № 264 БС на техническое перевооружение Аскаровского нефтяного месторождения методом бурения боковых стволов» (рег. номер заключения № 41-ПД-03542-20089г.) (стр. 9) Аскаровское нефтяное месторождение было открыто в 1970 г., введено в промышленную разработку в 1973 г., в настоящее время находится на поздней стадии разработки в связи с выработкой основных запасов нефти (т. 9 л.д. 102-111).

Из эксплуатационной карточки скважины № 100 (т. 9 л.д. 76-79) следует, что к моменту остановки перед проведением работ по ЗБС дебит нефти существенно снизился, а обводненность продукции выросла. С учетом отсутствия в деле скважины, предложениях геологической службы по определению скважин-кандидатов на бурение боковых стволов и заключении по результатам промысловых геофизических исследований сведений о технических неисправностях (негерметичности эксплуатационной колонны, разрушении цементного кольца) следует вывод, что проведение ЗБС на скважине № 100 связано с естественным истощение запасов нефти в контуре питания скважины.

Данный вывод инспекции соответствует выводу экспертов (стр. 23 заключения).

Причина проведения работ по ЗБС не связана с возникновением аварий и технических неисправностей на скважине, препятствующих ее работе. Согласно представленным для проверки документам на момент проведения ЗБС скважина № 100 технически исправна, эксплуатационная колонная герметична, забой чистый, заколонных перетоков нет. Инцидентов и аварий, которые могли бы привести к возникновению технических неисправностей, не зафиксировано. В деле скважины отсутствуют сведения о наличии каких-либо технических неисправностей перед ЗБС.

Согласно справке к пункту № 40 к требованию от 19.03.2012 № 5 акты обследования скважин перед проектированием ЗБС отсутствуют, ввиду того, что данное обследование не проводится (т.9 л.д. 1).

Согласно справке ремонтно-изоляционные работы на скважине № 100 не проводились (т. 8 л.д. 1).

Таким образом, из представленных обществом документов следует, что скважина № 100 перед ЗБС была технически исправна, ремонтные работы, которые не дали положительного результата, с целью устранения неисправностей не проводились.

На странице 22 экспертного заключения сделан вывод о том, что неисправности анализируемых 5 скважин устранялись до проведения работ по ЗБС, в процессе эксплуатации скважин.

Из эксплуатационной карточки скважины № 100 следует, что начальный дебит нефти на скважине № 100 составлял 3 т/мес. при обводненности 25 %. На момент остановки (январь 1994 г.) обводненность скважины составляла 92,9 %. Из заключения экспертов (ответ на вопрос № 6) следует, что в 1994 г. обводнение скважины достигло 100%.

При этом обводненность продукции скважины увеличивалась постепенно, без резких рывков, что свидетельствует об отсутствии факта прорыва пластовых вод на скважине перед ее остановкой, рост обводненности продукции связан с плановой работой системы поддержания пластового давления.

Таким образом, причиной ЗБС не является прорыв пластовых вод.

Данный вывод соответствует экспертному заключению (ответ на вопрос № 11).

Информация об обводненности скважины на дату принятия решения о проведении ЗБС, а также о категории воды, которой была обводнена скважина, отсутствует.

Зарезка бокового ствола проведена методом извлечения эксплуатационной колонны. В результате выполнения работы по зарезке бокового ствола произошло изменение конструкции и смена пространственного положения ствола скважины.

Из плана работ на проведение ЗБС следует, что до работ скважина № 100 была пробурена на глубину 2169 м и включала следующие обсадные колонны: направление диаметром 426 мм – до глубины 26 м, кондуктор диаметром 299 мм – до глубины 269 м и эксплуатационную колонну диаметром 146 мм, которая была установлена до проектной глубины. По профилю скважина № 100 является наклонно-направленной (т. 9 л.д. 55-57).

Сопоставление технических характеристик скважины № 100 до и после ЗБС, данные плана ЗБС и актов выполненных в ходе ЗБС работ показало, чтопосле бурения бокового ствола была произведена замена эксплуатационной колонны.

Согласно документам в ходе работ по ЗБС произведено извлечение части эксплуатационной колонны (акт на передачу скважины из ЗБС методом извлечения эксплуатационной колонны (т. 9 л.д. 61 - 63) протокол геолого-технического совещания отдела геологии и разработки (т. 9 л.д. 93-101)), то есть фактически произведена полная замена всего оборудования.

При этом, несмотря на то, что технологически нижняя часть обсадной колонны не извлекалась, фактическая эксплуатация прежней колонны полностью прекращена и в дальнейшем добыча нефти из оставшейся части обсадной колонны не производится, поскольку осуществлялась только из нового пробуренного ствола.

В связи с этим в данной ситуации можно говорить о полной функциональной замене прежней обсадной колонны.

Таким образом, в результате проведенных работ по бурению бокового ствола из скважины № 100 произошло изменение пространственного положения ствола скважины и точки вскрытия кровли проектного пласта. Зарезка бокового ствола в скважине обеспечила вскрытие проектного горизонта материнского ствола за пределами зоны питания материнской скважины (стр. 13 заключения), боковой ствол расположен за пределами радиуса круга допуска материнского ствола (стр. 16 Экспертного заключения).

Кроме того, в задании на разработку группового рабочего проекта реконструкции скважин Аскаровского нефтяного месторождения методом бурения боковых стволов в 2009 г. планировалась реконструкция скважины № 100.

Групповой рабочий проект № 264 БС реконструкции скважин Аскаровского нефтяного месторождения методом бурения боковых стволов (т. 10 л.д. 81-156, т.9 л.д.1-72) также предполагал проведение работ по реконструкции на скважине №100 (т. 10 л.д. 85).

Таким образом, в представленных самим обществом на проверку документах работы квалифицировались как реконструкция.

Добыча нефти после ЗБС скважины № 100 возобновлена в мае 2009 года. С мая по декабрь 2009 г. скважина № 100 провела в работе 220,2 суток, добыча нефти составила 1 091,7 т/год, что существенно больше добычи до ЗБС (в 1994 году – 2 т/год).

До начала бурения бокового ствола скважина находилась в ожидании ликвидации (с 25.10.1999), с 1995 г. до 2008 г. добыча жидкости на скважине не осуществлялась.

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 100 месячная добыча нефти после проведения работ по ЗБС составила 178.6 тонн.

Из вышеизложенного следует, что работы по ЗБС на Аскаровском месторождении имели целью увеличение добычи нефти по каждой конкретной скважине и по месторождению в целом, следовательно, работы по ЗБС связаны с увеличением технико-экономических показателей и производственной мощности.

На момент проведения работ по ЗБС скважина № 100 являлась бездействующей.

Назначение скважины: 27.01.1978 - пьезометрическая, 25.01.1993 – нефтяная, 21.06.1994 – пьезометрическая. Состояние скважины: 27.01.1978 – действующая, с 25.10.1999 – в ожидании ликвидации (т. 9 л.д. 55-57).

Согласно эксплуатационной карточке на момент проведения работ по бурению бокового ствола скважина являлась бездействующей (с 1995 года по 2008 год добыча нефти на скважине не производилась). После проведения работ по ЗБС скважина изменила назначение и стала нефтяной, тогда как, исходя из плана работ на производство ЗБС на скважине от 17.12.2008, до момента остановки скважина находилась в пьезометрическом фонде (с 1994 г.), согласно фонду нефтяных скважин по НГДУ «Ишимбайнефть» по состоянию на 01.01.2009 скважина находилась в ожидании ликвидации (т. 10 л.д. 73-80).

На основании изложенного суд считает обоснованным вывод налогового органа о том, что выполненные в 2009 году работы по ЗБС на скважине № 100 имеют признаки реконструкции, установленные пунктом 2 статьи 257 Кодекса, с учетом правовой позиции Президиума ВАС РФ в постановлении от 01.02.2011 № 11495/10:

- буровые работы проведены в связи с истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения;

- причина проведения работ по ЗБС не связана с возникновением аварий и технических неисправностей, препятствующих работе скважины;

- причина проведения ЗБС не вызвана прорывом пластовых вод;

- ЗБС проведена методом извлечения эксплуатационной колонны;

- работы по бурению бокового ствола произведены в бездействующей скважине, которая с 25.10.1999 до принятия решения о ЗБС находилась в ожидании ликвидации;

- в рабочей документации самого общества указано на проведение работ по ЗБС как работ по реконструкции на скважине № 100;

Кроме этого, в результате проведения работ по ЗБС скважины № 100 произошло ее переустройство, то есть изменение конструкции (технического показателя, характеризующего скважину) и смена пространственного положения ствола скважины; проведение ЗБС связано с повышением технико-экономических показателей производства; проведение ЗБС имеет целью увеличение производственных мощностей; работы по бурению бокового ствола произведены в бездействующей скважине (отсутствует добыча жидкости (нефти) с января 1994 г. по май 2009 г.), что согласно статье 257 Кодекса свидетельствует об обоснованной квалификации спорных работ как реконструкции скважины № 100 Аскаровского месторождения.

3. Скважина № 124 Волостновского месторождениявведена в эксплуатацию 01.11.1977. Первоначальная стоимость - 401 573 руб., работы по реконструкции (зарезке бокового ствола) проведены на сумму 31 699 000 руб.

По скважине № 124 Волостновского месторождения работы по ЗБС производились в соответствии с договором на текущий и капитальный ремонт скважин различного назначения от 30.12.2008 № БНФ/у/8/330/09/БУР (т. 5 л.д. 127-142).

Согласно плану-программе (т. 9 л.д. 20-25) бурение БС начато 09.02.2009, окончено – 20.03.2009, начало добычи после ЗБС – 06.2009 (т. 9 л.д.44-46).

Согласно протоколу заседания ЦКР Роснедра от 16.08.2007 № 4053 (стр. 9) Волостновское месторождение находится в заключительной стадии разработки и имеет достаточную степень изученности, отобрано более 85% от НИЗ. Проектный фонд скважин полностью реализован (т. 10 л.д. 2-18). Согласно проекту разработки Волостновского нефтяного месторождения (т. 10 л.д. 19-25) месторождение находится на поздней стадии разработки (стр. 8).

В протоколе ЦКР Роснедра от 30.09.2009 № 4690 отражено, что месторождение вступило в позднюю (четвертую) стадию разработки (стр. 7). Северо-Араслановская залежь работает на режиме истощения (т. 10 л.д. 7)

Проект разработки Волостновского месторождения (т. 10 л.д. 19-25) содержит информацию о том, что разбуривание объектов разработки завершено. Весь проектный фонд скважин для бурения реализован. Однако некоторые зоны залежей не охвачены сеткой скважин. Залежи нефти вступили в завершающую стадию разработки.

Из эксплуатационной карточки скважины № 124 (т. 9 л.д.44-46) следует, что к моменту остановки перед проведением работ по ЗБС дебит по нефти существенно снизился, а обводненность продукции выросла.

Из изложенного, принимая во внимание отсутствие в деле скважины, предложениях геологической службы по определению скважин-кандидатов на бурение боковых стволов и заключении по результатам промысловых геофизических исследований сведений о технических неисправностях (негерметичности эксплуатационной колонны, разрушении цементного кольца), суд поддерживает вывод налогового органа о том, что проведение ЗБС на скважине № 124 связано с естественным истощением запасов нефти в контуре питания скважины.

Такой же вывод сделан экспертами (стр. 23 заключения).

Причина проведения работ по ЗБС не связана с возникновением аварий и технических неисправностей, препятствующих работе скважины. В соответствии с представленными документами на момент проведения ЗБС скважина № 124 технически исправна. Инцидентов и аварий, которые могли бы привести к возникновению технических неисправностей, не зафиксировано. В деле скважины также отсутствуют сведения о наличии каких-либо технических неисправностей перед ЗБС. Согласно справке общества, представленной по требованию № 5, аварии на скважине 124 отсутствовали.

В 1994 году проводились работы по переводу скважины № 124 под нагнетение (план работ от 14.06.1994) (стр. 24 экспертного заключения).

На странице 22 заключения сделан вывод о том, что неисправности анализируемых 5 скважин устранялись до проведения работ по ЗБС, в процессе эксплуатации скважин.

Согласно справке к пункту № 40 к требованию от 19.03.2012 № 5 акты обследования скважин перед проектированием ЗБС отсутствуют, ввиду того что данное обследование не проводится (т. 9 л.д. 1).

Таким образом, из представленных обществом в ходе проверки документов можно сделать вывод, что скважина № 124 перед ЗБС была технически исправна, ремонтные работы, которые не дали положительного результата (в связи с чем и было принято решение провести ЗБС), с целью устранения неисправностей не проводились.

Причина проведения зарезки бокового ствола не вызвана прорывом пластовых вод. Согласно эксплуатационной карточке скважины месячная добыча нефти после проведения работ по ЗБС увеличилась, после проведения работ по ЗБС дебит нефти составил 86,6-791,8 тонн в месяц в 2009 году и 128,5-1328,6 тонн в месяц в 2010 году при обводнении 22,7-73,8 процентов, что соответствует уровню продуктивности ввода скважины в эксплуатацию 1977-1986 годов, по сравнению с периодом 1986-1997, когда производительность скважины в среднем составила 16,3 тонн в месяц при средней обводненности 80,4 процентов, с конца 1997 года скважина выведена из эксплуатации.

В 1994 году проводились работы по переводу скважины № 124 под нагнетение (план работ от 14.06.1994).

Причиной обводнения скважины являются пластовые воды, используемые в системе ППД, указания на прорыв пластовых вод в представленных документах отсутствуют. По данным химического анализа за 2010 года после ЗБС попутные воды из скважины представляют собой крепкий рассол с минерализацией 178 грамм на литр хлоркальциевого типа (по ФИО11).

Исходя из протокола ЦКР Роснедра от 30.09.2009 № 4690 (стр. 4) все залежи разрабатываются на режиме вытеснения нефти подошвенной водой, наиболее активно – Араслановская залежь.

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 124 в октябре 1997 года обводненность скважины составляла 99,1 процентов. Рост обводненности продукции связан с плановой работой системы поддержания пластового давления.

Таким образом, причиной ЗБС не является прорыв пластовых вод. Этот вывод соответствует экспертному заключению (вопрос № 11):

Из плана-программы ЗБС на скважине (т. 9 л.д. 20-25) следует, что до проведения работ скважина № 124 имела следующие обсадные колонны: направление диаметром 377 мм до глубины 35,5 м; кондуктор диаметром 245 мм до глубины 613,5 м; эксплуатационную колонну диаметром 146 мм, установленную до глубины 2168,9 м. По профилю скважина № 124 является наклонно направленной. Фактическое смещение материнского ствола скважины № 124 от вертикали составляет 346,5 м на глубине 2155 м.

Наклонный боковой ствол был забурен из открытой части скважины на глубине 1038 м, которая образовалась после извлечения верхней части эксплуатационной колонны диаметром 146 мм. Фактическое смещение бокового ствола скважины № 124 от вертикали на глубинах 2036 и 2100 м равно 93,2 и 89,9 м соответственно. Испытан объект эксплуатации в известняках среднего карбона в интервале 2043-2071,5 м. Получен дебит при работе глубинного насоса 10,3 м³/сут., при обводненности 50%.

Проектное отклонение от устья скважины № 124 Волостновского месторождения на кровлю среднего карбона (глубина по вертикали 2012 м, абсолютная отметка минус 1835 м) составляет 80 м по дирекционному углу 259˚15¹, магнитному азимуту 249˚01¹. Отклонение от места зарезки (глубины 1038м) составляет 18м по дирекционному углу 187˚30¹, магнитному азимуту 177˚16. (план-программа т. 9 л.д. 20-25).

Согласно представленным документам в ходе работ по ЗБС производится извлечение части эксплуатационной колонны (акт на передачу скважины № 124 Волостновского месторождения из капитального ремонта методом извлечения эксплуатационной колонны в эксплуатацию (т. 9 л.д. 40-42), протокол геолого-технического совещания отделом геологии и разработки ОАО «АНК «Башнефть» (т. 9 л.д. 93-101)), то есть фактически производится полная замена всего оборудования.

В связи с этим в данной ситуации правомерен вывод о полной функциональной замене прежней обсадной колонны.

Таким образом, в результате проведенных работ по бурению бокового ствола на скважине № 124 произошло изменение пространственного положения ствола скважины и точки вскрытия кровли проектного пласта. Зарезка бокового ствола в скважине обеспечила вскрытие проектного горизонта материнского ствола за пределами зоны питания материнской скважины (стр. 13 экспертного заключения), боковой ствол расположен за пределами радиуса круга допуска материнского ствола (стр. 16 экспертного заключения).

Работы по ЗБС связаны с увеличением технико-экономических показателей и производственной мощности.

Добыча нефти после ЗБС скважины № 124 возобновлена в июне 2009 года. С июня по декабрь 2009 г. скважина № 124 работала 208 суток, добыча нефти составила 791,8 т/год, что существенно больше добычи до проведения ЗБС (в 1997 году – 13 т/год). Согласно эксплуатационной карточке скважины № 124 месячная добыча нефти после проведения работ по ЗБС составила 130.4 тонн.

Из этого следует, что работы по ЗБС на Волостновском месторождении имели целью увеличение добычи нефти по каждой конкретной скважине (в том числе и по скважине № 124), и по месторождению в целом.

Работы по ЗБС привели к изменению режима работы скважин (стр. 17 экспертного заключения) с целью восстановления производственных мощностей (дебита) и улучшения качества добываемой продукции (снижение обводненности) (стр. 20 экспертного заключения).

Согласно экспертному заключению (т. 3 л.д. 64-92) на скважине № 124 после ввода ее в эксплуатацию (1977) при освоении получен дебит нефти 153м³/сут. скважина была продуктивна до 1985г. и давала до 100 и более тонн нефти в месяц. После этого периода начался процесс падения дебита до 3-5 т/мес. В 1994 году проводились работы по переводу скважины № 124 под нагнетание (план работ от 14.06.1994).

После проведения работ по ЗБС дебит нефти увеличился до 100-110 т/мес при обводнении 50-70%.

Добыча нефти по скважине не осуществлялась с октября 1997 г. по май 2009 г. После проведения работ по ЗБС скважина изменила свое назначение, до проведения работ по ЗБС скважина находилась в пьезометрическом фонде, после проведения работ по ЗБС переведена в действующий нефтяной фонд. Это подтверждается распоряжением директора филиала «Башнефть-Ишимбай» от 23.06.2009 № 354 (л.д. 43),эксплуатационной карточкой скважины (т. 9 л.д. 44-46).

На основании изложенного налоговый орган пришел к обоснованному выводу о том, что выполненные в 2009 году работы по ЗБС на скважине № 124 содержат признаки реконструкции, установленные пунктом 2 статьи 257 Кодекса (с учетом правовой позиции Президиума ВАС РФ в постановлении от 01.02.2011 № 11495/10):

- буровые работы, проведены в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения.

- проведение работ по ЗБС не связано с возникновением аварий и технических неисправностей на скважине, препятствующих ее работе;

- проведение ЗБС не вызвано прорывом пластовых вод.

- ЗБС проведена методом извлечения эксплуатационной колонны;

- до принятия решения о проведении работ по ЗБС скважина относилась к пьезометрическому фонду, с 1998 г. до 2008 г. скважина не произвола добычу продукции, в результате проведенных работ по ЗБС произошло изменение назначения скважины в нефтяной (добывающий) фонд.

Кроме того, в результате проведения работ по ЗБС скважины № 124 произошло ее переустройство, то есть изменение ее конструкции (технического показателя, характеризующего скважину) и смена пространственного положения ствола скважины; проведение ЗБС связано с повышением технико-экономических показателей производства; проведение ЗБС имеет целью увеличение производственных мощностей; работы по бурению бокового ствола произведены в бездействующей скважине (отсутствовала добыча нефти с 1998 г. по 2008 г.), что согласно статье 257 Кодекса свидетельствует об обоснованной квалификации налоговым органом спорных работ как реконструкции скважины № 124 Волостновского месторождения.

4. Скважина № 41 Карлинского месторождения введена в эксплуатацию 01.04.1994, первоначальная стоимость - 75 367 руб., стоимость работ по ЗБС в 2009 годусоставила 8 561 000 руб.

Работы по ЗБС на скважине № 41 Карлинского месторождения проводились в соответствии с договором на текущий и капитальный ремонт скважин различного назначения от 30.12.2008 № БНФ/у/8/330/09/БУР (т. 5 л.д. 127-142). Бурение БС начато – 05.06.2009 (т. 8 л.д. 16), окончено – 02.07.2009 (т. 8 л.д. 21), начало добычи после зарезки БС - июль 2009 г. (т. 8 л.д. 35-38)

Как следует из эксплуатационной карточки скважины № 41, к моменту остановки перед проведением работ по ЗБС дебит по нефти существенно снизился. В деле скважины, предложениях геологической службы по определению скважин-кандидатов на бурение боковых стволов и заключении по результатам промысловых геофизических исследований отсутствуют сведения о технических неисправностях (негерметичности эксплуатационной колонны, разрушении цементного кольца).

Согласно протоколу заседания территориального отделения ЦКР Роснедра по УР от 20.11.2009 № 453 (стр. 8) Карлинское месторождение находится в завершающей стадии разработки (т. 10 л.д. 27-35). Месторождение введено в промышленную разработку в 1941 г., полностью разбурено. В авторском надзоре за реализацией проекта разработки Карлинского месторождения имеется отметка ЦКР Роснедра о том, что месторождение находится в заключительной (завершающей) стадии разработки (т. 10 л.д. 36-38).

Из этого следует, что причиной проведения работ по ЗБС на скважине № 41 явилось естественное истощение запасов нефти в контуре питания скважины.

Согласно представленным на проверку документам на момент проведения ЗБС скважина № 41 была технически исправна. Инцидентов и аварий, которые могли бы привести к возникновению технических неисправностей, не зафиксировано. В деле скважины также отсутствуют сведения о наличии каких-либо технических неисправностей на скважине перед ЗБС. Согласно справке общества по требованию № 5 о представлении документов, аварии на скважине № 41 отсутствовали.

Согласно справке (т. 8 л.д. 1) ремонтно-изоляционные работы на скважине № 100 не проводились.

Из этого следует, что скважина № 41 перед ЗБС была технически исправна, и проведение работ по ЗБС не связано с возникновением аварий и технических неисправностей на скважине, препятствующих ее работе.

Проведение ЗБС не вызвано прорывом пластовых вод.

Согласно протоколу заседания территориального отделения ЦКР Роснедра по УР от 20.11.2009 № 453 (стр. 5) по месторождению в период 2006-2008 г.г. фактические объемы отборов нефти опережают проектные величины на 0,095 - 0,103 тыс.г. при средней обводненности продукции 83, 4-89,8 % (что ниже проектной на 0,9 %) (т. 10 л.д. 27-35).

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 41, на момент остановки (март 2009) обводненность скважины составляла 2,2 %.

В заключении экспертов указано (ответ на вопрос № 6), что после остановки скважины по техническим причинам (1960-1993 г.г.) производительность восстановилась до 300-400 т/мес., при обводнении 5-10%. Далее (до 2008 г.) производительность скважины снизилась до 5-10 т/мес., по нефти, но обводнение при этом оставалось невысоким (5-10 %).

При этом из эксплуатационной карточки скважины № 41 следует, что обводненность продукции скважины увеличивалась постепенно, без резких рывков. Данное обстоятельство свидетельствует об отсутствии факта прорыва пластовых вод на скважине № 41, рост обводненности продукции связан с плановой работой системы поддержания пластового давления (заключение экспертов ответ на вопрос номер № 6).

Таким образом, причиной ЗБС не является ни предельное обводнение, ни прорыв пластовых вод.

Данный вывод соответствует экспертному заключению (ответ на вопрос № 11).

ЗБС проведена методом извлечения эксплуатационной колонны, в результате чего изменилась конструкция и пространственное положение ствола скважины.

Из плана-программы (т. 8 л.д. 10-12) следует, что до проведения работ скважина № 41 пробурена до глубины 218 м на артинский ярус Карлинского месторождения. Скважина передана в эксплуатацию 21.03.1942. Конструкция данной скважины включала кондуктор диаметром 273 мм, установленный до глубины 38,3 м и эксплуатационную колонну диаметром 146 мм, спущенную до глубины 121м. Участок ствола в интервале 121-218 м оставался открытым, скважина вертикальная (т. 8 л.д. 10-12).

В результате проведенных работ эксплуатационная колонна была отрезана на глубине 97 м и извлечена из скважины. Затем с глубины 39 м был пробурен наклонный боковой ствол до отметки 245 м. В пробуренном боковом стволе до глубины 245 м была установлена эксплуатационная колонна диаметром 146 мм. Ниже эксплуатационной колонны до глубины 300 м боковой ствол бурился горизонтально (зенитный угол стола скважины на глубине 295 м равен 93,97°) долотом диаметром 124 мм. В интервале 245-300 м ствол не обсаживался обсадными трубами. Дебит при испытании скважины после бурения бокового ствола составил 5,76 м³/сут. Жидкости (т. 8 л.д. 23-24).

Проектное отклонение от устья и места зарезки (глубина 39м) бокового ствола на кровлю артинского яруса (глубина 203м. абсолютная отметка минус 86,5м) составляет 120,6м на забой (глубина по вертикали 216м, абсолютная отметка минус 100м)-163,5м по дирекционному углу 284 град., магнитному азимуту 273 град.

Фактическое отклонение на кровлю артинского яруса (глубина 245м. абсолютная отметка минус 87,2м) составляет 106,4м по дирекционному углу 290,6 град. Вертикальная поправка 41,32м.

На забой (глубина 295м, абсолютная отметка минус 96,51м) отклонение составляет 154м по дирекционному углу 287,06 град. Вертикальная поправка 81,99 м (т. 8 л.д. 5-7).

Сопоставление технических характеристик скважины № 41 до и после ЗБС (т. 8 л.д. 27) показало, что в результате проведенных работ по бурению бокового ствола из скважины № 41 изменился вид скважины с вертикальной на горизонтальную, т.е. произошло изменение пространственного положения ствола скважины.

Согласно представленным в ходе проверки документам в ходе работ по ЗБС производилось извлечение части эксплуатационной колонны (акт на передачу скважины № 41 Карлинского месторождения из капитального ремонта методом извлечения эксплуатационной колонны в эксплуатацию от 08.07.2009 (т. 8 л.д. 23-24), протокол геолого-технического совещания отделом геологии и разработки ОАО «АНК «Башнефть»), то есть фактически произведена полная замена всего оборудования.

Несмотря на то, что технологически нижняя часть обсадной колонны не извлекалась, фактическая эксплуатация прежней колонны полностью прекращена и в дальнейшем добыча нефти из оставшейся части обсадной колонны не производится, поскольку осуществлялась только из нового пробуренного ствола.

В связи с этим правомерен вывод о полной функциональной замене прежней обсадной колонны.

Добыча нефти после ЗБС скважины № 41 возобновлена в июле 2009 г. С июля по декабрь 2009 г. скважина провела в работе 166 суток, добыча нефти составила 492.7 т/год, что существенно больше добычи до проведения ЗБС (в 2008 году – 67 т/год).

После ввода ее в эксплуатацию в 1942 г. скважина была продуктивна до середины 60-х годов и ее производительность по нефти составляла 10-50 т/мес. при обводнении 80-90%. После остановки по техническим причинам (1960-1993 г.г.) производительность восстановилась до 300-400 т/сут, при обводнении 5-10%. Далее до 2008 г. производительность скважины падала до 5-10 т/мес по нефти, но обводнение при этом оставалось невысоким (5-10%). После проведения работ по ЗБС в 2009 г. расходы нефти восстановились 100-110 т/мес и обводнение несколько увеличилось до 50-70%.

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 41 месячная добыча нефти после проведения работ по ЗБС составила 115.5 тонн.

Из этого следует, что работы по ЗБС на Карлинском месторождении имели целью увеличение добычи нефти по каждой конкретной скважине (в том числе и по скважине № 41) и по месторождению в целом, т.е. работы по ЗБС связаны с увеличением технико-экономических показателей и производственной мощности.

Этот вывод поддерживается и в экспертном заключении (т. 4 л.д. 64-92).

Само общество рассматривало проведенные работы по зарезке бокового ствола как работы по восстановлению бездействующей скважины.

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 41 добыча нефти не осуществлялась с января 2009 г. по июнь 2009 г., согласно сведениям по фонду нефтяных скважин по НГДУ скважина № 41 остановлена. В авторском надзоре за реализацией проекта разработки Карлинского месторождения имеется ссылка на плановый ввод из бездействующих скважин скважины № 41 в 2006 г. (т. 10 л.д.39).

Таким образом, выполненные в 2009 году работы по ЗБС на скважине № 41 содержат признаки реконструкции, установленные пунктом 2 статьи 257 Кодекса (с учетом позиции Президиума ВАС РФ в постановлении от 01.02.2011 № 11495/10):

- проведение зарезки бокового ствола не вызвано прорывом пластовых вод;

- ЗБС проведено методом извлечения эксплуатационной колонны.

Кроме того, в результате проведения работ по ЗБС скважины № 41 произошло ее переустройство, то есть изменение ее конструкции (технического показателя, характеризующего скважину) и смена пространственного положения ствола скважины; проведение ЗБС связано с повышением технико-экономических показателей производства; проведение ЗБС имеет целью увеличение производственных мощностей; работы по бурению бокового ствола произведены в бездействующей скважине, что согласно статье 257 Кодекса свидетельствует об обоснованной квалификации спорных работ как реконструкции скважины № 41 Карлинского месторождения.

5).скважина № 119 Волостновского месторождения введена в эксплуатацию 01.10.1974, согласно паспорту скважины цель бурения – нагнетательная (т. 8 л.д. 39-43). В акте на передачу скважины № 119 из бурения в эксплуатацию от 30.09.1974 отражено, что скважина является нагнетательной. Первоначальная стоимость - 524 187 руб., стоимость выполненных работ по ЗБС в 2009 годусоставила 32 705 000 руб.

Работы по ЗБС по скважине № 119 Волостновского месторождения проводились в соответствии с договором на текущий и капитальный ремонт скважин различного назначения от 30.12.2008 № БНФ/у/8/330/09/БУР (т. 5 л.д. 127-142).

Провести подготовку скважин к капитальному ремонту методом зарезки боковых стволов – изоляцию нижней части ствола скважин и извлечение верхней части эксплуатационной колонны поручено ООО «УПКРС». В 2008 году ООО «УПКРС» поручено провести исследования технического состояния скважин, запланированных для зарезки боковых стволов. По результатам определить возможность и глубины извлечения колонн.

Бурение БС начато 13.07.2009 (т. 8 л.д. 54), окончено 14.11.2009 (т. 8 л.д. 84), начало добычи после зарезки БС – январь 2010 г. (т. 8 л.д. 106-109)

Причиной проведения работ по ЗБС на скважине № 119 является естественное истощение запасов нефти в контуре питания скважины.

Из протокола заседания ЦКР Роснедра от 16.08.2007 № 4053 (т. 10 л.д.2-18) следует, что Арслановская залежь Волостновского месторождения введена в разработку в 1965 г. Плотность сетки скважин – 44, 6 га. В действующем фонде на 01.01.2007 числится четыре добывающих и две нагнетательные скважины. Закачка ведется с 1994 г. С начала разработки отобрано 870 тыс.т., при обводненности продукции 96 %. Утвержденные извлекаемые запасы нефти полностью выработаны.

Согласно протоколу заседания ЦКР от 16.08.2007 месторождение находится в заключительной стадии разработки (т. 10 л.д. 8). Проектный фонд скважин полностью реализован.

Месторождение вступило в позднюю (четвертую) стадию разработки - стр. 7 протокола ЦКР Роснедра от 30.09.2009 № 4690. .

Согласно проекту разработки Волостновского нефтяного месторождения (т. 10 л.д. 19-25) месторождение находится на поздней стадии разработки (стр. 8).

Из эксплуатационной карточки скважины № 119 следует, что к моменту остановки перед проведением работ по ЗБС дебит по нефти существенно снизился, а обводненность продукции выросла. В деле скважины, предложениях геологической службы по определению скважин-кандидатов на бурение боковых стволов и заключении по результатам промысловых геофизических исследований отсутствуют сведения о технических неисправностях (негерметичности эксплуатационной колонны, разрушении цементного кольца), из чего следует вывод, что проведение ЗБС на скважине № 119 связано с естественным истощением запасов нефти в контуре питания скважины.

Данный вывод соответствует выводам экспертов.

Из эксплуатационной карточки скважины видно, что месячная добыча нефти после проведения работ по ЗБС увеличилась, дебит нефти составил до 56,1-131,9 тонн в месяц в 2010 году при 67,1-88,3 процентов по сравнению с уровнем продуктивности 2007-2008 годов, когда производительность скважины составляла 1-24 тонны в месяц при обводненности 71,4-91,5 процентов.

Инцидентов и аварий, которые могли бы привести к возникновению технических неисправностей на скважине № 119, не зафиксировано. В деле скважины также отсутствуют сведения о наличии каких-либо технических неисправностей перед ЗБС, а также информации о работах, не давших положительный результат. Согласно справке представленной по требованию № 5, аварии на скважине 119 отсутствовали.

Следовательно, проведение работ по ЗБС не связано с возникновением аварий и технических неисправностей на скважине, препятствующих ее работе.

Согласно плану работ на текущий ремонт скважины (т. 8 л.д. 67-74) на 11.03.2010 были проведены следующие работы:

19.07.2007-22.07.2007 – ревизия или смена насоса скважинного вставного НС;

14.02.2009-08.03.2009- отключение отдельных интервалов и пропластков;

19.01.2010-30.01.2010 – промывка забоя скважины горячей нефтью;

01.02.2010-05.02.2010- ревизия и смена насоса.

Таким образом, скважина № 119 перед ЗБС была технически исправна, какие-либо ремонтно-изоляционные работы (непосредственно перед проведением ЗБС), не давшие положительного результата, в связи с чем и было принято решение о проведении ЗБС, на скважине не проводились.

Неисправности анализируемых скважин устранялись до проведения работ по ЗБС, в процессе эксплуатации скважин. Следовательно, работы по ЗБС вызваны низкими дебитами нефти скважин и их высокой обводненностью (страница 22 экспертного заключения (ответ на вопрос № 10)).

Как следует из эксплуатационной карточки скважины № 119 (т. 8 л.д.106-109), начальный дебит нефти составлял 2т/сут при обводненности 99,1%; на момент остановки (март 2009) обводненность скважины составляла 89,2%. В заключении экспертов (ответ на вопрос № 6) указано, что с 1994 г. производительность сократилась до 5-10 т/мес., при обводнении 85-90% (до 2008 г.).

Причиной обводнения скважины являются пластовые воды, используемые в системе ППД, явные указания на прорыв пластовых вод в представленных документах отсутствуют. По данным химического анализа за 2010 г. после ЗБС попутные воды из скважины представляют собой крепкий рассол с минерализацией 210-220 грамм на литр, хлоркальциевого типа (по ФИО11).

Исходя из протокола ЦКР Роснедра от 30.09.2009 № 4690 (стр. 4), все залежи разрабатываются на режиме вытеснения нефти подошвенной водой, наиболее активно – Араслановская залежь.

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 119 на момент остановки скважины в марте 2009 года обводненность скважины составляла 89,2%.При этом обводненность продукции скважины увеличивалась постепенно, без резких рывков, что свидетельствует об отсутствии прорыва пластовых вод, рост обводненности продукции связан с плановой работой системы поддержания пластового давления.

Таким образом, причиной ЗБС не является прорыв пластовых вод. Данный вывод соответствует экспертному заключению (т. 4 л.д. 64-92).

Зарезка бокового ствола проведена методом извлечения эксплуатационной колонны. В результате работ произошло изменение конструкции и смена пространственного положения ствола скважины.

Из плана-программы (т. 8 л.д. 46-53) следует, что до проведения работ скважина № 119 имела следующую конструкцию: направление диаметром 426 мм до глубины 22,5 м, кондуктор диаметром 245 мм до глубины 593,1 м и эксплуатационную колонну из обсадных труб диаметром 146 мм, установленную до глубины 2369,4 м. скважина передана в эксплуатацию 30.09.1974 г. (л.д. 46-53).

Смещение старого (материнского) ствола скважины № 119 на глубине 2231 м составляет 79,75 м (дирекционный угол смещения 133,5°).

Боковой ствол из скважины № 119 был забурен после извлечения верхней части эксплуатационной колонны диаметром 146 мм длиной 1064 м. В процессе бурения бокового ствола имели место аварии, что привело к необходимости перебуривания части ствола. По результатам ГИС работающий интервал пласта расположен в интервале 2302,5-2307,6 м. Смещение бокового ствола скважины №119 Волостновского месторождения на проектной глубине 2320 м составляет 295,7 м (дирекционный угол смещения 328,9°).

Проектное отклонение от устья и от места зарезки (глубина 640 м) скважины № 119 Волостновского месторождения на кровлю среднего карбона (глубина по вертикали 2208 м, абсолютная отметка минус 1963 м) составляет 276,34 м по дирекционному углу 334˚07¹, магнитному азимуту 323˚53¹.

Фактическое отклонение на кровлю среднего карбона (глубина 2273,6 м, абсолютная отметка минус 1973 м) составляет 276,34 м по дирекционному углу 334,12 град. Вертикальная поправка 55,15м.

На забой (глубина 2320 м, абсолютная отметка минус 2019,09 м) отклонение составляет 295,70 м по дирекционному углу 329,9 град. Вертикальная поправка 55,46м.

Сопоставление технических характеристик скважины № 119 до и после ЗБС показало, что произошло изменение пространственного положения ствола скважины.

Согласно представленным документам в ходе работ по ЗБС произведено извлечение части эксплуатационной колонны (акт на передачу скважины № 119 с Волостновского месторождения из капитального ремонта методом бурения бокового ствола после извлечения эксплуатационной колонны в эксплуатацию от 31.12.2009 (т.8 л.д. 100-105), протокол геолого-технического совещания отделом геологии и разработки (т. 9 л.д. 93-101), то есть фактически произведена полная замена всего оборудования.

Несмотря на то, что технологически нижняя часть обсадной колонны не извлекается, фактическая эксплуатация прежней колонны полностью прекращена и в дальнейшем добыча нефти из оставшейся части обсадной колонны не производится, поскольку осуществлялась только из нового пробуренного ствола.

В связи с этим в данной ситуации правомерно говорить о полной функциональной замене прежней обсадной колонны.

Согласно эксплуатационной карточке скважины № 119 месячная добыча нефти после проведения работ по ЗБС составила 131,9 тонн.

Скважина № 119 после ввода ее в эксплуатацию в 1974 г. была продуктивна до 1991 г. и ее производительность по нефти составляла 100-300 т/мес. при обводнении 70-80%. С 1994 г. ее производительность сократилась до 5-10 т/мес. при обводнении 85-90% до 2008 г. После проведения работ по ЗБС в 2009 г. дебит нефти восстановился до 200-500 т/мес. и обводнение несколько сократилось (до 50-60%).

Добыча нефти после ЗБС скважины № 119 возобновлена в январе 2010 г. С января по декабрь 2009 г. скважина № 119 провела в работе 307,1 суток, добыча нефти составила 1020 т/год, что существенно больше добычи до проведения ЗБС (в 2008 году – 99 т/год).

Из этого следует, что работы по ЗБС на Волостновском месторождении имели целью увеличение добычи нефти по каждой конкретной скважине (в том числе и по скважине № 119) и по месторождению в целом, т.е. работы по ЗБС связаны с увеличением технико-экономических показателей и производственной мощности.

Аналогичный вывод сделан экспертами на странице 17 заключения.

Согласно эксплуатационной карточке добыча нефти по скважине № 119 не осуществлялась с марта 2009 г. по декабрь 2009 г.

Согласно справке по бездействующим эксплуатационным нефтяным скважинам по состоянию на 31.12.2009 скважина № 119 Волостновского месторождения Южно-Араслановской площади отнесена к категории бездействующих (т. 8 л.д. 125).

Учитывая изложенное, выполненные в 2009 году работы по ЗБС на скважине № 119 отвечают признакам реконструкции, установленным п. 2 статьи 257 Кодекса (с учетом позиции Президиума ВАС РФ в постановлении от 01.02.2011 № 11495/10:

- проведение зарезки бокового ствола не вызвано прорывом пластовых вод;

- ЗБС проведена методом извлечения эксплуатационной колонны.

Кроме того, в результате работ по ЗБС скважины № 119 произошло ее переустройство, то есть изменение ее конструкции (технического показателя, характеризующего скважину) и смена пространственного положения ствола скважины; проведение ЗБС связано с повышением технико-экономических показателей производства; проведение ЗБС имеет целью увеличение производственных мощностей; работы по бурению бокового ствола произведены в бездействующей скважине, что согласно статье 257 Кодекса свидетельствует об обоснованной квалификации налоговым органом спорных работ в качестве работ по реконструкции скважины № 119 Аскаровского месторождения.

Утверждение общества об отсутствии цели увеличения производственных мощностей при проведении работ по ЗБС противоречит представленным документам, в частности Методическому руководству по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин (л.д. 10 л.д. 57-64), в котором (в разделе 2) в качестве основных целей строительства БС перечислены, в том числе повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате бурения БС путем уплотнения сетки скважин, повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением БС из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам, вовлечение в разработку залежей нефти в выше и нижезалегающих продуктивных отложений, увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным числом скважин, вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной практически выработанной, а также наличию экономического обоснования вариантов разработки месторождений исходя из условий реализации нефти на внутреннем и внешнем рынке (т. 9 л.д.113-124).

В качестве цели бурения боковых стволов само общество указывает на восстановление доступа к остаточным запасам нефти, что подтверждает позицию инспекции о правомерности квалификации работ как реконструкции.

Судом исследованы и отклонены ссылки заявителя на несогласие с экспертным заключением, изложенные в письменных пояснениях от 13.06.2013.

Указанные в экспертном заключении выводы основаны на исследованиях, требующих специальных познаний.

Именно для разрешения этих вопросов налоговым органом была назначена и проведена комплексная геолого-техническая экспертиза, порученная группе экспертов.

Оснований не доверять полученному экспертному заключению у суда не имеется.

Противоречий в экспертном заключении и выводов по правовым вопросам суд не усматривает и оценивает выводы экспертного заключения как соответствующие остальным имеющимся в деле доказательствам.

При несогласии с заключением, учитывая, что для разрешения возникших вопросов требуются специальные познания, общество вправе было при рассмотрении дела в суде заявить ходатайство о назначении судебной экспертизы, однако такое ходатайство не заявлено

Согласно разъяснениям п. 5 Постановления Пленума ВАС РФ от 20.12.2006 N 66 если экспертиза в силу АПК РФ могла быть назначена по ходатайству участвующих в деле лиц, однако такое ходатайство не поступило, оценка требований и возражений сторон осуществляется судом с учетом положений статьи 65 АПК РФ о бремени доказывания исходя из принципа состязательности, согласно которому риск наступления последствий несовершения соответствующих процессуальных действий несут лица, участвующие в деле (часть 2 статьи 9 Кодекса).

С учетом выявленного нарушения инспекцией произведен расчет ежемесячной суммы амортизации и амортизационной премии по скважинам № 954 Саитовского месторождения, № 100 Аскаровского месторождения, № 124 Волостновского месторождения, №41 Карлинского месторождения, № 119 Волостновского месторождения (стр. 79-81 решения, расчет в приложении № 1-НнП к решению) исходя из отнесения основного средства на дату ввода в эксплуатацию после реконструкции к пятой амортизационной группе.

Учитывая изложенное, суд признает решение в этой части законным и обоснованным.

В силу главы 25.3 Кодекса отношения по уплате государственной пошлины возникают между ее плательщиком – лицом, обращающимся в суд, и государством. Исходя из положений подп. 1 п. 3 ст. 44 Кодекса, отношения по поводу уплаты государственной пошлины после ее уплаты прекращаются.

Согласно ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации между сторонами судебного разбирательства возникают отношения по распределению судебных расходов, которые не регулируются главой 25.3 Кодекса.

Законодательством не предусмотрен возврат заявителю уплаченной государственной пошлины из бюджета в случае, если судебный акт принят в его пользу, а также не предусмотрено освобождение государственных органов, органов местного самоуправления от возмещения судебных расходов.

В связи с этим, если судебный акт принят не в пользу государственного органа (органа местного самоуправления) расходы заявителя по уплате государственной пошлины подлежат возмещению этим органом в составе судебных расходов (ч. 1 ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).

На основании изложенного, руководствуясь ст.ст. 110, 167, 170, 176, 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

РЕШИЛ:

Признать недействительным, не соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 от 17.08.2012 № 52-20-18/1483р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций, налога на имущество организаций в начисления соответствующих сумм пени и привлечения к ответственности в связи с выводами в пункте 1.1. решения о неправильном определении срока полезного использования основных средств и завышении расходов на амортизационные отчисления (по оспариваемым станкам-качалкам).

В части доначисления налога на прибыль, налога на имущество, начисления соответствующих сумм пени и привлечения к ответственности в связи с выводом о необоснованном единовременном включении в состав расходов затрат на реконструкцию скважин (пункт 1.2. решения) признать решение соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, отказав Открытому акционерному обществу «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» в удовлетворении заявления о признании решения в этой части недействительным.

Взыскать с Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам № 1 в пользу Открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» судебные расходы в размере 2 000 руб.

Решение может быть обжаловано в течение месяца после его принятия путем подачи апелляционной жалобы в Девятый арбитражный апелляционный суд.

Судья Г.А. Карпова