Постановление Восьмого арбитражного апелляционного суда от 29.04.2014 по делу n А75-4980/2013. Отменить решение, Принять новый судебный акт (п.2 ст.269 АПК)

возможность ее применения на производстве, следовательно, данное заключение не является доказательством выполнения ремонтных работ на спорных скважинах. Дела скважин, на которые ссылается Общество в обоснование своей позиции, также не содержат информацию о видах проведенных работ на скважинах.

Согласно постановлению Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации № 11495/10 от 11.02.2011, работы относятся к капитальному ремонту скважин, если они осуществлены ввиду технической неисправности скважины либо обусловлены прорывом подошвенных вод и обводнением скважины в результате этого.

В апелляционной жалобе налогоплательщик утверждает, что необходимость проведения работ по зарезке боковых стволов на скважинах № 1560 и № 2101 Варынского месторождения была обусловлена высокой степенью обводнения продуктивных пластов, причиной которого послужил прорыв пластовых вод из низлежащих пластов, что по его мнению, подтверждается протоколом совместного геолого-технического совещания ОАО «Негуснефть» и ООО «Сибирьтранссервис» по проведению РИР на скважине 2101 от 23.07.2010 (т. 23 л.д. 70-71), заключением ЗАО ПГО «Тюменьпромгеофизика» по результатам промыслово-геофизических исследований в скважине 1560 от 02.11.2005 (т. 22 л.д. 23-25), результатами анализа воды из скважин (т. 23 л.д. 64-69).

Между тем, протокол совместного геолого-технического совещания ОАО «Негуснефть» и ООО «Сибирьтранссервис» по проведению РИР на скважине 2101 от 23.07.2010 (т. 23 л.д. 70-71) в резюмирующей части содержит вывод о рассмотрении возможности зарезки бокового горизонтального ствола скважины для выведения ее из бездействующего фонда с расчетами начального и конечного дебита и накопленной нефти.

Результаты комплекса исследований ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» на скважине № 2101 от 21.07.2010 (т. 22 л.д. 26-29) имеют своей целью определение текущего характера насыщения пласта, при этом радиогеохимическая аномалия, связанная с обводнением коллекторов пластовой водой, выявлена лишь в интервале 2385,6-2395,4м, тогда как исследования (ГИС) проведены в интервалах 2299,2-2433,5м. Заключение ЗАО ПГО «Тюменьпромгеофизика» по результатам промыслово-геофизических исследований в скважине 1560 от 02.11.2005 (т. 22 л.д. 23-25) содержит вывод о том, что пласт обводнен, поступление жидкости с текущего забоя. Таким образом, содержание приведенных налогоплательщиком документов не подтверждает, что обводнеие пластов обусловлено прорывом подошвенных вод, информация об этом также отсутствует в делах скважин.

Результаты анализа воды из скважин (т. 23 л.д. 64-69) отсутствуют в делах скважин, не представлялись налоговому органу в ходе выездной налоговой проверки, составлены в произвольной форме и подписаны в одностороннем порядке ОАО «Неугснефть», ввиду чего не могут быть приняты в качестве надлежащих доказательств по делу.

Налогоплательщик в качестве дополнительного основания к проведению работ по зарезке боковых стволов на скважине № 2101 Варынского месторождения, наряду с обводнением продуктивного пласта, указал на наличие заколонного перетока в зоне продуктивного пласта, что по его мнению, свидетельствует о неисправности скважины. В подтверждение данного обстоятельства Общество сослалось на результаты комплекса исследований ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» на скважине № 2101 от 21.07.2010 (т. 22 л.д. 26-29).

По верному замечанию налогового органа, одной из причин заколонных перетоков является физико-химическое взаимодействие цементного раствора с глинистой коркой. Глинистая корка является наиболее слабым звеном в системе: цементный камень - глинистая корка - горная порода и в результате контракции обезвоживается, уменьшается в объеме, образуя каналы.

Другими причинами нарушения герметичности заколонного пространства может выступать перфорация обсадных колонн; избыточные давления в затрубном пространстве.

Способами восстановления герметичности заколонного пространства скважины являются работы по наращиванию цементного кольца за колонной либо метод цементирования под давлением, при котором тампонирующий раствор принудительно вводят в разрывы цементного кольца или кольцевые зазоры, вымывая остатки раствора из колонны и проводя ОЦЗ под давлением.

Вывод о неисправности скважин является предположительным и документально не подтвержденным. Даже если предположить недостатки цементирования в скважине 2101, то они устранимы двумя вышеуказанными способами, а не зарезкой боковых стволов скважин.

Скважины № 1560 и 2101 не являлись аварийными. Более того, скважина № 1560 являлась пьезометрической (специальная наблюдательная скважина, предназначенная для постоянного наблюдения в какой-либо части нефтяной залежи за изменением пластового давления). После зарезки бокового ствола она стала добывающей, то есть изменилось назначение скважины, что подтверждается протоколом допроса начальника геологического отделаОАО «Негуснефть» - Софронова А.К. (т.1 л.д. 112 оборот – 114).

Вопреки доводам апелляционной жалобы, в результате зарезки боковых стволов изменился ряд показателей, а именно:

- на скважине 1560:

появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которое ранее на указанной скважине не существовало;

использование старого ствола прекращено;

установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 2156.60-2977.12 м;

установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 2852.13- 2969.52 м и башмак на глубине 2978 м;

общая длина хвостовика 821,5 м

увеличился дебит нефти;

скважина из пьезометрической переведена в добывающую скважину.

на скважине 2101:

появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которое ранее на указанной скважине не существовало;

использование старого ствола прекращено;

установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1979.4-2627 м;

установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 2618.34-2626.9 м и башмак на глубине 2627 м;

общая длина хвостовика 821 s5 м

увеличился дебит нефти;

скважина из бездействующей переведена в добывающую скважину.

При указанных обстоятельствах не находит своего подтверждения довод налогоплательщика об отсутствии изменения конструкции скважин, ввиду отсутствия замены эксплуатационной скважины полностью, поскольку конструкция скважины при зарезке бокового ствола претерпевает существенные изменения - обсадная эксплуатационная колонна приобретает новое горизонтальное направление, фактически строится новый ствол скважины.

Зарезка бокового ствола может быть отнесена к капитальному ремонту при аварии либо прорыве пластовых вод на функционирующей скважине, в этом случае выполненные работы носят характер ликвидации внешнего воздействия на скважину, препятствующему добыче. В рассматриваемом случае была произведена зарезка бокового ствола на бездействующей (а тем более пьезометрической скважине - 1560) скважине, у которой отсутствует нефтеотдача и данный вид работ квалифицируется как реконструкция скважины - внесение в нее таких изменений после которых скважина приобретает нефтеотдачу.

В соответствии с пунктом 14 «Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03» боковой ствол скважины обсаживается эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 146, 101.6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна в виде «хвостовика» подвешивается и цементируется в оставшейся части «старой» эксплуатационной колонны.

Таким образом, при зарезке бокового ствола происходит замена эксплуатационной колонны в части: колонна скважины ниже вырезанного окна не используется (ликвидируется) и достраивается новая часть эксплуатационной колонны в виде хвостовика.

В процессе эксплуатации месторождения Обществом производилась плановая закачка воды нагнетательными скважинами в целях поддержания пластового давления. Сама по себе откачка в составе нефтегазоносной жидкости значительного количества воды не свидетельствует исключительно о предельной обводненности пластов, поскольку это обстоятельство может быть вызвано и истощением запасов нефти на данном конкретном участке пласта и подъемом нижележащего водонасыщенного пласта горизонта. Из имеющейся информации в делах скважин 1560 и 2101 установлено, что аварий на данных скважинах не зафиксировано, что также подтверждается протоколом допроса начальника геологического отдела ОАО «Негуснефть» Софронова Андрея Константиновича от 19.10.2012 № 4.

Таким образом, доводы Общества о поступлении подошвенных вод лишь подтверждают факт подъема нижележащего водонасыщенного пласта горизонта. Бурение боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных скважин, осуществляемое с целью увеличения площади дренирования и ухода из обводненной части пласта, является реконструкцией скважин, поскольку: часть скважины выводится из эксплуатации путем установки ликвидационного моста; в крепи скважины вырезано окно, через которое пробурен боковой ствол, конечный участок которого является горизонтальным; боковой ствол оснащен функциональными элементами, обеспечивающими его герметичность и извлечение пластовой продукции; результате выполнения работ по зарезке бокового ствола конструкция скважины изменяется и не соответствует фактической конструкции скважины при постановке на учет как основного средства.

Позиция об отнесении зарезки бокового ствола скважин к реконструкции также подтверждается профильными учебными заведениями (т. 14 л.д. 93-99).

ФГУ Главгосэкспертиза России на запрос налогового органа представлено заключение по проекту реконструкции скважин Варынгского месторождения методом зарезки бокового ствола скважины (т. 15 л.д. 3-12, т. 16 л.д. 134-144) и разъяснено о том, что данная проектная документация связана с изменением параметров объектов капитального строительства (скважин) и относятся к реконструкции (т. 14 л.д. 133).

Приводимые налогоплательщиком сведения со ссылкой на протокол ЦКР Роснедра № 4190 от 21.12.2007 (т. 22 л.д. 63) о том, что Варынское месторождение не является выработанным по запасам нефти, следовательно, работы по зарезке боковых стволов на спорных скважинах нельзя отнести к реконструкции скважин, не имеют доказательственного значения, поскольку в настоящем деле рассматривается не нефтенасыщение Варынгского месторождения в целом, а только в части конкретных скважин №2101 и №1560.

Между тем, указанный протокол содержит сведения, о том, что целью бурения боковых стволов из обводненных скважин является интенсификация добычи нефти и увеличение КИН (коэффициент извлечения нефти) (т. 22 л.д. 74).

Таким образом, работы по зарезке боковых стволов, в отношении спорных скважин, полностью отвечают всем четырем критериям реконструкции в целях налогообложения:

- изменение устройства объекта основных средств;

- повышение технико-экономических показателей объекта основных средств;

- наличие проектных документов для проведения работ;

- целью проведения работ является увеличение мощностных характеристик объекта основных средств.

Таким образом, в целях налогообложения данные работы в силу пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса при наличии вышеуказанных критериев являются реконструкцией объектов основных средств.

Более того, согласно пункту 4.7 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03», утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 № 56, и обязательных при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации, консервации и ликвидации производственных объектов), зарезка бокового ствола прямо отнесена к работам по реконструкции, а в пункте 4.6 «Требования к ведению работ по ремонту скважин» указание на работы по зарезке бокового ствола отсутствует.

Не может быть принята во внимание ссылка налогоплательщика на «Классификатор ремонтных работ в скважинах» (РД 1 53-39.0-088-01), поскольку в данном документе произведена квалификация работ на скважинах лишь с целью отнесения конкретного вида работ к капитальному или текущему ремонту, а понятие «реконструкция» положениями РД 153-39.0-088-01 не учитывается.

Кроме того, согласно пункту 4.1 РД 153-39.0-088-01 к капитальному ремонту отнесена консервация скважин (КР11-1), их ликвидация (КР11-2), что не отвечает самому понятию «капитальный ремонт», установленному пунктом 5.1 Ведомственных строительных нормативов ВСН 58-88(р) «Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения», утвержденных приказом Госкомархитектуры России при Госстрое СССР от 23.11.1988 № 312, в соответствии с которыми капитальный ремонт должен включать устранение неисправностей всех изношенных элементов, восстановление или замену (кроме полной замены каменных и бетонных фундаментов, несущих стен и каркасов) их на более долговечные и экономичные, улучшающие эксплуатационные показатели ремонтируемых зданий (сооружений).

Не находят документального подтверждения доводы апелляционной жалобы о том, что работы, выполненные ООО «Сибирьтранссервис», ООО «Геотехнокин-Сервис», ООО «Вестор Оверсиз Холдингз», ООО «Лифт Ойл», не относятся к работам, связанным с бурением боковых стволов скважин, в связи с чем Инспекцией неверно были отнесены расходы налогоплательщика по договорам, заключенным с указанными контрагентами, в состав расходов по зарезке боковых стволов скважин.

В соответствии с пунктом 2.5 «Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03» , утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 № 69, технологический процесс забуривания бокового ствола включает следующие операции:

а) подготовку скважины к забуриванию:

- отсечение нижерасположенной части эксплуатационной колонны путем установки цементного моста или пакера;

 - опрессование обсадной колонны;

- шаблонирование эксплуатационной колонны;

- определение местоположения муфтовых соединений обсадной колонны;

б) вырезание участка обсадной колонны необходимой длины;

в) установку цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны;

г) забуривание ствола;

д) бурение ствола в заданном направлении;

е) крепление дополнительного ствола и ответвлений

Как следует из материалов дела, между Обществом и ООО «Лифт Ойл» был заключен договор от 22.12.2009 № 303/48-09 (т.3 л.д. 60-62) на производство канатных работ и работ по свабированию скважин.

Согласно счетам-фактурам и актам ООО «Лифт Ойл» (т. 6 л.д. 11-30) производило работы по подготовке скважин 2101 и 1560 к бурению боковых стволов (свабирование скважин). Общая сумма расходов по подготовке