Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 7 июля 2014 г. N 09АП-20430/14

г. Москва

07 июля 2014 г.

Дело N А40-46889/11

Резолютивная часть постановления объявлена 01 июля 2014 года.

Постановление изготовлено в полном объеме 07 июля 2014 года.

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

Председательствующего судьи Н.О. Окуловой

Судей Р.Г. Нагаева, Е.А. Солоповой

при ведении протокола судебного заседания помощником судьи М.А. Прозоровской

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционные жалобы

ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" и МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

на решение Арбитражного суда г. Москвы от 31.12.2013 г.

по делу N А40-46889/11, принятое судьей М.В. Лариным

по заявлению ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"

(ОГРН: 102890070396, 629807, ЯНАО, г. Ноябрьск, ул. Ленина, д. 59/87)

к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

(ОГРН: 1047702057765, 129223, г. Москва, Проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)

третье лицо: ФНС России (ОГРН: 1047707030513, г. Москва, ул. Неглинная, д. 23)

о признании недействительным решения от 13.12.2010 N 52-21-18/867р в части

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Томаров В.В. по дов. N 11/4-818 от 01.11.2013, Бочкарева В.А. по дов. N 11/4-13 от 30.12.2013, Никонова Л.С. по дов. N 11/4-12 от 30.12.2013

от заинтересованного лица - Князева О.Н. по дов.N 32 от 09.08.2013

от третьего лица - Князева О.Н. по дов. N ММВ-24-7/216 от 27.05.2014

УСТАНОВИЛ:

ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (далее - заявитель, общество, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к МИ ФНС по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - заинтересованное лицо, инспекция, налоговый орган) о признании недействительным решения от 13.12.2010 N 52-21-18/867р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части предложения уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций в размере 164 917 683 руб., налогу на имущество организаций в размере 5 987 401 руб., соответствующих пеней и штрафов. (с учетом уточнения требований в порядке ст. 49 АПК РФ).

К участию в деле в качестве третьего лица привлечена ФНС России.

Решением от 31.12.2013 г. заявленные требования удовлетворены частично. Суд решил: Признать недействительным вынесенное МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 в отношении ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" решение от 13.12.2010 N 52-21-18/867р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части начисления и уплаты недоимки по налогу на прибыль организаций в размере 142 452 214 руб., налога на имущество организаций в размере 5 151 603 руб., соответствующих пеней и штрафов, как несоответствующее НК РФ.

В остальной части отказать Открытому акционерному обществу "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" в удовлетворении заявленных требований.

Стороны не согласились с решением суда и обратились с апелляционными жалобами.

Заявитель в своей апелляционной жалобе просит решение суда отменить в части отказа в удовлетворении требований и заявленные требования удовлетворить в полном объеме.

Заинтересованное лицо представило отзыв на апелляционную жалобу налогоплательщика и просит отказать в ее удовлетворении.

Налоговый орган в апелляционной жалобе указывает на несогласие с решением суда в части удовлетворения требований и просит решение суда в данной части отменить, в удовлетворении требований отказать. При этом налоговый орган в жалобе указывает на то, что согласен с выводами суда в отношении квалификации работ по ЗБС скважины N 1024 куст 27А Суторминского месторождения стоимостью 41 451 872 руб. в качестве работ по капитальному ремонту (недоимка по налогу на прибыль - 9 885 227 руб. и налог на имущество -210 448 руб., соответствующие сумм пеней и штрафа по налогу на имущество); неотносимости работ по ремонту иных, нежели скважины объектов основных средств общей стоимостью 13 559 931 руб., в том числе: по 8 скважинам -1 829 759 руб. и по 54 скважинам - 11 730 171 руб., к ЗБС 62 спорных скважин (недоимка по налогу на прибыль - 3 234 143 руб., в том числе: по 8 скважинам -436 458 руб. и по 54 скважинам - 2 797 685 руб., налог на имущество - 146 086 руб., в том числе: по 8 скважинам - 20 801 руб. и по 54 скважинам - 125 285 руб., соответствующие сумм пеней и штрафа по налогу на имущество); о необходимости установления реальных налоговых обязательств Общества за 2007-2008 гг. (проверяемый период) и корректировки налоговой базы по налогу на прибыль организаций за указанный период на суммы амортизационной премии (10%), амортизационных отчислений и налога на имущество за 2007 г. (общая стоимость спорных работ по 62 спорным скважинам - 634 710 412 руб., в том числе: по 8 скважинам - 352 442 730 руб. и по 54 скважинам - 282 267 682 руб.), считает, что в остальной части решение суда г. Москвы от 31.12.2013 по делу N А40-46889/11 принято Судом при неполном выяснении и недоказанности имеющих значение для дела обстоятельств. Налоговый орган также считает, что отдельные выводы Арбитражного суда г. Москвы, изложенные в решении по делу, не соответствуют обстоятельствам дела и имеющимся в деле доказательствам.

Представитель ФНС России поддерживает позицию инспекции.

Заявитель представил отзыв на жалобу инспекции, в котором просит отказать в ее удовлетворении.

В судебном заседании суда апелляционной инстанции представители сторон и третьего лица поддержали свои правовые позиции по спору.

Законность и обоснованность принятого решения проверены судом апелляционной инстанции в порядке ст.ст.266, 268 АПК РФ.

Изучив представленные в деле доказательства, заслушав представителей сторон, третьего лица, рассмотрев доводы апелляционных жалоб, отзывов, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством РФ о налогах и сборах и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционных жалоб, исходя из следующего.

Как следует из материалов дела, Инспекция проводила выездную проверку общества по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты всех налогов и сборов, страховых взносов на обязательное пенсионное страхование за период с 01.01.2007 по 31.12.2008. После окончания проверки составлен акт выездной налоговой проверки от 30.09.2010 N 52-21-18/635а, рассмотрены возражения и материалы проверки (протокол от 03.11.2010), на основании решения от 13.11.2010 N 52-21-18/751р проведены дополнительные мероприятия налогового контроля, результаты которых рассмотрены с участием налогоплательщика (протокол от 10.12.2010 г.).

По итогам рассмотрения материалов проверки акта и возражений налогоплательщика Инспекцией вынесено решение от 13.12.2010 N 52-21-18/867р о привлечении к ответственности, которым налоговый орган: привлек налогоплательщика к ответственности по пункту 1 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ) за неуплату налога на имущество организаций в виде штрафа в размере 1 241 321 руб., по пункту 1 статьи 126 НК РФ за не представление документов в установленный срок в виде штрафа в размере 500 руб., отказал в привлечении к ответственности по налогу на прибыль организаций в виду наличия переплаты (пункт 1); начислил пени по состоянию на 13.12.2010 за неуплату налога на имущество организаций в размере 1 210 367 руб., пени по налогу на прибыль организаций не начислял в виду наличия переплаты (пункт 2); предложил уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций в размере 177 305 075 руб., по налогу на имущество организаций в размере 6 206 606 руб., пени и штраф (пункт 3) внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета (пункт 4); отразить в карточке расчетов с бюджетом начисления недоимки по налогу на прибыль организаций в размере 1 020 295 170 руб. (пункт 5).

Решением ФНС России по апелляционной жалобе от 15.08.2011 N СА-4-9/13294@ решение инспекции изменено путем отмены в части начислений по налогу на прибыль организаций по пункту 1.4 решения, связанных с завышение расходов по амортизации, в связи с неправомерным применением коэффициента 2, в сумме 3 543 067 507 руб., в остальной части решение оставлено без изменения и утверждено.

Заявитель оспорил решение Инспекции частично в судебном порядке в указанной части.

Налогоплательщик оспаривает решение инспекции в следующей части: - неправомерного списания в состав прочих расходов по налогу на прибыль организаций единовременно затрат в размере 320 206 082 руб. на работы по зарезке боковых стволов (далее - ЗБС) на 9-ти скважинах N 2143 Вынгаяхинского месторождения, 262 Спорышевского месторождения, 407Р и 1731 Сугмутского месторождения, 923 и 1024 Сутормиского месторождения, 347 Пограничного месторождения, 583 Умсейского месторождения и 438 Муравленковского месторождения, подлежащих включению в перовоначальную стоимость основных средств в связи с отнесением данных работ к реконструкции (пункт 1.1); - неправомерного списания в состав прочих расходов по налогу на прибыль организаций единовременно затрат на работы, связанные с зарезкой бокового ствола по 9-ти скважинам (перечисленным в пункте 1.1, по которым факт отнесения работ по ЗБС к реконструкции оспаривается) на сумму 75 518 279 руб. и по 54-м скважинам (по которым факт отнесения работ по ЗБС к реконструкции сторонами на оспаривался) на сумму 302 254 200 руб. (пункт 1.2); - занижения налоговой базы по налогу на имущество организаций в связи с исключением из первоначальной стоимости основных средств по 9-ти скважинам перечисленным в пункте 1.1 затрат на работы по зарезке бокового ствола, относящиеся к реконструкции (налог на имущество организаций - 2 733 471 руб.) и других основных средств по 54-м скважинам перечисленным в пункте 1.2, затрат на работы, связанные с зарезкой бокового ствола (налог на имущество организаций - 3 253 929 руб.) - пункт 2.1; - отсутствие учета по пунктам 1.1 (94 666 399 руб.), 1.2 (94 731 658 руб.) суммы начисленной амортизации и амортизационной премии, а также налога на имущество организаций по спорным объектам основных средств (скважин) при расчете занижения налоговой базы на затраты по зарезке бокового ствола, по работам связанным с ЗБС и расчета подлежащих уплате сумм налогов, - отсутствие учета по пункту 2.1 (295 474 руб.) суммы начисленной амортизации по спорным объектам основных средств (скважин) при расчете занижения налоговой базы по налогу на имущество организаций.

Арбитражный апелляционный суд, исследовав и оценив представленные в деле доказательства в их совокупности и взаимной связи, считает, что судом первой инстанции полно и всесторонне установлены обстоятельства по делу и им дана надлежащая правовая оценка.

При исследовании обстоятельств дела установлено, что при проведении налоговой проверки Общества за 2007-2008 годы Инспекция ссылаясь на переустройство скважин и увеличение их дебита после выполнения работ по бурению бокового ствола, переквалифицировала эти работы с ремонта на реконструкцию, обосновав данный вывод соответствием выполненных работ критериям, установленным пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс, НК РФ). Затраты на бурение бокового ствола девяти скважин: N 2143 Вынгаяхинского месторождения, N262 Спорышевского месторождения, N407Р и N1731 Сугмутского месторождения, N 923 и N 1024 Суторминского месторождения, N347 Пограничного месторождения, N583 Умсейского месторождения, N438 Муравленковского месторождения в размере 320 206 083 руб., а также затраты на ремонт иных объектов основных средств, на ремонтно-изоляционные работы, на работы по воздействию на пласт, на контроль за состоянием пластов и разработкой месторождения, на ликвидацию аварий подземного оборудования и на освоение скважин в размере 75 518 279 руб., которые Инспекция квалифицировала как "дополнительные услуги и работы по скважине", налоговый орган признал реконструкцией скважин, предложив увеличить первоначальную стоимость скважин на сумму указанных затрат и списывать их через амортизацию.

Вследствие указанной переквалификации Инспекция в пункте 1.1. описательной части оспариваемого решения доначислила Обществу налог на прибыль.в сумме 94 391 913 руб., в том числе 76 378 383 руб. на затраты по бурению бокового ствола, 18 013 530 руб. - по "дополнительным услугам и работам по скважине".

По этим же основаниям в пункте 2.1. описательной части решения Инспекцией доначислен налог на имущество организаций в сумме 5 987 401 руб., поскольку Инспекция пришла к выводу о том, что первоначальная стоимость должна быть увеличена по каждой скважине на сумму затрат по бурению бокового ствола, а также на сумму затрат по ремонту иных объектов, по ремонтно-изоляционным работам, по воздействию на пласт, по контролю за состоянием пластов и разработкой месторождения, по освоению скважины, и включена в налоговую базу по налогу на имущество организаций.

Определением Арбитражного суда города Москвы от 13 февраля 2012 года по настоящему делу назначена комиссионная судебно-геологическая экспертиза, проведение которой поручено профессору Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина Подгорнову В.М. и профессору Российского государственного геологоразведочного университета имени Серго Орджоникидзе Повалихину А.С. Во исполнение данного определения указанными экспертами подготовлено и представлено в материалы дела заключение экспертизы от 19 апреля 2012 года (т.22 л.д.107-141). Для разъяснения вопросов, возникших в ходе изучения заключения экспертизы, эксперты были вызваны и допрошены в судебном заседании. Ответы экспертов на заданные им в судебном заседании вопросы представлены в протоколах судебных заседаний от 13.09.2012, 08.10.2012 г.

Перед экспертами в соответствии с определением суда от 13.02.2012 были поставлены следующие вопросы:

(а) Являлось ли причиной проведения работ по зарезке бокового ствола на спорных 9-ти скважинах в 2007 - 2008 годах естественное истощение запасов нефти на месторождении, возникшее, в том числе, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технической схемой) разработки месторождения?

(б) Являлось ли причиной проведения работ по зарезке бокового ствола на указанных Скважинах предельная обводненность пластов, образовавшаяся в результате прорыва пластовых вод? Если да, то укажите причины прорыва пластовых вод, а также характер вод (верхние или нижние воды, краевые или контурные воды, промежуточные воды, подошвенные, тектонические воды или другие).

(в) Имелись ли на указанных Скважинах до проведения работ по зарезке бокового ствола технические неисправности? Если таковые имелись, то привели ли они к невозможности эксплуатации Скважин, и являлось ли их наличие причиной проведения работ по зарезке бокового ствола на указанных Скважинах?

(г) Могло ли обводнение указанных Скважин (при его наличии) быть устранено путем проведения ремонтных работ без проведения зарезки бокового ствола? Если да, то какими именно методами и/или работами?

(д) Могли ли технические неисправности указанных Скважин (при их наличии) быть устранены путем проведения ремонтных работ без проведения зарезки бокового ствола? Если да, то какими именно методами и/или работами?

По вопросу квалификации работ по ЗБС в отношении каждой спорной скважины и их отнесение к ремонту или реконструкции, исходя из критериев определенных в Постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10, с учетом экспертного заключения, показаний обоих экспертов на судебном заседании, а также письменных позиций сторон, судом установлены фактические обстоятельства в разрезе каждой приведенной в решении суда скважины.

В соответствии с пунктом 2 статьи 257 НК РФ 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.

Реконструкцией признаются работы при наличии следующих признаков:

в результате работ произошло переустройство существующих объектов основных средств;

такое переустройство связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей; переустройство осуществлялось по проекту реконструкции; переустройство осуществлялось в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Лишь при одновременном наличии всех перечисленных признаков имеются основания для признания выполненных работ реконструкцией основных средств.

Вывод Инспекции об отнесении к реконструкции работ по бурению боковых стволов указанных выше 9 скважин не основан на нормах права и не подтвержден материалами дела.

В качестве обоснования соответствия работ, проведенных на данных скважинах, таким установленным законом критериям реконструкции, как связь этих работ с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей, а также осуществление их в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции, Инспекция ссылается на появление в скважине бокового ствола и увеличение дебита скважин после проведенных работ. Однако согласно правовой позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, сформулированной в постановлении от 1 февраля 2011 года N 11495/10, ни само по себе появление в скважине бокового ствола, ни увеличение суточного объема добычи нефти не свидетельствуют о реконструкции скважины. Из пункта 82 раздела 7 Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Приказом МПР России от 21 марта 2007 N 61, следует, что показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик как скважины, так и собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный пласт. Нефтяное месторождение характеризуется пластовым давлением. Внешнее воздействие, такое как гидравлический разрыв пласта с применением гелевых композиций, кислотная обработка, закачка воды, виды и режим работы насосного оборудования, режим эксплуатации данной и иных скважин оказывают влияние на давление в продуктивном пласте. Поэтому показатель "дебит скважины по нефти" в процессе эксплуатации месторождения проявляет себя как динамичный показатель, его повышение или уменьшение непосредственно связано с перечисленными факторами, в том числе с интенсивностью отбора нефти, а не исключительно с характеристиками скважины как объекта основных средств или изменением ее конструкции.

Следовательно, разграничение Инспекцией выполненных работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя "дебит скважины" является недостоверным.

При таких обстоятельствах, Инспекцией вопреки положениям статей 65, 200 АПК РФ не доказана обоснованность переквалификации работ по бурению боковых стволов скважин с ремонта на реконструкцию.

В апелляционной жалобе налоговый орган соглашается с тем, что неправильно квалифицировал ремонт скважины N 1024 Суторминского месторождения в качестве реконструкции, что неправомерно доначислил налог на ремонтные работы по иным (кроме скважин) объектам и не оспаривает решения суда в этой части. Инспекция в своей апелляционной жалобе также соглашается с выводом суда о необходимости установления реальных налоговых обязательств Общества за проверяемый период и корректировки налоговой базы по налогу на прибыль на суммы амортизационной премии, амортизационный отчислений и налога на имущество.

Судом первой инстанции установлено и материалами дела подтверждено, что причинами выполнения ремонта на конкретных скважинах являлись следующие.

Скважина N 438 куст 8А Муравленковского месторождения. В ходе исследования документов экспертами установлено, что в июле 2004 года произошла авария - затяжка электроцентробежного насоса. Ремонтные работы с 1 августа по 10 октября 2004 года выполнялись ЗАО "Самотлор Сервисиз" 1671 час, с 13 по 29 октября 2004 года - "Шлюмберже" в течение 386 часов, но полностью извлечь внутрискважинное оборудование не удалось, на забое оставлен обломанный шток и ловильный инструмент. Дальнейшие работы по извлечению аварийного оборудования скважины были прекращены. На основании выше указанного эксперты пришли к заключению, что наличие аварийного оборудования в скважине, извлечь которое не удалось, не позволяло эксплуатировать скважину, что привело к необходимости восстановления работоспособности скважины путем бурения бокового ствола.

В ходе судебной экспертизы также установлено: скважина является добывающей на пласт БС-11 (выработка пласта на момент ЗБС - 51%), остановлена в июле 2004 г. (Акт консервации скважины N 1685) с дебитом нефти 0,5 т/с и обводненность 98,7%. С 30.11.2005 г. по 30.11. 2008 г. находилась на консервации, причина которой согласно акта является снижение дебита до величины, предусмотренной проектом (технической схемой). В ходе исследования документов эксперты пришли к выводу о том, что технические неисправности, возникшие на скважине N 438 куста 8а Муравленковского месторождения, не могли быть устранены без проведения бурения бокового ствола. Инспекцией не оспаривается, что установленные экспертами обстоятельства подтверждаются первичными документами.

По данным эксплуатационной карточки, Акта на текущий ремонт от 08.10.2000 и Плана работ на текущий ремонт скважины от 15.04.2003 на скважине в январе 2000 года был проведен ГРП, в марте дебит нефти - 26,7 т/сут, обводненность 10%. В октябре 2000 года был заменен насос в ноябре 2001 года скважина остановлена из-за ослабленного притока при выработанности участка 9,6% и обводненности 50%. В 2003 году с целью активизации притока в скважине планировался спуск фонтанного лифт, но при проведении ремонта скважины произошла авария оборудования - обрыв по муфте (Акт на текущий ремонт скважины N 438 куст N 8а, период работ с 15 по 17 апреля 2003 года). Авария ликвидирована 19 июня 2004 года в процессе подземного ремонта (Акт на текущий ремонт скважины N 438 куст N 8а, период работ с 17 по 19 июня), и скважина запущена в эксплуатацию. За 9 дней в июне 2004 добыто 216 тонн нефти при среднесуточном дебите нефти 29,33 тонны в сутки, за 27 дней июля 2004 года добыто 648 тонн нефти при среднесуточном дебите нефти 29,22 тонны в сутки и средней обводненности 16,77%. Согласно Акту на консервацию N 1685, скважина остановлена в июле 2004 года с обводненностью 98,7% и дебитом нефти 0,5 т /сут., вода опресненная. Из анализа указанных документов следует, что в конце июля 2003 года произошел прорыв воды, скважина скачкообразно обводнилась до предельной величины 98,7%, иначе средняя обводненность за июль месяц не могла бы составлять 16,77%. В данном случае, при участии нагнетаемой воды, произошел прорыв воды, а не нормируемый постепенный рост обводненности в течение проектного срока разработки запасов.

Довод Инспекции о том, что судом не принят во внимание акт консервации скважины N 1685 опровергается текстом судебного решения, заключением экспертизы и иными материалами дела.

Как правильно отмечено судом первой инстанции, обстоятельства, свидетельствующие о наличии неустранимой иным образом, нежели путем проведения ЗБС, технической неисправности на спорной скважине, налоговый орган не опровергает, в связи с чем наличие или отсутствие предельной обводненности пласта, равно как и ее причины (прорыв пластовых вод либо заполнение нагнетаемой водой), не имеют значения для установления причин ЗБС и отнесения данных работ к капитальному ремонту исходя из критериев, определенных в Постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 г. N 11495/10.

Таким образом, довод Инспекции, что причина ЗБС на скважине N 438 установлена судом первой инстанции неверно, противоречит доказательствам, представленным в материалы дела. Ссылка Инспекции что на начало работ по ЗБС данная скважина находилась в консервации, не свидетельствует о ее реконструкции, поскольку причиной остановки явилась техническая неисправность скважины, устранить которую не удалось.

Таким образом, причиной бурения бокового ствола данной скважины являлась техническая неисправность. Вывод суда о капитальном ремонте скважины N 438 Муравленковского месторождения методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Скважина N 262 куст 13 Спорышевского месторождения с февраля 2005 года переведена на пласт БС11, северная часть залежи, которая ранее не разрабатывалась. Нагнетательные скважины находились только в южной части залежи пласта БС11 (N 255, N 322, N 339, с 2007 года - N 318Г) и ближайшая из них (N 322) - на расстоянии более двух киломтров от скважины N 262. Таким образом, нагнетательных скважин в северной части залежи пласта БС11 в районе скважины N 262 в 2005 году не имелось, выводы экспертов об отсутствии системы поддержания пластового давления путем закачивания воды соответствуют представленным в дело документам.

Судом установлено, что причиной ЗБС являлся прорыв пластовых вод при переходе скважины на пласт БС11, что подтверждается следующими обстоятельствами: при анализе карт отбора и геологического разреза скважины при исследовании по вопросу "г" экспертами установлено, что пласт БС 11 постилается полностью подошвенными водами и содержит воду, в результате продвижения границы водонефтяного контакта в продукции скважины увеличилась концентрация воды и в итоге залежь оказалась водоплавающей; вывод экспертов по вопросу "б" о том, что причиной проведения работ по бурению бокового ствола на скважине N 262 возможно явилась предельная обводненность пластов, образовавшаяся в результате прорыва пластовых вод, подтверждается представленным в дело документам - картой расположения скважин, указывающей на отсутствие нагнетательных скважин в северной части залежи пласта БС 11, схожести минерализации попутных и пластовых вод, герметичности эксплуатационной колонны скважины, геологическим разрезом скважины. При этом, наличие высокой обводненности пласта БС 11 в районе скважины N 262 могло быть вызвано только пластовой водой. Иного инспекцией не доказано.

Данные о химическом анализе воды указаны судом по заключению ПГИ от 13.12.2007 о минерализации воды в пласте БС11, а не в пласте БС10, как полагает налоговый орган, поэтому не может быть принят во внимание довод Инспекции об ошибочности вывода суда о схожести попутных и пластовых вод по пласту БС11. До ЗБС в 2007 году минерализация попутной воды на скважине совпадала с минерализацией пластовых вод, отсутствие данных химического анализа воды на пласте БС11 в 2005 году не опровергает вывода о поступлении пластовой воды в скважину.

Довод Инспекции, что прорыв воды не подтвержден, противоречит данным эксплуатационной карточки: на момент перевода скважины N 262 на пласт БС11 в феврале 2005 года, обводненность составила 93,5%, дебит по нефти - 8,4 т/с.

При допросе в суде эксперты признали ошибку в экспертном заключении, указав, что ссылка в заключении на истощение запасов нефти относилось только к пласту БС-10, а на пласте БС-11 истощение отсутствует.

При исследовании по вопросу "г" экспертами указано, что в данном случае селективная изоляция водонефтяного интервала тампонирующими и потококорректирующими составами либо установка непроницаемых жестких или подвижных водоизоляционных экранов неэффективна, и пришли к выводу, что восстановление работоспособности скважины N 262 путем изоляции аварийного участка невозможно, так как извлечение НКТ и ЭЦН, не повлияло бы на ситуацию в околоскважинном пространстве.

Довод Инспекции, что причина ЗБС на скважине N 262 установлена судом первой инстанции неверно, в том числе без учета сведений, имеющих принципиальное значение для правильного установления причины строительства бокового ствола спорной скважины, не обоснован и противоречит доказательствам, представленным в материалы дела.

Ссылка Инспекции на то, что скважина находилась в бездействии с сентября 2006 года в ожидании ремонта, не подтверждает обоснованности квалификации выполненных работ в качестве реконструкции, поскольку не опровергает предельной обводненности данной скважины, вызванной прорывом пластовых вод.

Таким образом, причиной бурения бокового ствола данной скважины являлась предельная обводненность невыработанного пласта БС11 в связи с прорывом пластовых вод. Вывод суда о капитальном ремонте скважины N 262 Спорышевского месторождения методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

В отношении Скважины N 347 куст 22 Пограничного месторождения Судом установлено, что причиной ЗБС на данной скважине являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод в результате интенсивного конусообразования, в связи с чем работы подлежат отнесению к капитальному ремонту, исходя из критериев, определенных в Постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10.

В ходе судебной экспертизы установлено, что причиной выполнения работ по бурению бокового ствола на данной скважине являлась предельная обводненность изначально обводненного до 91% пласта БС-11, в котором в результате прорыва пластовых подошвенных вод выявлено конусообразование. Химический состав воды в скважине соответствует составу пластовой воды месторождения, влияние нагнетательных скважин не выявлено. Эксперты отметили, что обводненность скважины N 347 не могла быть устранена путем проведения ремонтных работ без проведения зарезки бокового ствола с обходом участка конусообразования. Причиной проведения работ в данной скважине не являлась предельная истощенность запасов, возникшая, в том числе, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технической схемой) разработки Пограничного месторождения.

Довод апелляционной жалобы инспекции о том, что в случае наличии прорыва воды, который мог иметь место до ввода скважины в эксплуатацию на этапе ее строительства и освоения, скважина не была бы введена в эксплуатацию, поскольку не было бы получено положительное заключение местных органов Госгортехнадзора, является предположением и не относится к компетенции налоговых органов. Кроме того, эксперты, отвечая на вопросы Инспекции по скважине N 347 эксперты показали, что попытки интенсификация добычи при высокой обводненности на скважине возможны в целях обработки, дренирования призабойной зоны.

На скважине 12 декабря 2007 года проведены РИР, изолированы интервалы перфорации пласта БС11 2700-2711-м, 22 декабря 2007 года перфоратором PJ 3406 был проведен прострел пласта. В результате данной операции было установлено, что на расстоянии прострела можно бурить боковой ствол, поскольку в январе - марте 2008 года средний дебит составил 5-7 тонн нефти в сутки. В связи с изложенным, не может быть принят во внимание довод Инспекции, что имевшаяся на скважине в июле 2003 года предельная обводненность была устранена в период с июля 2003 г. по январь 2008 г., поскольку в январе 2008 г. скважина была запущена с обводненностью 27,4%, при том, что дебит скважины оставался на уровне июня 1987 г. Как указано в экспертном заключении, проведенные 27.12.2007 г. ремонтно-изоляционные работы на пласте БС-11 не привели к положительным результатам: первые три месяца эксплуатации скважины в 2008 году показали, что в результате ремонтно-изоляционных работ вместе с притоком воды одновременно был изолирован и приток нефти в скважину, не приведя к восстановлению исходных показателей ее суточного дебита.

Ссылка Инспекции на работу окружения не опровергает вывод суда о предельной обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод как причине проведения ЗБС на спорной скважине N 347.

Доводы Инспекции о том, что анализ закачиваемой воды с КИС 2 и 4 и данные о составе пластовых вод пласта БС11 Пограничного месторождения не содержат данных об уровне минерализации, на которые ссылаются эксперты, ошибочен и противоречит указанным документам, представленным в материалы дела. Минерализация пластовой воды по пласту БС11 (9 проб) составляет 18,69 г/л, минерализация третьего водонефтегазоносного комплекса - 23 г/л раздел 2.4 Анализа разработки Пограничного месторождения).

Закачиваемая с КНС2 в феврале 1987 года вода имела минерализацию 9,96 г/л - сумма минерализации солей С1, НСОЗ,Са, Mg, Na+K, а добываемая вода на скважине имела в июле 1987 года минерализацию 23,87 г/л, что подтверждает поступление в скважину пластовой воды. Закачиваемая с КНС2 и КНС4 вода в июле 2007 имела минерализацию - 13,15 г/л - 13,74 г/л, добываемая вода имела до ЗБС в январе 2008 года минерализацию - 18,03 г/л, что соответствует минерализации пластовой воды. Эти документы подтверждают вывод экспертов об обводненности скважины пластовой водой.

Ссылка Инспекции на заключение ПГИ от 05.12.2007 не может быть принята во внимание, так как 5 декабря 2007 года состав пластовых флюидов не исследовался, а проводилось специальное исследование путем закачки воды с целью определения профиля поглощения, технического состояния и общей приемистости скважины. В заключении ПГИ установлено, что пласт БС11 принимает закачиваемую [в данном исследовании] воду по перфорированной и неперфорированной мощностям, перетока вверх не отмечается.

В соответствии с главой 4 Дополнения к технологической схеме разработки Пограничного месторождения (2007) контроль добычи нефти на пласте БС11 осуществляется по блокам; скважина N 347 пробурена в третьем блоке, выработанность участка - 16%, выработанность пласта БС11 - 82,3%.

Таким образом, причиной выполнения работ по бурению бокового ствола данной скважины явилась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод. Вывод суда о капитальном ремонте скважины N 347 Пограничного месторождения методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Скважина N 407Р Сугмутского месторождения. Из анализа экспертного заключения следует, что причинами бурения бокового ствола на этой скважине стала предельная обводненность, образовавшаяся в результате прорыва подошвенных пластовых вод, которая не могла быть устранена ремонтными работами без ЗБС, что, как указано в решении суда, подтверждается следующими обстоятельствами: скважина находится вне зоны влияния нагнетательных скважин, т.к. от ближайших скважин находится на расстоянии более 1 км; между этой скважиной и нагнетательными скважинами находятся добывающие скважины N 1542, N 1560, N 1598.

В момент перевода скважины N 407 из разведочной в добывающую в 2001 году обводненность 0%, с 2001 по 2006 год находилась в освоении и пьезометрическом фонде, работала в качестве добывающей с декабря 2006 по январь 2007 года, при этом обводненность за такой короткий срок увеличилась до 90,3%. Судом, с учетом допроса экспертов установлено, что единственным объяснением роста обводненности с 2001 по 2006 год с 0% до 88% и резкого роста обводненности в период эксплуатации при отсутствии вблизи спорной скважины нагнетательных скважин, а также фактическом отсутствие разработки скважины с момента ее бурения в 1988 году до конца 2006 года, является прорыв пластовых вод.

Довод инспекции со ссылкой на заключения ПГИ от 5 и 8 ноября 2007 года об обводненности скважины нагнетаемой водой был отклонен судом, поскольку противоречил заключению экспертов и представленным в материалы дела документам. Сам по себе факт того, что в заключениях ПГИ от 2006 года указано на наличие в скважине задавленной воды, с учетом 5-летнего периода ее освоения, нарушений герметичности, которые были устранены в результате РИР именно с августа по ноябрь 2006 года, а также отсутствие добычи нефти, отсутствие влияния нагнетательных скважин, однозначно свидетельствует о естественной причине резкого скачка обводненности - прорыв пластовых вод. Учитывая перечисленные выше обстоятельства суд согласился с выводом экспертов, что причиной ЗБС на данной скважине являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод в связи с чем указанные работы подлежат отнесению к капитальному ремонту.

Как указано экспертами, данная скважина - поисковая, дала нефть, законсервирована до организации нефтепромысла, после создания промысловой инфраструктуры появилась возможность подключить скважину к добыче. По акту на передачу скважины из разведки в эксплуатацию от 25 декабря 2001 года при испытании получен непереливающийся приток нефти дебитом 3,8 куб.м/сут., обводненность 0%, скважина находилась в освоении, при начале эксплуатации в декабре 2006 года оказалась обводнена водой, обводненность за 2 месяца достигла 90,32%. Довод Инспекции об отсутствии доказательств нулевой обводненности скважины N 407Р в 2001 году противоречит материалам дела. В апелляционной жалобе инспекция согласилась с тем обстоятельством, что причиной ЗБС на скважине N 407Р является ее обводнение.

Довод Инспекции о том, что вывод экспертов об обводненности скважины пластовой водой сделан при отсутствии доказательств прорыва пластовых вод, не соответствует представленным в дело документам. По заключению ПГИ от 21 августа 2006 года на скважине отмечается приток через негерметичность эксплуатационной колонны в интервале 2794-2795-м и через негерметичность муфтового соединения эксплуатационной колонны на глубине 2801-м; негерметичность эксплуатационной колонны выявлена ПГИ от 5.11.2006 и 18.11.2006 года, в последнем исследовании причиной обводнения указана минерализации притока воды на скважине 62 г/л, вода задавленная, а в примечании - что при такой минерализации состав притока не определен.

В исследовании от 23.04.2007 минерализация воды на скважине 23г/л (соответствует минерализации пластовой воды); состав флюида не определен, в притоке вода с признаками нефти.

Приведенный в апелляционной жалобе довод о том, что в исследованном экспертами заключении ПГИ от 23.04.2007 г. вместо слов: "состав пластового флюида не определен, в притоке вода с признаками нефти", указано "состав пластового флюида не определен, в притоке подошвенная вода с признаками нефти", не опровергает вывод экспертов о прорыве пластовой воды в декабре 2006 года, поскольку в указанном заключении ПГИ минерализация воды на скважине 23г/л, что соответствует минерализации пластовых вод.

При ответе на вопрос "а" эксперты пришли к выводу о том, что причиной проведения работ по зарезке бокового ствола скважины N 407Р Сугмутского месторождения не являлось естественное истощение запасов нефти на месторождении, возникшее, в том числе, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технической схемой) разработки месторождения.

Довод Инспекции о недоказанности бездействия нагнетательных скважин N N 1578 и 1597 в 2007 году, не влияет на вывод об источнике обводнения скважины N 407Р, поскольку материалами дела подтверждено отсутствие влияния указанных нагнетательных скважин на спорную скважину N 407Р (Проект разработки Сугмутского месторождения 2008).

В связи с указанными обстоятельствами, довод Инспекции, что причина ЗБС на скважине N 407 установлена судом первой инстанции неверно, в том числе на основании недостоверных данных и без учета сведений, имеющих принципиальное значение для правильного установления причины строительства бокового ствола спорной скважины, не обоснован и противоречит доказательствам, представленным в материалы дела.

Как указано в разделе 4.3.1 Проекта разработки Сугмутского месторождения (2008) по состоянию на 01.01.2008, на месторождении в разработке находится один нефтеносный объект - БС9-2, который разбит на 29 блоков. Скважина N 407Р пробурена в двадцать седьмом блоке, выработанность участка - 20%.

При исследовании документов по вопросу "г" экспертами сделан вывод о том, что обводнение скважины N 407 Сугмутского месторождения не могло быть устранено путем проведения ремонтных работ без проведения зарезки бокового ствола.

Таким образом, причиной бурения бокового ствола данной скважины являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод. Вывод суда о капитальном ремонте скважины N 407Р Сугмутского месторождения методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Скважина N 923 куст 22А Суторминского месторождения. Судом установлено, что причинами ЗБС на этой скважине являлась техническая неисправность в виде заколонного перетока из нижележащих слоев по пласту БС1. Согласно объяснениям экспертов, заколонным перетоком является техническая неисправность в цементном камне скважины, из-за которой вода из выше (ниже) лежащего слоя перетекает к ниже (выше) лежащему слою и проходит в нефтяной слой вокруг колонны или через перфорацию в саму колонну.

Изначально скважина эксплуатировалась на пласте БС10-2, в июле 2005 года переведена на вышележащий пласт БС1, запасы которого в районе скважины еще не вырабатывались, добыча велась в июле и августе, добыто 3 т нефти. Скважина остановлена в августе 2005 года при обводненности 100% (эксплуатационная карточка). В предложении по скважине со ссылкой на заключение ПГИ (без даты и номера) указано, что по имеющимся нагнетательным скважинам N 2115 и N 4225 пласт БС1 принимает закачиваемую воду в интервале 2378,4-2388,4-м, основной объем воды уходит вниз по затрубью в неперфорированную часть пласта до глубины 2404-м; отмечается слабый переток вверх по затрубью в пласт БС-0 до глубины 2354-м и движение жидкости по заколонному пространству до глубины 2343-м. Согласно программе работ по капитальному ремонту скважины N 923 перфорация проведена в интервале 2440-2446 и эффект нагнетания (указанных скважин) отсутствует.

Из экспертного заключения следует, что пласт БС1 оказался предельно обводненным в связи с заколонным перетоком воды из нижележащих слоев; по заключению ПГИ от 22.02.2006 года основной приток в районе скважины N 923 получен из неперфорированной водонасыщенной части пласта перетоком по затрубью с глубины 2466 м и выходом через нижние отверстия перфорации, это явление препятствовало нормальной эксплуатации скважины и стало причинной проведения ремонта скважины путем зарезки бокового ствола. В указанном заключении ПГИ выявлено подтягивание пластовой воды, минерализация 19 г/л. По данным химического анализа закачиваемой с КНС (ЦДНГ-1) воды в феврале 2006 года минерализация - 11,92-12,9 г/л, то есть обводнение скважины в 2006 году происходило пластовой водой. При этом, в акте N 1929 от 12.10.06 на консервацию скважины указано, что в августе 2005 года при остановке минерализация воды составила 12,589 г/л, то есть вода являлась опресненной.

Довод Инспекции о том, что ПГИ от 22.06.2006 г. не позволяет считать доказанным факт обводнения спорной скважины пластовой водой в связи с тем, что он был составлен после даты остановки скважины (август 2005 г.) и в акте по данным химического анализа от 01.08.2005 г. содержится указание на опресненную воду, не свидетельствует о противоречии выводов экспертов. То обстоятельство, что на пласт БС1 в 2005 году поступала опресненная вода не опровергает подтягивание пластовой воды по затрубью, что привело к обводненности скважины до 100%, и при этом прорыв пластовой воды привел к росту минерализации воды на скважине, что подтверждается указанным выше заключением ПГИ - подтягивание пластовой воды с минерализация 19 г/л. Эти данные подтверждают прорыв воды, а не истощение запасов участка, вызванное нормируемой закачкой.

Ссылка Инспекции на акт консервации скважины N 1929 как на доказательство истощения запасов в зоне дренирования спорной скважины в качестве причины ЗБС, не может быть принята судом как противоречащая выводам экспертов. По итогам судебной экспертизы и допроса экспертов установлено, что нагнетаемая вода уходила вверх (2378 м), а заколонный переток образовался из воды, приходящей из нижележащих слоев (2446 м), при том, что минерализация закачиваемой воды (12 г/л) была меньше минерализации в зоне обводнения (19 г/л), что свидетельствует, по мнению экспертов, именно о пластовой воде.

Довод Инспекции, что экспертами не исследовался акт от 2005 года N 1929 на консервацию скважины несостоятелен - в протоколе судебного допроса 13-20 сентября 2012 г. указано, что данный акт был представлен экспертам на обозрение. Поэтому довод Инспекции, что причина ЗБС на скважине N 923 установлена судом первой инстанции неверно, в том числе без учета сведений, имеющих принципиальное значение для правильного установления причины строительства бокового ствола спорной скважины, не обоснован и противоречит доказательствам, представленным в материалы дела.

Поскольку запасы нефти на пласте БС1 не выработаны, было принято решение провести капитальный ремонт скважины, в соответствии с Программой по капитальному ремонту скважины от 17.09.2008 г. и предложением по скважине N 923 от 17.09.2008 проектный горизонт - БС1, основное назначение скважины - добывающая на пласт БС1.

Эксперты установили, что при проведении ремонтных работ в апреле 2008 года на скважине произошла авария оборудования - затяжка ЭЦН. В результате ликвидации аварии насоса и ремонтно-изоляционных работ пласт БС1 был изолирован, что подтверждается Актом от 24.04.2008 г., в целях восстановления работоспособности скважины после проведения исследований по результатам бурения пилотного ствола был проведен капитальный ремонт путем бурения бокового ствола до пласта БС-7 с обходом аварийного участка, что подтверждается дополнением N 1 к Программе по капитальному ремонту скважины от 06.10.2008. Боковой ствол пробурен в соответствии с указанным дополнением к программе капитального ремонта, что подтверждается Актом на передачу бокового ствола скважины от 2 октября 2008 г.

Исследование указанных первичных документов позволило экспертам сделать выводы: до проведения работ по зарезке бокового ствола имелась техническая неисправность - заколонный переток (ответ на вопрос "в"); которая не могла быть устранена путем проведения ремонтных работ без зарезки бокового ствола - ответ на вопрос "д".

Из дополнительных ответов экспертов следует: вывод по вопросам "а" и "г" о том, что причиной бурения бокового ствола являлось истощение запасов участка недр касается пласта БС10-2, с которого скважина в феврале 2005 год была переведена на невыработанный вышележащий пласт БС1. Дополнительно эксперты пояснили, что скважина с пласта БС10-2 переведена на другой пласт БС-1, без ожидаемого результата в 2005 году, поскольку она уже была обводнена в результате пластового перетока из нижележащего слоя воды.

По данным Протокола ЦКР Роснедра N 1237 от 24.12.2009 года по объекту БС1 по состоянию на 01.01.2009 г. выработанность запасов - 32,3%.

Таким образом, причиной выполнения работ по бурению бокового ствола данной скважины являлась ее техническая неисправность - заколонный переток. Вывод суда о капитальном ремонте скважины N 923 Суторминского месторождения методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Довод Инспекции о том, что решение о ремонте скважин методом зарезки бокового ствола было приято с целью достижения проектного КИИ, что отражено в протоколе геолого-технического совещания, не является квалифицирующим признаком реконструкции скважины и основанием для доначисления налога на прибыль.

Скважина N 583 куст 8 Умсейского месторождения. Из анализа экспертного заключения следует, что причинами ЗБС на этой скважине явилась препятствующая ее нормальной эксплуатации обводненность пластовой водой из верхних водо-насыщенных пластов в связи с имевшим место заколонным перетоком, устранить который Обществу в ходе выполнения ремонтно-изоляционных работ не удалось.

При проведении судебно-геологической экспертизы установлено, что на скважине по данным ПГИ наблюдался заколонный переток из вышележащего водоносного пласта БС9-2. Подземные воды месторождения и закачиваемая в пласт вода имеют идентичный химический состав и минерализацию, но учитывая первоначальную причину обводнения, эксперты при исследовании на вопрос "б" сделали вывод, что скважина N 583 была обводнена пластовой водой. В заключения ПГИ от 13.11.1997 отражено, что приток получен через верхние дыры фильтра перфорации пласта БС10-1 перетоком по затрубью из пласта БС9-2 с глубины 2914-м. Таким образом, опровергается довод Инспекции об отсутствии в материалах дела доказательств заколонного перетока на скважине N 583 и обводнении опресненной водой, в том числе из нагнетательных скважин N 2115 и N 4225. Ошибочно указание Инспекции на то, что заключение ПГИ от 04.04.1998 г. экспертами не исследовалось, как указывает заявитель, данное заключение экспертам передавалось на обозрение в судебном заседании, оно также подтверждает указанный выше вывод экспертов о поступлении в скважину пластовой воды.

Эксперты пришли к выводу о том, что причиной проведения ремонта скважины не являлась предельная истощенность запасов, возникшая, в том числе, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектом (технической схемой) разработки Умсейского месторождения. Дополнительно экспертами отмечено, что заколонные перетоки были исправлены в ходе освоения.

Довод Инспекции, что остановка работы скважины в качестве добывающей связана не с истощением запасов нефти, а с отсутствием нефтепроводимости в призабойной зоне, не влияет на квалификацию ремонта скважины путем ЗБС, так как причиной ремонта являлся прорыв воды. Кроме того, подобное предположение Инспекции находится вне рамок компетенции налоговых органов.

Не обоснован довод апелляционной жалобы, что судом неправомерно принято во внимание предположение экспертов о загрязнении призабойной зоны - экспертами при ответе на вопрос Инспекции разъяснено, что при отсутствии документального подтверждения загрязнения призабойной зоны, тем не менее, есть косвенное подтверждение, поскольку освоение скважины не привело к возобновлению притока.

Довод Инспекции, что ремонтно-изоляционные работы были успешными, не может быть принят во внимание, поскольку результативность этих работ не повлияла на необходимость ремонта скважины. В наряд-заказе на проведение капитального ремонта со ссылками на заключения ПГИ от 17.02.1998 по 11.04.1998 указано, что после изоляции перетока сверху, перестрела пласта зарядами ПМИ-48 и отработки скважины в процессе свабирования (очистки призабойной зоны), получен дебит 7,8 мЗ/сут из них 6.4 мЗ/сут нефти; при фонтанировании скважина работает в пульсирующем режиме из-за близости значения давления насыщения и пластового происходит разгазирование нефти в кровельной части пласта. Данное явление создает угрозу выхода из строя оборудования, иногда его возгорание. По данным эксплуатационной карточки скважина находилась в освоении до августа 2000 года, добычи нефти не было, затем скважина переведена в пьезометрические. Таким образом, при работе скважины выявились недопустимые параметры работы пласта, которые не зависели от действий налогоплательщика и препятствовали нормальной эксплуатации скважины. В связи с указанными обстоятельствами несостоятелен довод инспекции, что причиной бурения бокового ствола являлось исключительно прекращение фонтанирования.

Указание Инспекции на протокол геолого-технического совещания (ГТС) от 28.12.2006 г. не опровергают основанный на мнении экспертов вывод суда, что причиной ЗБС на скважине N 583 Умсейского месторождения являлась техническая неисправность в виде заколонного перетока, попытки исправления которой методом РИР не дали положительного результата.

По данным Протокола ЦКР N 36-07 от 11 декабря 2007 года выработанность пласта БС10-1 - 20,9%, выработанность по Умсейскому месторождению - 10,06%.

В решении Инспекции указано, что добыча после бурения бокового ствола производится с другого пласта, однако в ходе экспертизы установлено, что перехода на другой пласт не было. На скважине после бурения бокового ствола выполнен гидравлический разрыв пласта, что повышает дебит скважины в несколько раз.

Таким образом, причиной бурения бокового ствола скважины N 583 Умсейского месторождения являлась техническая неисправность в виде заколонного перетока, попытки исправления которой методом РИР не дали положительного результата. Вывод суда о капитальном ремонте данной скважины методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Скважина N 2143 куст 152 Вынгаяхинского месторождения. Из анализа экспертного заключения следует, что причинами ЗБС на этой скважине явилась предельная обводненность пластов, образовавшаяся предположительно в результате прорыва пластовых вод, которая не могла быть устранена иными методами, кроме ЗБС, что подтверждается следующим. Из заключения ПГИ от 1999 года и заключения ПГИ от 2008 года следует, что минерализация добываемых вод 17г/л аналогична минерализации пластовых вод неокомского комплекса 16,1 - 17,7 г/л, что свидетельствует об обводненности скважины пластовой водой. Минерализация закачиваемых вод в феврале 2006 через КНС1 - 0,51 г/л КНСЗ- 0,5 г/л, в сентябре 2008 соответственно 0, 033 г/л и 4,627 г/л, что существенно ниже минерализации воды на скважине.

Довод Инспекции об обводнении скважины нагнетаемой водой не может быть принят судом, так как в ссылках на ПГИ от 05.02.1999 в заказ-наряде указано, что "в интервале 2408-2418-м (пласт БП11-1) отмечается аномалия ГК (гамма-каротажа), возможно связанная с обводнением пласта нагнетаемой водой", данных о минерализации воды на скважине не имеется. Даже если изначально в скважину поступала опресненная вода, то дальнейший рост минерализации, значительно превышающий минерализацию закачиваемых вод, подтверждает поступление в скважину пластовой воды. Эксперты пояснили, что с учетом повышения минерализации воды на скважине до 17 г/л можно сделать вывод о поступлении в скважину пластовой воды и что вода в пласт БП11-1 поступала из ниже лежащего водоносного пласта БП11-2, соединенного с пластом БП11-1 многочисленными разрывами и заколонными перетоками. На соседней скважине N 1115 гидравлические разрывы пласта, проведенные в 2000, 2003 и 2005 годах, могли повлиять на приток воды в призабойную зону скважины N 2143.

Довод налогового органа об обводненности скважины закачиваемой водой со ссылкой на заключение ПГИ 2008 года судом отклонен, поскольку в данном заключении указаны две вероятные причины обводнения (подтягивание пластовой воды и одновременно - закаченной воды), по мнению экспертов, заключение является неоднозначным и противоречивым, при этом, единственно достоверным является минерализация воды, которая соответствует минерализации неокомского водного комплекса, что свидетельствует именно о подтягивании к скважине пластовой воды.

Учитывая перечисленные выше обстоятельства, суд согласился с выводом экспертов, что причиной ЗБС на данной скважине являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод, в связи с чем указанные работы подлежат отнесению к капитальному ремонту, исходя из критериев, определенных в Постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10.

В ходе допроса в судебном заседании отмечено, что слово "верхних" на стр.22 заключения является технической ошибкой, при исследовании документов по вопросам "а" и "б", а также в соответствии с разделом 4.3.1 проекта разработки месторождения установлено, что обводненность пласта БП11-1 является следствием перетоков с нижележащего водоносного пласта БП11-2. Вывод экспертов о том, что восстановление работоспособности скважины N 2143 при сложившихся обстоятельствах было невозможно без бурения бокового ствола, соответствует представленным на экспертизу и в материалы дела документам.

Согласно Проекту разработки Вынгаяхинского месторождения (2009) скважина N 2143 пробурена на десятом блоке пласта БП11-1, на 01.01.2009 года вырабо-танность участка недр - 22,2%.

После сдачи скважины в эксплуатацию был проведен гидравлический разрыв пласта, который увеличивает добычу нефти в среднем в 3,2 раза, продолжительность эффекта от ГРП по пласту БП11-1 составляет 9 месяцев.

Таким образом, причиной бурения бокового ствола скважины N 2143 Вынгаяхинского месторождения являлась предельная обводненность пласта вследствие прорыва пластовых вод. Вывод суда о капитальном ремонте спорной скважины методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Скважина N 1024 куст 27А Суторминского месторождения. Налоговый орган согласился с выводами экспертов и решением суда о наличии на скважине технической неисправности (аварии оборудования), которая не могла быть устранена методами РИР, и являющаяся причиной ЗБС, в связи с чем работы по ЗБС на данной скважине подлежат отнесению к капитальному ремонту исходя из критериев, определенных в Постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 г. N 11495/10.

Скважина N 1731 куст 31А Сугмутского месторождения. Из экспертного заключения следует, что причинами ЗБС являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод, которая не могла быть устранена иными методами кроме ЗБС, что подтверждается следующим. Геолого-геофизические особенности строения залежи (пласта БС9-2) явились причиной совместной динамики нагнетательной (N 1730) и добывающей (N 1731) скважин. Согласно эксплуатационной карточке обводненность скважины с 1995 по октябрь 2004 года росла медленно, достигнув 22%, начиная с октября 2004 по май 2005 обводненность увеличилась до 60%. Такое резкое увеличение обводненности возможно только в результате прорыва воды, при этом пласт в районе скважины N 1731 был рассечен многочисленными гидроразрывами, что многократно увеличило гидродинамические связи между добывающей (N 1731) и нагнетательной (N 1730) скважинами. Увеличение гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами, с учетом гидроразрывов, привело к реагированию пластовых вод, находящихся между добывающей и нагнетательной скважинами, с подтягиванием пластовых вод непосредственно к скважине N 1731, что автоматически увеличивало обводненность скважины пластовой водой. Химическое состояние закачиваемой воды (15,6 г/л) ниже, чем на добывающей скважине (24 г/л), что также является косвенным признаком обводнения спорной скважины именно пластовой водой.

Доводы Инспекции о противоречивости выводов экспертов судом не приняты, поскольку в ходе ответов на вопросы в судебном заседании экспертами подтверждено, что причиной бурения бокового ствола скважины N 1731 являлся прорыв пластовых вод, устранить который иными способами невозможно. Доказательств того, бурение бокового ствола на данной скважине было вызвано иными причинами, нежели указанные экспертами, Инспекцией в нарушение положений статей 65, 200 АПК РФ не представлено.

Учитывая перечисленные выше обстоятельства, суд согласился с выводами экспертов, что причиной ЗБС на данной скважине являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод, в связи с чем указанные работы подлежат отнесению к капитальному ремонту, исходя из критериев, определенных в Постановлении Президиума В АС РФ от 01.02.2011 N 11495/10.

Как указано в разделе 4.3.1 Проекта разработки Сугмутского месторождения (2008) по состоянию на 01.01.2008 г. на месторождении в разработке находится один нефтеносный объект - БС9-2, который разбит на 29 блоков. Скважина N 1731 пробурена в двадцать пятом блоке, выработанность блока - 32,7%. После сдачи скважины в эксплуатацию был проведен ГРП, после чего в апреле за 18 дней было добыто 838 тонн нефти, обводненной на 12%. Эффект от ГРП снизился до ранее имевшихся значений дебита по скважине в апреле 2009 года.

Таким образом, причиной бурения бокового ствола данной скважины являлась предельная обводненность пласта в результате прорыва пластовых вод. Вывод суда о капитальном ремонте скважины N 1731 Сугмутского месторождения методом бурения бокового ствола соответствует материалам дела и выводам экспертов.

Пункты 1.2 (налог на прибыль организаций) и 2.1 (налог на имущество организаций) в части затрат на работы, связанные с зарезкой бокового ствола по 54-м скважинам (по которым факт отнесения работ по ЗБС к реконструкции сторонами не оспаривался).

Налоговый орган установил, что общество неправомерно включило в состав прочих расходов по налогу на прибыль организаций за 2007 - 2008 годы затраты на работы, непосредственно связанные с зарезкой бокового ствола на 54-х скважинах (по которым факт отнесения работ по ЗБС к реконструкции сторонами на оспаривался) на общую сумму 302 254 200 руб., являющиеся реконструкцией основных средств (скважин) и подлежащие отнесению на увеличение первоначальной стоимости скважин на основании статьи 257 НК РФ, с последующим списанием через амортизационные отчисления и включением увеличенной первоначальной стоимости каждого объекта основных средств в налоговую базу по налогу на имущество организаций на основании статьи 374 НК РФ.

Указанное нарушение привело к неуплате налога на прибыль организаций в размере 72 093 881 руб. и налога на имущество организаций в размере 2 640 326 руб.

Налогоплательщик в апелляционной жалобе приводит доводы о том, что инспекцией в ходе проверки не исследовался вопрос о том, являлись ли работы по сопутствующему ремонту переустройством основных средств, не устанавливалась связь работ с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей, не установлено, что целью работ являлось увеличение производственных мощностей, улучшение качества и изменение номенклатуры продукции.

Данные доводы заявителя рассмотрены и отклоняются судом апелляционной инстанции в связи со следующем.

Налоговым органом в ходе проверки установлено, что в проверяемом периоде Общество проводило на скважинах работы по зарезке вторых (боковых) стволов и по их ориентированному углублению на другие пласты (горизонты) (далее по тексту - ЗБС).

Всего по данным Налогоплательщика указанные работы были осуществлены на 54 скважинах на сумму 2 070 466 334 руб., в том числе за 2007 год в сумме 255 979 849 руб. за 2008 год в сумме 1 814 486 485 руб.

В июле 2009 года Общество представило уточненные налоговые декларации по налогу на прибыль организаций и отнесло затраты по ЗБС на 54 скважинах в расходы, не учитываемые в целях налогообложения прибыли, поскольку данные расходы должны увеличивать первоначальную стоимость объектов основных средств.

Письмом от 22.06.2010 N 07-27061 Налогоплательщик представил в Налоговый орган сводную таблицу по расходам ЗБС, которые отнесены ОАО "Газпромнефть-ННГ" к реконструкции скважин за 2007-2008 гг.

Общая сумма затрат на ЗБС 54 скважин по данным выездной налоговой проверки составила 2 372 720 526 руб., что на 302 254 192 руб. больше, чем Общество отнесло на расходы, не учитываемые в целях налогообложения по налогу на прибыль, связанные с ЗБС.

Данное расхождение в сумме затрат на ЗБС 54 спорных скважин обусловлено тем, что все затраты на работы, выполняемые на скважинах в период проведения на них работ по ЗБС, в том числе в период подготовки скважин к зарезке (углублению) и освоению после ЗБС (углубления), подлежат капитализации, поскольку такие работы носят комплексный характер и без выполнения тех или иных мероприятий (в том числе по ремонтно-изоляционным работам и установке цементных мостов под ЗБС, проведения исследований, работ по цементированию и перфорации, ликвидации осложнений, возникающих в период проведения ЗБС и т.д.) проведение ЗБС невозможно.

Затраты на работы (услуги), сопутствующие ЗБС 54 скважин, в общей сумме 302 254 192 руб. отнесены Инспекцией на расходы по реконструкции данных скважин с дальнейшим увеличением их первоначальной стоимости.

Судом первой инстанции установлено, что Налоговый орган в решении о привлечении ОАО "Газпромнефть-ННГ" к ответственности за совершение налогового правонарушения отнёс к работам по реконструкции следующие виды работ, выполненные на 54 спорных скважинах:

-работы по ремонту иных нежели скважины объектов основных средств (электроцентробежных насосов, насосно-компрессорных труб, объектов энергоснабжения, станков-качалок, кустовых площадок) на сумму 11 730 171 руб., которые были выполнены в период бурения бокового ствола скважин: N N 432, 451, 617, 638, 744, 2160, 4227, 4228, 4271 Вынгаяхинского месторождения, NN 3198, 5029, 5240, 5241, 5243, 5250, 5253, 5254 Крайнего месторождения, NN 165, 213, 341 Спорышевского месторождения, N 1123 Средне-Итурского месторождения, NN 1086, 2099, 2243, 2672, 3851, 4432, 6501, 8018, 4471Б Суторминского месторождения;

- исследования пласта с целью контроля за разработкой месторождения на сумму 89 294 114 руб., выполненные на скважинах: N N 432, 451, 594, 617, 618, 638, 744, 2160, 2183, 4227, 4228, 4271, 4273, 4295 Вынгаяхинского месторождения, NN 3198, 4227, 5029, 5126, 5223, 5228, 5239, 5241, 5243, 5250, 5251, 5253, 5254, 5256, 5259 Крайнего месторождения, NN 165, 213, 309, 341, 677Р Спорышевского месторождения, NN 1123, 1142 Средне-Итурского месторождения, N 2701 Сугмутского месторождения, NN 1086, 1555, 2099, 2243, 2672, 3851, 4367, 4432, 6501, 8018, 8740, 4471Б Суторминского месторождения;

работы по воздействию на пласт на сумму 148 755 800 руб., выполненные на скважинах: N N 432, 451, 459, 592, 594, 617, 618, 638, 744, 2160, 2183, 4227, 4228, 4271, 4273, 4295 Вынгаяхинского месторождения, NN 3198, 5029, 5126, 5223, 5228, 5232, 5239, 5240, 5241, 5243, 5250, 5251, 5253, 5254, 5256, 5259, 6002 Крайнего месторождения, N 165 Спорышевского месторождения, N 2701 Сугмутского месторождения, NN 1086, 1555, 2672, 3851, 6501, 8018, 8740, 4471Б Суторминского месторождения после сдачи указанных скважин в эксплуатацию;

-ремонтно-изоляционные работы (РИР), выполненные в 2007-2008 годах на скважинах: N N 432, 459, 592, 617, 744, 2160, 4227, 4295, Вынгаяхинского месторождения, NN 3198, 5223, 5228, 5232 Крайнего месторождения, NN 165, 213, 677Р Спорышевского месторождения, N>N 1086, 1555, 2099, 2243, 2672, 3851, 4367, 4432, 6501, 8018, 4471Б Суторминского месторождения в сумме 40 973 441 руб., в том числе: 38 254 287 руб. ремонтных работ, проведённых до ЗБС, включая 8 256 346 руб. затрат на установку цементных мостов в скважинах, 2 719 154 руб. затрат на ремонтно-изоляционные работы, проведенные после сдачи скважин в эксплуатацию после ЗБС;

-работы по освоению скважин после сдачи скважины в эксплуатацию на сумму 11 500 667 руб., выполненные после ЗБС, произведенного на скважинах N N 432, 4227 Вынгаяхинского месторождения, NN 5223, 5228, 5241, 5250 Крайнего месторождения, NN 165, 677Р Спорышевского месторождения, NN 3851, 8740 Суторминского месторождения.

При этом Судом первой инстанции, на основании действующих в нефтегазовой отрасли нормативных (руководящих) документов, установлено следующее: работы по специальным геофизическим исследованиям и работам (определение технического состояния эксплуатационной колонны (ОТСЭК), определение профиля притока (ОПП), телеметрия, каротаж), а также ремонтно-изоляционные работы до ЗБС являются неотъемлемой частью работ по ЗБС и входят в их общую стоимость. В этой связи, стоимость данных работ в общей сумме 127 548 401 руб. (включая 8 256 346 руб. затрат на установку цементных мостов под ЗБС, от оспаривания которых общество отказалось) подлежит отнесению на первоначальную стоимость реконструированных скважин и списанию в расходы через амортизацию основных средств.

При этом, учитывая обязанность налогового органа по результатам проведённой выездной налоговой проверки устанавливать действительные налоговые обязательства общества, суд первой инстанции признал неправомерным начисление в решении Инспекции по пункту 1.2 налога на прибыль в размере 6 388 434 руб. и по пункту 2.1 налога на имущество в размере 64 999 руб., приходящиеся на общую стоимость выше упомянутых работ.

Работы по ремонту иных, отличных от скважин, основных средств (сумма затрат - 11 730 172 руб.), работы по освоению скважин (сумма затрат - 11 500 668 руб.), ремонтно-изоляционные работы, выполненные на этапе освоения БС скважин (сумма затрат - 2 719 154 руб.), а также работы по воздействию на пласт (сумма затрат -148 755 802 руб.), не имеют отношения к ЗБС, являются самостоятельными ремонтными работами или работами по освоению новых производств, затраты на которые в общей сумме 174 705 799 руб. в силу статей 260 и 264 НК РФ подлежат списанию в состав расходов по налогу на прибыль единовременно.

Налогоплательщик на основании утвержденных программ работ по бурению бокового горизонтального ствола (далее - программа работ по бурению) в 2007 - 2008 годах производил работы по зарезке бокового ствола в 54-х скважинах, которые выполнялись привлеченными подрядными организациями, с составлением после окончания работ по ЗБС акта на производства бурения бокового горизонтального ствола (далее - акт на бурение), демонтажом оборудования и передачей скважины в эксплуатацию.

Работы по ЗБС налогоплательщик относил к реконструкции, в связи с чем, стоимость работ увеличивала первоначальную стоимость каждой реконструированной скважины и списывалась только через амортизационные отчисления.

Также кроме работ по ЗБС налогоплательщик до или после их окончания и приемки реконструированных скважин в эксплуатацию производил иные виды работ с каждой из спорных скважин, выполнение которых поручалось другим подрядным организациям, с отнесением данных работ к капитальному или текущему ремонту скважины до или после проведения на ней ЗБС.

Все затраты на проведение иных работ, квалифицированных обществом как ремонт, относились в состав прочих расходов на основании статьи 260 НК РФ и единовременно списывались, без увеличения на них первоначальной стоимости скважин.

Как отмечает налоговый орган, в силу Постановления Госкомстроя СССР от 21.04.1987 N 84 "Приемка в эксплуатацию законченых строительством объектов. Основные положения" (СНиП 3.01.04-87), Постановления Госкомстста России от 29.05.1995 N 44 "Об утверждении инструкций по заполнению форм государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин", Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных протоколом Коллегией Миннефтепрома СССР от 15.10.1984 N 44 (далее - Правила N 44) скважина после проведения на ней ЗБС может вводиться в эксплуатацию только после завершения всех работ, включая исправление недоделок, а также работ по освоению скважины (исследование, восстановление и повышение продуктивности), заканчивающихся получением планового притока нефти.

На основании Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 N 69 (далее - Инструкция РД 08-625-03), Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56 (далее - Правила N 56) в состав работ по ЗБС входят все работы перечисленные в утвержденной программе работ по бурению, вне зависимости от даты их фактического произведения (до, во время или после ЗБС).

Все работы, проводимые в период после окончания ЗБС, но до ввода скважины в эксплуатацию, в том числе на стадии освоения, в связи с чем, на основании статьи 257 НК РФ их стоимость увеличивает первоначальную стоимость скважины и не подлежит единовременному списанию в состав расходов.

Ссылки налогоплательщика на положения статей 253 и 254 НК РФ, а также на Правила N 44 в отношении общего характера ГИС, их обязательного проведения не для целей определения технических характеристик самой скважины, а исключительно для общих целей (экологических и др.) судом были обоснованно отклонены, поскольку в данном случае специализированные ГИС, затраты по которым и были сняты налоговым органом, безусловно проводились исключительно с целью надлежащего выполнения работ по ЗБС, относились только к самому ЗБС и не являлись общими исследованиями пласта.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР), выполненные до ЗБС.

Согласно пояснениям налогового органа им были сняты затраты на следующие виды работ: - ловильные работы - вытаскивание из скважины оборудования, включая ЭЦН и труб, в связи с аварией или в результате создания препятствий добычи. Затраты на эти работы снимались, только если необходимость в них возникла в процессе подготовки к проведению ЗБС в связи с обрывом оборудования в процессе проведения ГИС; - промывка скважины в связи с засорением в процессе эксплуатации песком, парафином и др., - изоляция перфорации - делается мост или др. виды изоляции негерметичности эксплуатационной колонны и перфорации путем цементирования, - райвирование - пробуривание внутри скважины (уже зацементированной) для создания сквозного отверстия.

Все перечисленные выше работы являются обязательными для проведения этапами по установлению цементного моста и входят в 1-й этап ЗБС (подготовка скважины под ЗБС) в соответствии с пунктом 7 Инструкции РД 08-625-03, в обязательном порядке отражаются в проекте и программе работ по ЗБС, в промежуточных актах, в связи с чем, данные виды работы являются неотъемлемой частью работ по зарезке бокового ствола, входят в общую себестоимость этих работ и в случае отнесения работ по ЗБС к реконструкции на основании статьи 257 НК РФ увеличивают первоначальную стоимость самой скважины.

Ссылка налогоплательщика на общий характер работ, которые производятся в случае аварии и списываются на расходы на основании статьи 264 НК РФ судом обоснованно не принята во внимание, поскольку в данном случае эти работы не носят общий характер, имеют отношение не к ликвидации аварии, а к производству работ по ЗБС, что прямо следует из Инструкции и Правил, а также подтверждается включением данных работ в План и Программу.

Работы по освоению скважин после сдачи скважины в эксплуатацию, включая ремонтно-изоляционные работы (РИР) выполненные после ЗБС и работы по воздействию на пласт.

Освоение - вызов притока жидкости из пласта на вновь пробуренной скважине или после зарезки нового бокового ствола в соответствии с ожидаемой продуктивностью, в том числе:- работы по восстановлению / повышению продуктивности пласта, осуществляемые на основании проектной документации (промывка, заливка жидкости, создание компрессии или декомпрессии с целью вызова притока); - работы по воздействию на пласт, в том числе: (а) гидравлический разрыв пласта путем создания в пласте трещины, заполненной специальными шариками с целью увеличения притока нефти к скважине, (б) заливка жидкостями - закачка через скважину азотной и других кислот для интенсификации притока нефти, (в) прострел пласта - прострел пласта зарядами с целью временного создания трещины и обеспечения притока нефти; - монтаж / демонтаж специального оборудования для освоения (в том числе для ГРП и прострела или заказчик жидкости, а также проведения ГИС); - ремонтно-изоляционные работы, связанные с не герметичностью или иными обстоятельствами, влияющими на приток и объем добычи нефти.

Само по себе освоение и перечисленные выше виды работ производится в отношении уже законченной ЗБС и введенной в эксплуатацию скважины, которая работает "под нагрузкой", то есть дает определенный дебит добычи нефти.

Целью освоения является доведение дебита нефти до планируемого в проекте и программе работ по ЗБС. При этом, освоение может производиться в течение времени от нескольких дней до нескольких лет, в зависимости от состояния скважины и иных обстоятельств.

Налоговый орган, со ссылкой на Правила N 44, считает, что до официального окончания процесса освоения скважина не может считаться введенной в эксплуатацию, в связи с чем, по его мнению, все производимые на ней работы, вне зависимости от временного промежутка, относятся к ЗБС.

Суд пришел к обоснованному выводу о том, что с учетом положений подпункта 34 пункта 1 статьи 264 НК РФ спорные работы можно отнести к расходам на освоение новых производств, затраты на которые подлежат единовременному списанию в состав прочих расходов и не включаются в первоначальную стоимость основного средства.

Инспекция, кроме того факта, что работы были произведены после осуществления на спорных скважинах ЗБС, в нарушение части 5 статьи 200 АПК РФ не приводит доказательств того, что данные работы являлись именно неотъемлемой частью ЗБС, без осуществления которых не могло быть зарезки бокового ствола и надлежащей эксплуатации скважин.

При принятии решения суд обоснованно исходил из того, что работы по исследованию пласта (ГИС), а также ремонтно-изоляционные работы до ЗБС на общую сумму 127 548 301 руб. (включая 8 256 346 руб. затрат на установку цементных мостов, от оспаривания которых налогоплательщик отказался) являются неотъемлемой частью работ по зарезке бокового ствола, входят в общую себестоимость этих работ, в связи с чем, относятся также как и ЗБС к реконструкции, с обязанностью списания затрат на эти работы через амортизацию в виду увеличения на них первоначальной стоимости скважин.

Работы по ремонту иных, отличных от скважин основных средств, а также работы по освоению скважин после сдачи скважины в эксплуатацию, включая ремонтно-изоляционные работы (РИР) выполненные после ЗБС и работы по воздействию на пласт на общую сумму 174 705 799 руб. не имеют отношения к зарезке бокового ствола, являются самостоятельными ремонтными работами или работами по освоению новых производств, затраты на осуществление которых в силу статей 260 и 264 НК РФ подлежит списанию в состав расходов единовременно.

По вопросу учета при установлении недоимки по налогу на прибыль организаций по спорным работам, связанным с ЗБС (ГИС и РИР до ЗБС) амортизационной премии 10%, сумм начисленной амортизации и налога на имущество организаций, суд обоснованно указал на то, что при проведении выездной налоговой проверки налоговый орган на основании статьи 89, 101 НК РФ, исходя из целей и задач при осуществлении этой формы налогового контроля, обязан не только выявить нарушение исчисления и уплаты по каждому проверяемому налогу, входящему в предмет выездной проверки, с начислением соответствующей суммы неуплаченного в результате установленных нарушений налога к уплате, но также обязан определить правильность расчета налоговой базы и суммы налога к уплате по всем проверяемым налогам в целом, с учетом всех выявленных проверкой нарушений.

Переквалификация налоговым органом работ, проведенных на скважине, из ремонта в реконструкцию не влечет за собой необходимость автоматического исключения из состава расходов по налогу на прибыль организаций за спорный период соответствующих затрат в полном объеме.

При установлении неверного определения налогоплательщиком суммы расходов при исчислении налога на прибыль организаций налоговый орган обязан установить правильную сумму дохода и налоговой базы по налогу, с учетом всех обстоятельств, а также влияния переквалификации работ в реконструкцию на необходимость уменьшения налоговой базы по налогу на прибыль, с перерасчетом соответствующих сумм недоимки, пеней и штрафов.

В соответствии с пунктом 1.1 статьи 259 НК РФ (в редакции, действовавшей в рассматриваемый период) налогоплательщик имеет право включать в состав расходов отчетного (налогового) периода расходы на капитальные вложения в размере не более 10 процентов расходов, понесенных на реконструкцию основных средств, суммы которых определяются в соответствии со статьей 257 НК РФ.

Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 253 НК РФ в состав расходов, связанных с производством и реализацией, подлежащих учету для целей налогообложения включаются суммы амортизации, подлежащей начислению на сумму затрат на проведение работ по реконструкции, исходя из оставшегося срока полезного использования скважин (пункт 1 статьи 258 НК РФ).

На основании подпункта 1 пункта 1 статьи 264 НК РФ суммы налогов и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации о налогах и сборах порядке, за исключением перечисленных в статье 270 НК РФ, относятся к прочим расходам, связанным с производством и реализацией.

Вследствие изменения первоначальной стоимости объектов основных средств в результате реконструкции на основании статьей 257 - 259 НК РФ изменяется сумма амортизации каждой скважины, рассчитываемая согласно пунктам 2, 4 статьи 259 НК РФ в процентах к измененной первоначальной стоимости скважины исходя из оставшегося срока полезного использования, поскольку налогоплательщиком срок полезного использования спорных скважин не был увеличен.

Суд обоснованно указал на то, что в нарушение указанных выше норм статей 257-259 НК РФ налоговый орган определяет сумму амортизации 54-х спорных скважин, исходя из срока полезного использования, установленного в инвентарных карточках по форме ОС-6 (169 месяцев), то есть, увеличивая срок полезного использования скважин после реконструкции на количество месяцев, в течение которых скважина уже эксплуатировалась до реконструкции. Однако увеличение срока полезного использования основных средств в силу статьи 258 НК РФ является правом налогоплательщика, и в отношении указанных скважин налогоплательщик не заявлял об увеличении срока полезного использования.

В отношении полностью самортизироваанных до ЗБС скважин налоговый орган произвел расчет амортизации исходя из нового срока полезного использования, рассчитанного исключительно из инвентарных карточек (179 или 169 месяцев), не учитывая, что данный срок был определен на момент создания скважин (до 1991 года) и устанавливался Постановления Совмина СССР от 22.10.1990 N 1072 "О Единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР".

При этом, с 01.01.2002 в силу статьи 322 НК РФ налогоплательщик обязан был отнести основное средств, введенное до 01.01.2002 к амортизационной группе установленной Классификацией и определить новый срок полезного использования (в отношении скважин, отнесенных к 6-й амортизационной группе срок полезного использования составил 121 месяц), в связи с чем, налогоплательщик правомерно установил для полностью самортизированных скважин срок полезного использования после ЗБС и ввода в эксплуатацию - 121 месяц.

В отношении уменьшения прибыль (включения в состав расходов) текущего периода начисленного на сумму затрат налога на имущество этого же периода.

Главой 25 НК РФ по налогу на прибыль организаций установлены налоговый период - календарный год и отчетные периоды - первый квартал, полугодие и девять месяцев календарного года (статья 285), по окончании которых определяется налоговая база (статья 274). Налоговой базой, подлежащей налогообложению, признается денежное выражение прибыли (статья 247) - полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в соответствии с настоящей главой.

За исключением организаций, сумма выручки от реализации товаров (работ, услуг) которых за предыдущие четыре квартала не превысила одного миллиона рублей, российские организации определяют налоговую базу по методу начисления (статьи 271-273).

Согласно статье 271 НК РФ при методе начисления доходы признаются в том отчетном (налоговом) периоде, в котором они имели место, независимо от фактического поступления денежных средств, иного имущества (работ, услуг) и (или) имущественных прав (метод начисления).

Датой получения дохода признается дата передачи (в том числе обмен товарами, работами или услугами) права собственности на товары, результатов выполненных работ, оказание услуг одним лицом другому лицу, независимо от фактического поступления денежных средств (иного имущества (работ, услуг) и (или) имущественных прав) в их оплату.

Расходы, принимаемые для целей налогообложения, с учетом положений статьи 272 НК РФ при методе начисления признаются таковыми в том отчетном (налоговом) периоде, к которому они относятся, независимо от времени фактической выплаты денежных средств и (или) иной формы их оплаты и определяются с учетом положений статей 318 - 320 настоящего Кодекса.

Датой осуществления материальных расходов признается: дата передачи в производство сырья и материалов, дата подписания налогоплательщиком акта приемки-передачи услуг (работ); сумма начисленной ежемесячно амортизации, суммы ежемесячно начисляемых расходов на оплату труда. Датой осуществления внереализационных и прочих расходов при методе начисления признается дата начисления налогов и сборов (за исключением перечисленных в статье 270 Кодекса), дата начисления сумм в резервы, признаваемые расходом в соответствии с настоящей главой.

С учетом взаимосвязи статьей 271, 272 и 318 НК РФ под понятием "получение дохода в налоговом (отчетном) периоде" признается передача права собственности на товары, подписание актов выполненных работы и оказанных услуги, возникновение права на получение дохода по условиям сделок, а под понятием "осуществление налогоплательщиком в течение отчетного (налогового) периода расходов" признается передача товарно-материальных ценностей в производство, подписание актов выполненных работ и оказанных услуг, начисление за налоговый (отчетный) период расходов в виде налогов (на имущество, на добычу полезных ископаемых, транспортный, земельный, водный и т.д.), налоговых авансовых платежей, сумм резервов, амортизации, заработной платы.

Соответственно, в соответствии с установленным Налоговым кодексом Российской Федерации методом начисления, подлежащим применению налогоплательщиком в силу закона, прибыль за налоговый (отчетный) период определяется в целях налогообложения на дату признания доходов и расходов, которые относятся к налоговому (отчетному) периоду независимо от фактического поступления доходов и фактической оплаты расходов.

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 264 НК РФ суммы налогов и сборов, таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в статье 270 этого Кодекса, относятся к прочим расходам, связанным с производством и реализацией.

В соответствии с пунктом 1 статьи 272 НК РФ расходы, принимаемые для целей налогообложения, признаются таковыми в том отчетном (налоговом) периоде, к которому они относятся, независимо от времени фактической выплаты денежных средств и (или) иной формы их оплаты. Пунктом 7 этой статьи предусмотрено, что датой осуществления внерализационных и прочих расходов в виде налогов и сборов признается дата начисления налогов и сборов.

В силу указанных положений статьи 272 Кодекса доначисленный за 2008 год налог на имущество организаций признается расходом 2008 года и, в соответствии с пунктом 1 статьи 264 НК РФ, учитывается в составе внереализационных расходов 2008 года.

Правомерность данного вывода подтверждена постановлением Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 6 июля 2010 года N 17152/09.

Таким образом, суд первой инстанции принял расчеты налогоплательщика в части установления действительных налоговых обязательств по налогу на прибыль организаций и налогу на имущество организаций в отношении работ по ГИС и РИР до ЗБС по спорным 54-м скважинам, отнесенным решением инспекции к реконструкции, уменьшения снятых затрат по стоимости указанных работ на суммы начисленной амортизации и налога на имущество организаций в размере 26 101 701 руб., в результате чего, правильный размер подлежащего уплате налога на прибыль организаций по данным затратам составил 22 465 469 руб., налога на имущество организаций составил 835 798 руб.

Представленным в деле доказательствам дана правильная правовая оценка судом первой инстанции, с которой соглашается суд апелляционной инстанции.

Нормы материального права были правильно применены судом первой инстанции. Нарушений норм процессуального права, которые могли бы повлечь отмену судебного акта, судом не установлено.

Апелляционной инстанцией рассмотрены все доводы апелляционных жалоб, однако они не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены решения и удовлетворения апелляционных жалоб.

Расходы по оплате госпошлины по апелляционной жалобе общества распределяются в соответствии со ст.110 АПК РФ.

С учетом изложенного, руководствуясь ст.ст.110, 266, 268, 269, 271 АПК РФ, арбитражный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 31.12.2013 г. по делу N А40-46889/11 оставить без изменения, а апелляционные жалобы - без удовлетворения.

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

Председательствующий судья

Н.О. Окулова

Судьи

Р.Г. Нагаев Е.А. Солопова