Постановление от 27 декабря 2019 г. по делу № А32-6417/2019



АРБИТРАЖНЫЙ СУД СЕВЕРО-КАВКАЗСКОГО ОКРУГА

Именем Российской Федерации


ПОСТАНОВЛЕНИЕ

арбитражного суда кассационной инстанции

Дело № А32-6417/2019
г. Краснодар
27 декабря 2019 года
Резолютивная часть постановления объявлена 26 декабря 2019 года.

Постановление изготовлено в полном объеме 27 декабря 2019 года.


Арбитражный суд Северо-Кавказского округа в составе председательствующего Прокофьевой Т.В., судей Воловик Л.Н. и Черных Л.А., при участии в судебном заседании от заявителя – общества с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз» (ИНН 2309095298, ОГРН 1052304983785) – Негляд А.В. (доверенность от 01.01.2019), Коньковой Л.А. (доверенность от 01.01.2017), Суругина Д.Н. (доверенность от 01.01.2017), в отсутствие заинтересованного лица – Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея (ИНН 2309089375, ОГРН 1042304949752), надлежаще извещенного о времени и месте судебного заседания, в том числе путем размещения информации на официальном сайте арбитражного суда в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет», и заявившего ходатайство о рассмотрении дела в его отсутствие, рассмотрев кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью «РН?Краснодарнефтегаз» на решение Арбитражного суда Краснодарского края от 30.04.2019 и постановление Пятнадцатого арбитражного апелляционного суда от 30.08.2019 по делу № А32-6417/2019, установил следующее.

ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (далее – общество) обратилось в Арбитражный суд Краснодарского края с заявлением к Межрегиональному управлению Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея (далее – управление) о признании недействительным предписания от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5.

Решением суда от 30.04.2019, оставленным без изменения постановлением апелляционной инстанции от 30.08.2019, наряду с разрешением заявленных ходатайств управления и общества в удовлетворении заявленных требований отказано ввиду отсутствия правовых оснований для отмены предписания.

Общество обратилось в Арбитражный суд Северо-Кавказского округа с кассационной жалобой и дополнениями к ней, в которой просит отменить решение суда от 30.04.2019 и постановление апелляционной инстанции от 30.08.2019, направить дело на новое рассмотрение в суд первой инстанции. Заявитель жалобы считает, что выводы судов не основаны на нормативно-правовом регулировании. Суд не дал оценки доказательствам заявителя об отсутствии оснований для перерасчета объемов добываемого (попутного) нефтяного газа (далее – ПНГ) по причине не растворимости углеводородного газа в воде в силу физико-химических свойств, а также объеме ПНГ, выбрасываемого через линии аварийного сброса групповой установки. Судом оставлен без оценки расчет объемов ПНГ, приведенный управлением в акте проверки, который не имеет типовых методик расчета. Суды не дали оценки доказательствам, представленным обществом, чем нарушили право общества на судебную защиту.

В отзыве на кассационную жалобу управление считает обжалуемые судебные акты законными и обоснованными и просит кассационную жалобу оставить без удовлетворения.

В судебном заседании представители общества поддержали доводы, изложенные в кассационной жалобе.

Изучив материалы дела, доводы кассационной жалобы, дополнения, отзыва, пояснений по отзыву, выслушав представителей, Арбитражный суд Северо-Кавказского округа считает, что судебные акты надлежит отменить в части на основании следующего.

Как видно из материалов дела, на основании распоряжения от 21.09.2018 № 01-04-19/100 управление провело плановую документарную проверку общества, по результатам которой выдало обществу предписание от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5, в котором указало на необходимость обеспечить перерасчет объемов ПНГ, добытого по месторождению Дыш, с учетом его фактического газосодержания во всей добытой газоводонефтяной смеси за 2016 – 2017 годы. При расчете объемов добытого ПНГ, содержащегося в газоводонефтяной смеси, отдельно рассчитать объемы добытого ПНГ, растворенного в нефти, и объемы добытого ПНГ из дополнительных источников. При производстве расчетов использовать результаты проведенных географических замеров, гидродинамических, геофизических исследований месторождения Дыш за 2016 – 2017 годы. О выполнении указанного предписания уведомить управление до 20.02.2019.

Согласно позиции управления содержание предписания направлено на пересчет объемов ПНГ, содержащегося в добываемой жидкости (газоводонефтяной смеси), однако в предписании потребовало при расчете объемов добытого ПНГ, содержащегося в газоводонефтяной смеси, отдельно рассчитать объемы добытого ПНГ, растворенного в нефти, и объемы добытого ПНГ из дополнительных источников.

Общество, не согласившись с указанным предписанием, обратилось в арбитражный суд с заявлением.

Суды учли, что обязанность природопользователя осуществлять эффективные меры сбора ПНГ при размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств предусмотрена частью 2 статьи 46 Федерального закона от 10.01.2002 № 7?ФЗ «Об охране окружающей среды», а система использования ПНГ, включая объекты утилизации газа, должна обеспечивать уровень его использования не менее 95 процентов (пункт 7.5 ГОСТ Р 53713-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки», утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15.12.2009 № 1166-ст).

В силу пункта 6 статьи 23 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» (далее – Закон о недрах) к основным требованиям по рациональному использованию и охране недр относится, в том числе достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых. Аналогичные положения предусмотрены Правилами охраны недр.

В соответствии с пунктом 2 части 2 статьи 22 Закона о недрах пользователь недр обязан обеспечить соблюдение требований технических проектов, планов и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых.

Как видно из материалов дела и установлено судебными инстанциями, общество в соответствии с договором от 30.12.2017 № 100017/06934Д, заключенным с ПАО «НК «Роснефть» (владелец лицензий) обязуется оказывать владельцу лицензий услуги по разработке и эксплуатации нефтяных, газовых, нефтегазовых, нефтеконденсатных и газоконденсатных месторождений, в т. ч. осуществлять добычу нефти, газового конденсата, природного газа, ПНГ (далее – углеводородного сырья), осуществлять подготовку и сдачу углеводородного сырья владельца лицензии, транспортирующим организациям: в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть», единую систему газоснабжения ПАО «Газпром», ОАО «РЖД» и другим перевозчикам, а также конечным потребителям, осуществляя услуги своими силами и средствами.

Общество в рамках договорных обязательств осуществляет добычу углеводородного сырья на объектах участков недр владельца лицензий; контроль и анализ текущего состояния разработки месторождений; оперативный учет углеводородного сырья по его видам (нефть, газовый конденсат, природный газ и ПНГ).

Как установили суды из акта проверки от 28.11.2018, комиссией рассмотрен вопрос в части использования 95% растворенного газа от общего добытого объема растворенного газа. Объемы добычи нефти, жидкости, растворенного газа и закачки воды соответствуют утвержденным действующим проектным документом (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 24.12.2013 № 5853).

Управление установило, что согласно проекту добыча жидкости (газоводонефтяная смесь) всего:

– за 2016 год – 364,8 тыс. т.

– за 2017 год – 413,4 тыс. т.

Согласно отчетам о работе скважин добыча жидкости (газоводонефтяная смесь) всего за 2016 год – 420,2 тыс. т (отклонение от проекта составило + 55,4 тыс. т), всего за 2017 год – 462 тыс. т (отклонение от проекта составило + 48,6 тыс. т).

Наряду с этим в соответствии с проектными решениями управление установило, что при эксплуатации месторождения Дыш осуществляется отбор газа из газовой шапки.

Установив, что учет прорывного газа газовой шапки ведется только по прибору учета, установленному на источнике ВГКС «Ключевая», путем вычета растворенного газа в нефти от общего газа, поступившего на ВГКС «Ключевая» (остаточным способом), а при осуществлении натурного обследования месторождения Дыш управлением выявлены свечи рассеивания ПНГ в пределах групповых установок месторождения Дыш (ГУ № 7, 9, 10, 12.15, 18, 19), суды сделали вывод, что газ газовой шапки, согласно геологических особенностей разработки месторождения Дыш, в полном объеме не отражается в учетных документах общества.

На этом основании управление на основании представленных данных по работе нефтяных скважин общества рассчитало общий объем добытого ПНГ, в том числе прорывного газа – газа газовой шапки. В целях расчета объема добываемого газа, как указали суды – газовой шапки, принят за расчетный показатель рабочий газовый фактор всей газоводонефтяной смеси.

Действующая нормативная база содержит термин «нефтегазоводяная смесь» – смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения. Понятия «нефтегазоводяная смесь» и «скважинная жидкость» равнозначны (пункт 2 Правил учета нефти, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 16.05.2014 № 451 (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271).

Проверив довод общества о том, что управление неверно определило объем добычи ПНГ, поскольку газ содержится только в нефти, а не в воде, а, следовательно, является неверным определение объема ПНГ от общего объема газоводонефтяной смеси, включающей воду, судебные инстанции его отклонили, указав, что при проведении проверки установлено, что разработка месторождения Дыш ведется при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти, что свидетельствует о выделении из нефти растворенного в ней газа, в том числе способствует формированию вторичной газовой шапки.

На этом основании суды пришли к выводу о том, что проведение расчетов по объемам добытого ПНГ в соответствии с пластовым газовым фактором нефти не отражает полных и достоверных данных, так как основной объем ПНГ при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти содержится не только в нефти, но и в продуктивном пласту месторождения (жидкость – газоводонефтяная смесь), т. е. в свободном состоянии.

Данный вывод судов не соответствует позиции управления, поскольку оно никогда не заявляло о том, что общество определяло объем добытого ПНГ в соответствии с пластовым газовым фактором нефти. Напротив, как установили сами суды, общество учло объем добытого ПНГ по прибору учета, как того требует пункт 3.11 Правил учета газа, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2013 № 961, что управление не опровергло.

Кроме того, данный вывод судов содержит ошибку (один и тот же газ не может одновременно находиться и жидкости и в свободном состоянии) и внутреннее противоречие им же установленным обстоятельствам того, что в результате пластовых давлений ниже давления насыщения нефти из нефти выделяется растворенный в ней газ, при таком давлении газ газовой шапки не может содержаться в пластовой воде, имеющей большую плотность, чем нефть месторождения Дыш, отнесанная к категории легкая (т. 1, л. д. 193 – 194).

Поскольку месторождение Дыш имеет газ дополнительных источников (газ газовой шапки) достоверным количеством добытого ПНГ суды признали количество газа, содержащееся в газоводонефтяной смеси, поднятой на поверхность до ее сепарации, и поддержали ссылку управления на то, что в соответствии с представленными сведениями по замерам рабочего газового фактора (отчеты по работе нефтяных скважин месторождения Дыш) целесообразно считать общий объем ПНГ, добытый при разработке месторождения, по рабочему газовому фактору газоводонефтяной смеси по формуле:

Qж (газонефтяная смесь) х Гф (газовый фактор)) = общий объем ПНГ.

В соответствии с расчетами за январь – декабрь 2016 года общий объем ПНГ при эксплуатации месторождения Дыш составил, по мнению управления, 217,647 тыс. м3. При этом согласно отчетных данных общества в 2016 году добыто 33,648 млн. м3 ПНГ.

Аналогичный расчет добытого ПНГ выполнен управлением и за 2017 год.

С учетом изложенного суды признали, что при осуществлении измерения объема добычи ПНГ необходимо учитывать режим эксплуатации месторождения Дыш на основании фактической продуктивности месторождения углеводородного сырья и с учетом геологических особенностей месторождения, в соответствии с рабочим газовым фактором, измеряемым на поверхности эксплуатационного участка разработки месторождения.

Последнее утверждение суда содержит общие формулировки и не учитывает то, что рабочий газовый фактор представляет собой количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения – с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке.

Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников извлекают совместно с нефтью, поскольку газ имеет нефтяное происхождение, а не водяное.

Вывод судов и управления о том, что общий объем ПНГ, добытый при разработке месторождения, целесообразно считать по рабочему газовому фактору газоводонефтяной смеси, содержащей пластовую воду, носит вероятностный характер, не подтвержден ссылками на типовые методики расчета и не основан на нормативно-правовом регулировании.

Тогда как в силу пункта 2.9 Правил учета газа, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2013 № 961, измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений.

Наличие на месторождении Дыш неучтенных источников выброса (рассеивания) ПНГ, добываемого на месторождении Дыш, которые не оборудованы приборами учета добываемого ПНГ, само по себе не дает управлению основания для определения добытого ПНГ с учетом недостоверного показателя – газоводонефтяной смеси, содержащей помимо нефти еще и пластовую воду, при том, что, как установили управление и суды, пластовое давление на месторождении Дыш ниже давления насыщения нефти, что свидетельствует о выделении из нефти растворенного в ней газа, и, как указали суды, ПНГ находится в свободном состоянии, т. е. при таком давлении он тем более не может раствориться в пластовой воде.

Кроме того, суды не учли само определение ПНГ – попутного газа (с учетом сокращения), установленного Методическими рекомендациями по определению и обоснованию технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного газа при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденными Минэнерго России 12.04.2018, – газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины.

Согласно пояснениям участвующих в деле лиц, если пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин. Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

Т. е. газ из газовой шапки всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

Установленное судами увеличение по данным учета общества объема добычи ПНГ за 2016 год почти вдвое относительно проектных документов (фактически добыто 33,6 млн м3 в год вместо 17,6 млн м3 в год, отклонение составило 16 млн м3 в год) не могло быть истолковано управлением и судами как сокрытие добытого обществом ПНГ и тем более не подтверждает и не обосновывает правильность предложенной управлением в предписании методики расчета общего объема добытого ПНГ.

Таким образом, вывод судов о том, что количество добытого ПНГ необходимо определять применительно к количеству добытой жидкости (газоводонефтяной смеси), содержащей и пластовую воду (в ряде случаев суды указали, что таким образом надо определять количество газа газовой шапки), противоречит установленным судами обстоятельствам эксплуатации месторождения Дыш, а также природе ПНГ, который является побочным продуктом нефтедобычи, т. е. его содержание обусловлено содержанием в месторождении нефти, а не воды.

Позиция управления о том, что расчет объемов добываемого ПНГ по месторождению Дыш возможно выполнить на основе лабораторных исследований (геофизических, гидродинамических, геохимических) за 2016 – 2017 годы противоречит позиции самого управления о том, что этот показатель необходимо определять применительно к добытой жидкости (газоводонефтяной смеси) по определенной формуле.

Учитывая изложенное, суды пришли к необоснованному выводу, что являются достоверными выполненные управлением расчеты объема добытого ПНГ на месторождении Дыш исходя из общего объема газоводонефтяной смеси, а общество при эксплуатации газонефтяного месторождения Дыш ведет недостоверный учет, добываемого ПНГ, чем нарушило положения статьи 23 Закона о недрах.

Поскольку судебными инстанциями все обстоятельства по делу установлены и не требуется их дополнительного исследования, сделали необоснованный вывод о наличии у управления достаточных правовых оснований для выдачи обществу оспариваемого предписания по устранению нарушений, суд кассационной инстанции считает необходимым судебные акты в части отказа в удовлетворении заявления общества надлежит отменить и, не передавая дело на новое рассмотрение, вынести в этой части новое решение – признать недействительным предписание управления от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5.

В части распределения судебных расходов по делу с управления в пользу общества надлежит взыскать 6 тыс. рублей в возмещение судебных расходов по уплате государственной пошлины (3 тыс. рублей государственной пошлины уплачено при подаче заявления в суд по платежному поручению от 06.02.2019 № 138625 (т. 1, л. д. 57) 1500 рублей государственной пошлины – за рассмотрение дела в суде апелляционной инстанции по платежному поручению от 10.06.2019 № 145432 (т. 2, л. д. 18) – оригинал передан в материалы дела в судебном заседании кассационной инстанции), 1500 рублей государственной пошлины – за рассмотрение дела в суде кассационной инстанции по платежному поручению от 29.10.06.2019 № 153422 (оригинал передан в материалы дела в судебном заседании кассационной инстанции)).

В остальной части судебные акты по делу надлежит оставить без изменения.

Руководствуясь статьями 274, 286 – 289 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Арбитражный суд Северо-Кавказского округа



ПОСТАНОВИЛ:

решение Арбитражного суда Краснодарского края от 30.04.2019 и постановление Пятнадцатого арбитражного апелляционного суда от 30.08.2019 по делу № А32-6417/2019 отменить в части отказа в удовлетворении заявления.

В отмененной части признать недействительным предписание Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5.

Взыскать с Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея (ИНН 2309089375, ОГРН 1042304949752) в пользу общества с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз» (ИНН 2309095298, ОГРН 1052304983785) 6 тыс. рублей в возмещение судебных расходов по уплате государственной пошлины.

В остальной части решение Арбитражного суда Краснодарского края от 30.04.2019 и постановление Пятнадцатого арбитражного апелляционного суда от 30.08.2019 по делу оставить без изменения.

Постановление вступает в законную силу со дня его принятия.

Председательствующий Т.В. Прокофьева

Судьи Л.Н. Воловик

Л.А. Черных