Решение от 30 апреля 2019 г. по делу № А32-6417/2019

АРБИТРАЖНЫЙ СУД КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ

Именем Российской Федерации


Р Е Ш Е Н И Е

г. Краснодар Дело № А32-6417/2019

«30» апреля 2019 года

Резолютивная часть решения объявлена 08.04.2019.

Полный текст мотивированного решения изготовлен 30.04.2019

Арбитражный суд Краснодарского края в составе судьи Хмелевцевой А.С.,

при ведении протокола судебного заседания помощником судьи Стаценко В.А., рассмотрев в судебном заседании дело по заявлению общества с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз» (ИНН <***>, ОГРН <***>), г. Краснодар

к Межрегиональному управлению Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея (ИНН <***>, ОГРН <***>), г. Краснодар

об оспаривании предписания от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5,

при участии в судебном заседании:

от заявителя: ФИО1 – доверенность, ФИО2 – доверенность;

от заинтересованного лица: ФИО3 – доверенность, ФИО4 – доверенность;

У С Т А Н О В И Л:

Общество с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз»(далее – заявитель, общество) обратилось в арбитражный суд с заявлением об оспаривании предписания Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея (далее – заинтересованное лицо, административный орган) от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5.

Представители заявителя в судебном заседании присутствовали, настаивали на удовлетворении исковых требований, подали ходатайство о приобщении документов.

Представители заинтересованного лица в судебном заседании присутствовали, возражали против удовлетворения заваленных требований, подали ходатайство о приобщении документов.

Исследовав материалы дела, суд установил следующее.

Из материалов дела следует, что общество с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз» 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, попутного (нефтяного) газа (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 учёт углеводородного сырья по его видам (нефть, газовый конденсат, природный газ и попутный (нефтяной) газ.

В соответствии с пунктом 3.7 раздела 3 Договора «Права и обязанности» общество обязано выполнять обязанности в части соблюдения природоохранного законодательства, в том числе производить расчеты и обоснование нормативных платежей, вносить платежи за негативное воздействие на окружающую среду; своевременно, в полном объёме осуществлять платежи за негативное воздействие на окружающую среду, а также оплачивать штрафы, пени.

В рамках проведения проверки в отношении общества, в чьи обязанности входит оказание ПАО «НК «Роснефть» услуг по разработке и эксплуатации нефтяных, газовых, нефтегазовых, нефтеконденсатных и газоконденсатных месторождений, в рамках федерального государственного надзора за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр, выполнен анализ разработки газонефтяных месторождений Дыш, Западно-Анастасиевское и Анастасиевско-Троицкое.

Предметом оспариваемого в рамках настоящего спора предписания является месторождение Дыш.

На основании распоряжения от 21.09.2018 № 01-04-19/100 административный орган в период с 04.10.2018 по 28.11.2018 провел плановую документарную проверку в отношении общества с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз».

На основании результатов плановой документарной проверки административный орган выдал обществу предписание от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5, в котором указал на необходимость обеспечить перерасчет объемов ПНГ добытого по месторождению Дыш с учетом его фактического газосодержания во всей добытой газоводонефтяной смеси за период 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 административный орган предложил уведомить до 20.02.2019.

Заявитель, считая вынесенное предписание недействительным, обратился в арбитражный суд с целью его обжалования.

В соответствии с частью 1 статьи 198 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации для заявителя такое нарушение прав и законных интересов должно быть реальным, выражаться в виде определенных неблагоприятных конкретно для него последствий от такого нарушения закона. То есть, как указано в данной норме, последствием такого нарушения закона должно быть либо возложение на заявителя каких-либо обязанностей, либо создание для него иных препятствий для осуществления им предпринимательской и иной экономической деятельности.

В соответствии с частью 7 статьи 9 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» права и обязанности пользователя недр возникают с даты государственной регистрации лицензии на пользование участком недр.

В соответствии со статьей 11 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» предоставление недр в пользование, в том числе предоставление их в пользование органами государственной власти субъектов Российской Федерации, оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии, включающей установленной формы бланк с Государственным гербом Российской Федерации, а также текстовые, графические и иные приложения, являющиеся неотъемлемой составной частью лицензии и определяющие основные условия пользования недрами.

Лицензия является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в ней целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий.

В соответствии с пунктами 1, 2 статьи 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» (далее – Закон о недрах) пользователь недр обязан обеспечить соблюдение законодательства, норм и правил в области использования и охраны недр, а также соблюдение требований технических проектов, планов или схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых.

В соответствии с пунктом 6 статьи 23 Закона о недрах к основному требованию по рациональному использованию и охране недр отнесен, 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.

Согласно части 2 статьи 46 Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» при эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки должны предусматриваться эффективные меры сбора нефтяного (попутного) газа.

В соответствии со статьей 23 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» основными требованиями по рациональному использованию и охране недр являются, в том числе: обеспечение рационального комплексного использования и охраны недр; обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов; достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых.

Согласно части 2 статьи 46 Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды», пункта 2 части 2 статьи 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» пользователь при эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств обязан предусматривать эффективные меры сбора нефтяного (попутного) газа.

Вместе с тем, в соответствии со статей 23.2 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с утвержденными техническими проектами и иной проектной документацией на выполнение работ, связанных с пользованием недрами, а также правилами разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, устанавливаемыми федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с уполномоченными Правительством Российской Федерации федеральными органами исполнительной власти.

Согласно статье 23.3 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» пользователи недр, осуществляющие первичную переработку получаемого ими из недр минерального сырья, обязаны обеспечить: строгое соблюдение технологических схем переработки минерального сырья, обеспечивающих рациональное, комплексное извлечение содержащихся в нем полезных компонентов; дальнейшее изучение технологических свойств и состава минерального сырья, проведение опытных технологических испытаний с целью совершенствования технологий переработки минерального сырья.

На основании вышеуказанного Законом Российской Федерации установлены критерии рационального использования недр.

Из приведенных норм следует, что нарушение статьи 23 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах», которой в том числе предусмотрено наиболее полное извлечение и использование полезных ископаемых, является нерациональным использованием.

Нарушение положений статьи 23 Закона о недрах свидетельствует о нерациональном использовании и охраны недр, обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих запасов полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых.

В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.11.2012 № 1148 «Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» предусмотрено следующее – установить предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов объема, добытого попутного нефтяного газа.

Предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа не применяется при освоении участков недр со степенью выработанности запасов нефти по участку недр меньше или равной 0,01, а также в течение 3 лет с момента превышения указанного показателя или до достижения степени выработанности запасов нефти по участку недр, равной 0,05, если это наступит раньше. При этом степень выработанности запасов нефти определяется как отношение суммы накопленной добычи нефти по участку недр к начальным извлекаемым запасам нефти всех категорий по этому участку.

Поскольку норматив вовлечения в хозяйственный оборот (т.е. использование) попутного газа установлен Технологическим проектом и является обязательным для недропользователя, несоблюдение этого норматива является нерациональным использованием недр, ведущим к потерям при добыче полезных ископаемых.

В силу пункта 5.1 Правил разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Минприроды России от 14.06.2016 № 356, показателями, характеризующими выполнение технического проекта разработки месторождения, являются: а) уровни добычи нефти и (или) свободного газа, утвержденные для категории запасов A + B1; б) ввод новых скважин; в) действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа устанавливаются в соответствии с техническим проектом (пункт 5.2 Правил разработки месторождений).

На основании результатов плановой документарной проверки обществу выдано предписание от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5 с требованием обеспечить перерасчет объемов ПНГ добытого по месторождению Дыш с учетом его фактического газосодержания во всей добытой газоводонефтяной смеси за период 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.

Суд установил и это подтверждено материалами дела, что в соответствии с Протоколом заседания Центральной нефтяной секции (ЦКР Роснедр по У ВС) от 10.10.2016 № 6553 рассмотрение материалов по обоснованию изменений использования и утилизации попутного нефтяного газа газонефтяного месторождения Дыш установлено, что Комиссией рассмотрен вопрос в части использования растворённого газа в 95% от общего добытого объёма растворенного газа. Также указано, что объемы добычи нефти, жидкости, растворенного газа и закачки воды соответствуют утвержденным действующим проектным документом (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5853 от 24.12.2013).

Вместе с тем, согласно проекта установлено, что добыча жидкости (газоводонефтяная смесь) всего за 2016 год составит - 364,8 тыс.т. При этом, согласно отчетов о работе скважин, добыча жидкости (газоводонефтяная смесь) всего за 2016 год составила 420,2 тыс.т. Отклонение от проекта составило + 55,4 тыс. тн.

В соответствии с проектными решениями административным органом установлено, что при эксплуатации месторождения Дыш осуществляется отбор газа из газовой шапки.

Согласно представленных обществом данных учета, добытого попутного нефтяного газа административным органом установлено, что газ газовой шапки в полном объеме не отражается согласно геологических особенностей разработки месторождения Дыш в учетных документах общества с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз» по месторождению. Учет прорывного газа газовой шапки ведется только по прибору учета, установленном на источнике ВГКС «Ключевая» путем вычета растворенного газа в нефти от общего газа, поступившего на ВГКС «Ключевая» (остаточным способом).

В соответствии с данными учета за 2016 год добыча попутного нефтяного газа по месторождению Дыш составила 33,6 млн.м3/год. При этом проектным документом установлена добыча попутного нефтяного газа в объёме 17,6 млн. м3/год. Отклонение от проекта составило + 16 млн.м3/год.

По результатам анализа разработки месторождения Дыш административный орган установил, что эксплуатация месторождения Дыш в период с января по декабрь 2016 года осуществлялась в следующих объемах и по следующему количеству скважин: январь – 46 скважин, добыто жидкости 33 714 т, февраль – 44 скважины, добыто жидкости 30 787 т, март – 52 скважины, добыто жидкости 34 725 т, апрель – 54 скважины, добыто жидкости 35 150 т, май – 58 скважин, добыто жидкости 39 469 т, июнь – 58 скважин, добыто жидкости 36762 т., июль – 62 скважины, добыто жидкости 36 917 т, август – 62 скважины, добыто жидкости 37 242 т., сентябрь – 62 скважины, добыто жидкости 35 523 т., октябрь – 59 скважин, добыто жидкости 35 716 т, ноябрь – 58 скважин, добыто жидкости 31 641 т., декабрь – 58 скважин, добыто жидкости 32 538 т.

С учетом того, что при осуществлении натурного обследования месторождения Дыш административным органом при проверке выявлены свечи рассеивания попутного нефтяного газа в пределах групповых установок месторождения Дыш (ГУ №№ 7, 9, 10, 12. 15, 18, 19), сотрудниками административного органа произведен анализ разработки месторождения с учетом геологических (геофизических) исследований работы скважин и произведен расчет общего объема, добытого попутного нефтяного газа, в том числе прорывного газа – газа газовой шапки.

При расчете объемов попутного нефтяного газа административным органом за расчетный показатель принят рабочий газовый фактор всей газоводонефтяной смеси, в целях расчета достоверных данных объема добываемого газа газовой шапки.

Согласно правовой позиции заявителя, при указании на пластовый газовый фактор ссылается на произведение неверного расчета инспектором при исчислении объемов добычи ПНГ, ввиду некорректного вывода о наличии газа в жидкости при выделении из нефти.

Из материалов дела следует, что при проведении проверки административный орган установил, 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, в связи с чем, проведение расчетов по объемам добытого попутного нефтяного газа, в соответствии с пластовым газовым фактором нефти не отражает полных и достоверных данных, так как основной объем попутного нефтяного газа 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.

Рабочий газовый фактор нефти - это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям, отнесенное к одной тонне нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учетом газа, вьщеляющегося из нефти при ее подготовке.

В связи с тем, что месторождение Дыш имеет газ дополнительных источников (газ газовой шапки) достоверным количеством добытого попутного нефтяного газа будет количество газа, содержащееся в газоводонефтяной смеси поднятой на поверхность до ее сепарации.

Административный орган в обоснование своей правовой позиции ссылается на то, что в соответствии с представленными сведениями по замерам рабочего газового фактора (отчёты по работе нефтяных скважин месторождения Дыш) целесообразно считать общий объём попутного нефтяного газа, добытый при разработке месторождения, по рабочему газовому фактору газоводонефтяной смеси.

Таким образом, выполняя расчет по формуле Qж (газонефтяная смесь) * Гф получается общий объем попутного нефтяного газа, выделенного на поверхность из продуктивных горизонтов месторождения.

Расчет выполнен административным органом на основании представленных данных по работе нефтяных скважин общества.

В соответствии с расчетами за январь – декабрь 2016 года общий объем попутного нефтяного газа при эксплуатации месторождения Дыш составил 217,647 тыс. м3.

При этом, согласно отчетных данных общества в 2016 году добыто 33,648 млн.м3 ПНГ.

Согласно материалам проверки эксплуатация месторождения Дыш в период с января по декабрь 2017 года осуществлялась в следующих объемах и следующим количеством скважин: январь – 56 скважин, добыто жидкости 36 973 т., февраль – 56 скважин, добыто жидкости 32 529 т., март – 57 скважины, добыто жидкости 36 877 т., апрель – 55 скважины, добыто жидкости 33 166 т., май – 58 скважин, добыто жидкости 35 751 т., июнь – 58 скважин, добыто жидкости 38 562 т,, июль – 60 скважин, добыто жидкости 43 746 т., август – 61 скважина, добыто жидкости 42 429 т., сентябрь – 58 скважин, добыто жидкости 41 980 т., октябрь – 57 скважин, добыто жидкости 42 567 т., ноябрь – 56 скважин, добыто жидкости 37 229 т., декабрь – 56 скважин, добыто жидкости 40 192 т.

Вместе с тем, согласно проекта административным органом установлено, что добыча жидкости всего за 2017 год должна была составить – 413,4 тыс.т.

Однако, согласно отчетов о работе скважин добыча жидкости всего за 2017 год составила 462,0 тыс.т., то есть отклонение от проекта составило + 48,6 тыс. тн.

Согласно данных о работе нефтяных скважин месторождения Дыш в 2017 году административным органом выполнен аналогичный расчет добытого попутного нефтяного газа, как и за 2016 год.

С учетом изложенного, суд считает, 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.

Таким образом, суд приходит к выводу, что выполненные расчеты объемов попутного нефтяного газа, добываемого на месторождении Дыш, являются расчетными исходя из общего объема газоводонефтяной смеси, в связи с чем достоверными данными в данном случае будут считаться данные с учетом всей жидкости, так как основной объем попутного нефтяного газа содержится не только в нефти, а в общей массе газоводонефтяной смеси.

По итогам проверки контролирующий орган сделал вывод, что общество при эксплуатации газонефтяного месторождения Дэш осуществляет ведение недостоверного учета, добываемого попутного нефтяного газа обусловлены наличием на месторождении Дыш неучтенных источников выброса (рассеивания) попутного нефтяного газа, добываемого на месторождении Дыш, которые в свою очередь не оборудованы приборами учета добываемого попутного газа, чем нарушены положения статьи 23 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах».

Суд также учитывает, что согласно пояснений представителей сторон, зафиксированных аудиопротоколированием судебного заседания от 08.04.2019, что оспариваемое обществом постановление административного органа от 14.12.2018 № 05-06-432-П-2 о назначении административного наказания по статье 8.5 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушения признано законным и обоснованным решением Октябрьского районного суда г. Краснодара.

С учетом обстоятельства дела, рассмотрев представленные в дело доказательства, суд делает вывод о наличии у контролирующего органа достаточных правовых оснований для выдачи обществу оспариваемого предписания по устранению нарушений.

Оценивая объективную возможность исполнения предписания контролирующего органа, суд установил, что документальные доказательства, объективно препятствующие заявителю исполнить названные требования законодательства, заявителем суду не представлены. Заявителем также не оспаривается, что оспариваемое предписание вынесено уполномоченным органом.

Оценивая содержание предписания, суд отмечает, что требования оспариваемого предписания сформулированы ясно и однозначно.

В соответствии с актом внеплановой выездной проверки от 27.03.2019 № 05-06-16-Н, сотрудниками административного органа проверено ранее выданное предписание от 28.11.2018 № 05-06-78-П-5 и установлено, что общество с ограниченной ответственностью «РН-Краснодарнефтегаз» не приняло мер для его исполнения.

В соответствии с частью 3 статьи 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в случае, если арбитражный суд установит, что оспариваемый ненормативный правовой акт, решения и действия (бездействие) органов, осуществляющих публичные полномочия, должностных лиц соответствуют закону или иному нормативному правовому акту и не нарушают права и законные интересы заявителя, суд принимает решение об отказе в удовлетворении заявленного требования.

В связи с чем, правовых оснований для отмены предписания контролирующего органа у суда не имеется, следовательно, заявленные обществом требования удовлетворению не подлежат.

Суд отклоняет ходатайство заинтересованного лица о прекращении производства по делу – субъектный состав (юридическое лицо и контролирующий орган) и экономический характер спора свидетельствуют о подведомственности спора арбитражному суду.

Руководствуясь статьями 49, 167 – 170, 176 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации,

Р Е Ш И Л:

В удовлетворении ходатайства Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея о прекращении производства по делу – отказать.

Ходатайства ООО «РН-Краснодарнефтегаз», Межрегионального управления Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Краснодарскому краю и Республике Адыгея о приобщении – удовлетворить.

В удовлетворении заявления общества – отказать.

Решение может быть обжаловано в течение 1 месяца в Пятнадцатый арбитражный апелляционный суд.

Судья А.С. Хмелевцева