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Reglamento Ambiental de Actividades Hidrocarburíferas
Reglamento Ambiental de Actividades Hidrocarburíferas
Reglamento Ambiental de Actividades Hidrocarburíferas
HIDROCARBURIFERAS
Decreto Ejecutivo 1215
Registro Oficial 265 de 13-feb.-2001
Ultima modificación: 29-sep.-2010
Estado: Reformado
NOTA GENERAL:
Considerando:
Que el Art. 86 de la Carta Magna dispone que el Estado protegerá el derecho de la población a vivir
en un ambiente sano y ecológicamente equilibrado, que garantice un desarrollo sustentable, por lo
que declara de interés público y que se regulará conforme a la Ley de preservación del medio
ambiente, la conservación de los ecosistemas, la biodiversidad y la integridad del patrimonio
genético del país, así como la prevención de la contaminación ambiental, la explotación sustentable
de los recursos naturales y los requisitos que deban cumplir las actividades públicas y privadas que
puedan afectar al medio ambiente;
Que en la Declaración de Río sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo de 1992 se establecen los
principios de que los Estados deberán promulgar leyes eficaces sobre el medio ambiente;
Que la Ley de Hidrocarburos, en su Art. 31, literales s) y t), obliga a PETROECUADOR, sus
contratistas o asociados en exploración y explotación de hidrocarburos, refinación, transporte y
comercialización, a ejecutar sus labores sin afectar negativamente a la organización económica y
social de la población asentada en su área de acción, ni a los recursos naturales renovables y no
renovables locales; así como conducir las operaciones petroleras de acuerdo a las leyes y
reglamentos de protección del medio ambiente y de seguridad del país;
Que en el Art. 12 de la Ley de Gestión Ambiental, publicado en el Registro Oficial No. 245 del 30 de
Julio de 1999 , se preceptúa que son obligaciones de las instituciones del Estado del Sistema
Descentralizado de Gestión Ambiental en el ejercicio de sus atribuciones y en el ámbito de su
competencia aplicar los principios establecidos en dicha ley y ejecutar las acciones específicas del
medio ambiente y de los recursos naturales así como el de regular y promover la conservación del
medio ambiente y el uso sustentable de los recursos naturales en armonía con el interés social;
Que en la referida Ley de Gestión Ambiental, en su Art. 33, se establecen entre otros instrumentos
de aplicación de las normas ambientales los siguientes: parámetros de calidad ambiental, normas de
efluentes y emisiones y evaluaciones de impacto ambiental;
Que mediante Decreto Ejecutivo No. 2982, publicado en el Registro Oficial No. 766 del 24 de agosto
Que es necesario dar mayor sistematicidad a las actuales disposiciones reglamentarias que norman
la gestión ambiental en las actividades hidrocarburíferas, sobre todo en lo que se refiere a los
aspectos socio-ambientales, a nuevos aspectos técnicos no considerados y a la necesaria
flexibilización de los mecanismos de regulación, control y monitoreo de la gestión ambiental;
Decreta:
Art. 1.- Ambito.- El presente Reglamento Ambiental y sus Normas Técnicas Ambientales
incorporadas se aplicará a todas las operaciones hidrocarburíferas y afines que se llevan a efecto en
el país.
El presente Reglamento tiene por objeto regular las actividades hidrocarburíferas de exploración,
desarrollo y producción, almacenamiento, transporte, industrialización y comercialización de petróleo
crudo, derivados del petróleo, gas natural y afines, susceptibles de producir impactos ambientales en
el área de influencia directa, definida en cada caso por el Estudio Ambiental respectivo.
Art. 2.- Parámetros y definiciones.- Para los fines del Presente Reglamento, se incorporan y forman
parte del mismo, los parámetros, límites permisibles, formatos y métodos así como las definiciones
de los términos generalmente utilizados en la industria hidrocurburífera y en la temática ambiental
que constan en los Anexos Nos. 1, 2, 3, 4, 5 y 6.
CAPITULO I
JURISDICCION Y COMPETENCIA
Art. 3.- Autoridad ambiental.- Como parte del Sistema Nacional Descentralizado de Gestión
Ambiental, la Subsecretaría de Protección Ambiental (SPA) del Ministerio de Energía y Minas, a
través de la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera, será la dependencia
técnico - administrativa del sector que controlará, fiscalizará y auditará la gestión ambiental en las
actividades hidrocarburíferas; realizará la evaluación, aprobación y el seguimiento de los Estudios
Ambientales en todo el territorio ecuatoriano; de igual manera verificará el cumplimiento de este
Reglamento y vigilará que los causantes en caso de incumplimiento del mismo, cumplan con las
disposiciones y recomendaciones respectivas.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 4.- Sujetos de control.- Para efectos de la aplicación de este Reglamento, se entenderán como
sujetos de control PETROECUADOR, sus filiales y sus contratistas o asociados para la exploración y
explotación, refinación o industrialización de hidrocarburos, almacenamiento y transporte de
hidrocarburos y comercialización de derivados de petróleo, así como las empresas nacionales o
extranjeras legalmente establecidas en el país que hayan sido debidamente autorizadas para la
realización de estas actividades.
Art. 6.- Coordinación.- Los sujetos de control deberán coordinar con la Subsecretaría de Protección
Ambiental del Ministerio de Energía y Minas, la gestión ambiental y los aspectos sociales
contemplados en el Plan de Manejo Ambiental respectivo.
La Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas coordinará con los otros
organismos del Estado que tengan relación con el medio ambiente y la temática socio - ambiental, en
las actividades hidrocarburíferas de los sujetos de control.
Art. 7.- Procedimiento de coordinación para áreas protegidas.- Los estudios ambientales para la
ejecución de proyectos petroleros que incluyan actividades hidrocarburíferas en zonas
pertenecientes al Patrimonio Nacional de Areas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores
deberán contar con el pronunciamiento previo del Ministerio del Ambiente en que se establezcan las
condiciones técnicas mínimas que debe cumplir la gestión ambiental a desarrollarse.
De igual modo, la Subsecretaría de Protección Ambiental coordinará con el Ministerio del Ambiente
en la evaluación y aprobación de los Términos de Referencia para zonas del Patrimonio Nacional de
Areas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores, tanto en lo que se refiere a Estudios como
Auditorías Ambientales.
Art. 8.- Aspectos ambientales en procesos de licitación.- El organismo encargado para licitaciones
petroleras deberá contar con el pronunciamiento previo de la Subsecretaría de Protección Ambiental
para la consideración de aspectos ambientales en los procesos de licitación estatal.
Art. 9.-Nota: Artículo derogado por Disposición Final Tercera de Decreto Ejecutivo No. 1040,
publicado en Registro Oficial 332 de 8 de Mayo del 2008 .
CAPITULO II
PROGRAMA Y PRESUPUESTO AMBIENTALES
Art. 10.- Programa y presupuesto ambiental anual.- Los sujetos de control, de conformidad con lo
que dispone el Art. 31, literales c, k, s, y t de la Ley de Hidrocarburos, deberán presentar hasta el
primero de diciembre de cada año, o dentro del plazo estipulado en cada contrato, al Ministerio de
Energía y Minas, el programa anual de actividades ambientales derivado del respectivo Plan de
Manejo Ambiental y el presupuesto ambiental del año siguiente para su evaluación y aprobación en
base del respectivo pronunciamiento de la Subsecretaría de Protección Ambiental, como parte
integrante del programa y presupuesto generales de las actividades contractuales, que deberá incluir
los aspectos de operaciones, de inversiones y gastos administrativos, rubros que a su vez deberán
estar claramente identificados en el presupuesto consolidado de los entes mencionados.
Art. 11.- Informe ambiental anual.- Los sujetos de control, igualmente, presentarán a la
Subsecretaría de Protección Ambiental, hasta el treinta y uno de enero de cada año y conforme al
Formato No. 5 del Anexo 4 de este Reglamento, el informe anual de las actividades ambientales
Art. 12.- Monitoreo ambiental interno.- Los sujetos de control deberán realizar el monitoreo ambiental
interno de sus emisiones a la atmósfera, descargas líquidas y sólidas así como de la remediación de
suelos y/o piscinas contaminados.
Para tal efecto, deberán presentar a la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera
la identificación de los puntos de monitoreo según los Formatos Nos. 1 y 2 del Anexo 4 de este
Reglamento.
Los análisis de dicho monitoreo interno se reportarán a la Subsecretaría de Protección Ambiental del
Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección Nacional de Protección Ambiental
Hidrocarburífera, cumpliendo con los requisitos de los Formularios Nos. 3 y 4 del Anexo 4 de este
Reglamento por escrito y en forma electrónica:
- Mensualmente para el periodo de perforación y para refinerías en base de los análisis diarios de
descargas y semanales de emisiones;
- Trimestralmente para todas las demás fases, instalaciones y actividades hidrocarburíferas, con
excepción de las referidas en el siguiente punto, en base de los análisis mensuales para descargas y
trimestrales para emisiones;
- Anualmente para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte,
comercialización y venta de hidrocarburos en base de los análisis semestrales de descargas y
emisiones.
La frecuencia de los monitoreos y reportes respectivos podrá ser modificada, una vez que en base
de los estudios pertinentes la Subsecretaría de Protección Ambiental lo autorice.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
CAPITULO III
DISPOSICIONES GENERALES
Art. 13.- Presentación de Estudios Ambientales.- Los sujetos de control presentarán, previo al inicio
de cualquier proyecto, los Estudios Ambientales de la fase correspondiente de las operaciones a la
Subsecretaría de Protección Ambiental (SPA) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) para su
análisis, evaluación, aprobación y seguimiento, de acuerdo con las definiciones y guías
metodológicas establecidas en el Capítulo IV de este Reglamento y de conformidad con el marco
jurídico ambiental regulatorio de cada contrato de exploración, explotación, comercialización y/o
distribución de hidrocarburos. Los estudios ambientales deberán ser elaborados por consultores o
firmas consultoras debidamente calificadas e inscritas en el respectivo registro de la Subsecretaría
de Protección Ambiental.
Para iniciar o proseguir con los programas de trabajo en una nueva fase, se presentará el Estudio
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. ...- En los casos de nuevas actividades no contempladas en los Estudios de Impacto Ambiental
o Diagnósticos Ambientales aprobados, y siempre que estén relacionadas con la actividad principal,
estas podrán ser incluidas en la licencia principal, previa aprobación del correspondiente Alcance,
Addéndum, Estudio Complementario o Reevaluación. La inclusión en la licencia ambiental se
otorgará mediante resolución motivada de la máxima autoridad del Ministerio rector de la política
ambiental.
Nota: Artículo agregado por Decreto Ejecutivo No. 472, publicado en Registro Oficial 289 de 29 de
Septiembre del 2010 .
Art. 14.- Control y seguimiento.- Dentro del Sistema Descentralizado de Gestión Ambiental, la
Subsecretaría de Protección Ambiental a través de la Dirección Nacional de Protección Ambiental
Hidrocarburífera será la entidad responsable de efectuar el control y seguimiento de las operaciones
hidrocarburíferas en todas sus fases en lo que respecta al componente ambiental y sociocultural, y a
la aplicación de los Planes de Manejo Ambiental aprobados para cada fase, así como las
disposiciones de este Reglamento.
Los informes que sobre estos temas emita la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio
de Energía y Minas con relación a cualquiera de las diferentes fases de las actividades
hidrocarburíferas, constituirán la base técnica para, en caso de incumplimiento, proceder al
juzgamiento de las infracciones en sede administrativa o jurisdiccional.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 15.- Responsabilidad de los contratantes.- Los sujetos de control serán responsables de las
actividades y operaciones de sus subcontratistas ante el Estado ecuatoriano y la Subsecretaría de
Protección Ambiental (SPA); por lo tanto será de su directa y exclusiva responsabilidad la aplicación
de las medidas de prevención, control y rehabilitación, sin perjuicio de la que solidariamente tengan
los subcontratistas.
Una vez finalizada la remediación, la empresa operadora responsable presentará dentro de 15 días a
través de la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera un informe inclusive una
evaluación técnica del proyecto a la Subsecretaría de Protección Ambiental.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 17.- Facilidades a funcionarios públicos.- Los sujetos de control deberán proporcionar facilidades
de alojamiento, alimentación y transporte, en los sitios de trabajo, a los funcionarios de la
Subsecretaría de Protección Ambiental y la Dirección Nacional de Protección Ambiental
Hidrocarburífera.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 18.- Fondo de Rehabilitación Ambiental.- Los ingresos provenientes de la comercialización del
crudo intemperizado, esto es los hidrocarburos sujetos a procesos de degradación natural
provenientes de piscinas, derrames y otros procesos de recuperación relacionados con actividades
de remediación medio ambiental, que una vez tratado se reinyecte a un oleoducto principal,
constituirán el Fondo de Rehabilitación Ambiental que será distribuido según lo dispone el Acuerdo
Ministerial No. 081 publicado en el Registro Oficial No. 199 del 21 de Noviembre de 1997 , cuyo
objeto será cubrir los costos de las actividades de remediación ambiental en el sector
hidrocarburífero, los gastos de fiscalización, control y análisis físico-químicos de laboratorio,
realizados u ordenados por parte de la Subsecretaría de Protección Ambiental, así como su
fortalecimiento institucional.
Art. 19.- Apertura de carreteras en áreas protegidas.- En las zonas del Patrimonio Nacional de Areas
Naturales, se prohíbe la apertura de carreteras para actividades exploratorias. En el caso de
operaciones de desarrollo y producción, si por razones técnicas y/o económicas justificables se
requieren otras condiciones de operación, éstas se someterán a consideración de la Subsecretaría
de Protección Ambiental la que coordinará el respectivo pronunciamiento del Ministerio del Ambiente.
En todo caso, el acceso por vías y carreteras en áreas protegidas será restringido y controlado bajo
la responsabilidad de la autoridad competente en coordinación con la operadora.
Art. 20.- Manejo de aspectos socio-ambientales.- Los sujetos de control, en todas las fases de las
actividades hidrocarburíferas que ejecuten y en las áreas de operaciones, contarán con personal
profesional capacitado para el manejo de aspectos socio-ambientales.
Para tal efecto, contarán con unidades o departamentos de protección ambiental, insertados
adecuadamente en las estructuras corporativas.
Art. 21.- Actividades prohibidas.- De acuerdo con la Ley Forestal y de Conservación de Areas
Naturales y Vida Silvestre, se prohíben las actividades de caza y pesca así como la recolección de
Art. 22.- Límites de ruido.- Los límites permisibles para emisión de ruidos estarán sujetos a lo
dispuesto en la Tabla No. 1 del Anexo 1 de este Reglamento.
Art. 23.- Calidad de equipos y materiales.- En todas las fases y operaciones de las actividades
hidrocarburíferas, se utilizarán equipos y materiales que correspondan a tecnologías aceptadas en la
industria petrolera, compatibles con la protección del medio ambiente; se prohíbe el uso de
tecnología y equipos obsoletos.
Art. 24.- Manejo de productos químicos y sustitución de químicos convencionales.- Para el manejo y
almacenamiento de productos químicos se cumplirá con lo siguiente:
a) Instruir y capacitar al personal sobre el manejo de productos químicos, sus potenciales efectos
ambientales así como señales de seguridad correspondientes, de acuerdo a normas de seguridad
industrial;
b) Los sitios de almacenamiento de productos químicos serán ubicados en áreas no inundables y
cumplirán con los requerimientos específicos de almacenamiento para cada clase de productos;
c) Para el transporte, almacenamiento y manejo de productos químicos peligrosos, se cumplirá con
las respectivas normas vigentes en el país y se manejarán adecuadamente las hojas técnicas de
seguridad (material safety data sheet) que deben ser entregadas por los fabricantes para cada
producto;
d) En todas las actividades hidrocarburíferas se utilizarán productos naturales y/o biodegradables,
entre otros los siguientes: desengrasantes, limpiadores, detergentes y desodorizantes domésticos e
industriales; digestores de desechos tóxicos y de hidrocarburos provenientes de derrames;
inhibidores parafínicos, insecticidas, abonos y fertilizantes, al menos que existan justificaciones
técnicas y/o económicas debidamente sustentadas; y,
e) En todas las operaciones hidrocarburíferas y actividades relacionadas con las mismas se
aplicarán estrategias de reducción del uso de productos químicos en cuanto a cantidades en general
y productos peligrosos especialmente, las cuales se identificarán detalladamente en el Plan de
Manejo Ambiental.
Art. 25.- Manejo y almacenamiento de crudo y/o combustibles.- Para el manejo y almacenamiento de
combustibles y petróleo se cumplirá con lo siguiente:
Es de su responsabilidad el cumplimiento cabal de todas las normas referidas, aún si las actividades
se ejecuten mediante relación contractual con terceros.
Toda instalación industrial dispondrá de personal profesional capacitado para seguridad industrial y
salud ocupacional, así como de programas de capacitación a todo el personal de la empresa acorde
con las funciones que desempeña.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 29.- Manejo y tratamiento de descargas líquidas.- Toda instalación, incluyendo centros de
distribución, sean nuevos o remodelados, así como las plataformas off-shore, deberán contar con un
sistema convenientemente segregado de drenaje, de forma que se realice un tratamiento específico
por separado de aguas lluvias y de escorrentías, aguas grises y negras y efluentes residuales para
garantizar su adecuada disposición. Deberán disponer de separadores agua-aceite o separadores
API ubicados estratégicamente y piscinas de recolección, para contener y tratar cualquier derrame
así como para tratar las aguas contaminadas que salen de los servicios de lavado, lubricación y
cambio de aceites, y evitar la contaminación del ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema
de drenaje de cubierta contará en cada piso con válvulas que permitirán controlar eventuales
derrames en la cubierta y evitar que estos se descarguen al ambiente. Se deberá dar mantenimiento
permanente a los canales de drenaje y separadores.
No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua mientras no cumpla con los límites
permisibles constantes en la Tabla No- 4 del Anexo 2 de este Reglamento;
b) Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de operación, que deba
ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la descarga con los límites permisibles
establecidos en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento.
Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación deberán ser tratadas y
podrán ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido en el literal c) de este mismo artículo,
siempre que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobado por la Dirección Nacional
de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaría de
Protección Ambiental del mismo Ministerio.
Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea a cuerpos de agua ni mediante inyección,
en el Plan de Manejo Ambiental se establecerán los métodos, alternativas y técnicas que se
utilizarán para su disposición con indicación de su justificación técnica y ambiental; los parámetros a
cumplir serán los aprobados en el Plan de Manejo Ambiental;
c.1) que la formación receptora está separada de formaciones de agua dulce por estratos
impermeables que brindarán adecuada protección a estas formaciones;
c.2) que el uso de tal formación no pondrá en peligro capas de agua dulce en el área;
c.3) que las formaciones a ser usadas para la disposición no contienen agua dulce; y,
c.4) que la formación seleccionada no es fuente de agua dulce para consumo humano ni riego, esto
es que contenga sólidos totales disueltos mayor a 5,000 (cinco mil) ppm.
d) Manejo de desechos líquidos costa afuera o en áreas de transición.- Toda plataforma costa afuera
En operaciones costa afuera, se prohíbe la descarga de lodos de perforación en base de aceite, los
mismos que deberán ser tratados y dispuestos en tierra. En las plataformas off-shore se instalarán
circuitos cerrados para el tratamiento de todos los desechos líquidos; y,
e) Aguas negras y grises.- Todas las aguas servidas (negras) y grises producidas en las
instalaciones y durante todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, deberán ser tratadas
antes de su descarga a cuerpos de agua, de acuerdo a los parámetros y límites constantes en la
Tabla No. 5 del Anexo 2 de este Reglamento.
En los casos en que dichas descargas de aguas negras sean consideradas como útiles para
complementar los procesos de tratamiento de aguas industriales residuales, se especificará
técnicamente su aplicación en el Plan de Manejo Ambiental. Los parámetros y límites permisibles a
cumplirse en estos casos para las descargas serán los que se establecen en la Tabla No. 4 del
Anexo 2 de este Reglamento.
Los parámetros y límites permisibles establecidos en la Tabla No. 10 del Anexo 2 de este
Reglamento se aplicarán en los casos que el monitoreo rutinario especificado en el presente
Reglamento indique anomalías en las descargas para profundizar la información previo a la toma de
acciones correctivas, o cuando la Subsecretaría de Protección Ambiental lo requiera, así como cada
seis meses para una caracterización completa de los efluentes.
a) Emisiones a la atmósfera.- Los sujetos de control deberán controlar y monitorear las emisiones a
la atmósfera que se emiten de sistemas de combustión en hornos, calderos, generadores y
mecheros, en función de la frecuencia, los parámetros y los valores máximos referenciales
establecidos en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento. Los reportes del monitoreo
ambiental interno se presentarán a la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera,
según el Formato No. 4 establecido en el Anexo 4 de este Reglamento y conforme a la periodicidad
establecida en el artículo 12;
b) Monitoreo de tanques y recipientes.- Se deberán inspeccionar periódicamente los tanques y
recipientes de almacenamiento así como bombas, compresores, líneas de transferencia, y otros, y
adoptar las medidas necesarias para minimizar las emisiones. En el Plan de Manejo Ambiental y en
las medidas de Seguridad Industrial y mantenimiento se considerarán los mecanismos de inspección
y monitoreo de fugas de gases en dichas instalaciones. Una vez al año se deberá monitorear el aire
ambiente cercano a las instalaciones mencionadas; los resultados se reportarán en el Informe
Ambiental Anual; y,
c) Fuentes fijas de combustión.- Los equipos considerados fuentes fijas de combustión en las
operaciones hidrocarburíferas serán operados de tal manera que se controlen y minimicen las
emisiones, las cuales se deberán monitorear en función de las frecuencias, parámetros y valores
máximos referenciales establecidos en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 31.- Manejo y tratamiento de desechos sólidos.- Las plataformas e instalaciones deben ser
Art. 32.- Desechos de Laboratorios.- Todos los laboratorios de la industria hidrocarburífera, sean de
control en los procesos de producción o ambientales, deberán contar con un plan para el manejo de
desechos de laboratorio y aplicar estrategias adecuadas para reducir las cantidades de dichos
desechos:
a) Control de emisiones gaseosas.- Las emisiones gaseosas desde los laboratorios se deberán
controlar a través de sistemas adecuados; y,
b) Clasificación y tratamiento de desechos de laboratorio.- Los desechos de laboratorio serán
clasificados, reciclados y/o tratados para su disposición controlada.
CAPITULO IV
ESTUDIOS AMBIENTALES
Art. 33.- Definición.- Para los fines establecidos en este Reglamento, los Estudios Ambientales
consisten en una estimación predictiva o una identificación presente de los daños o alteraciones
ambientales, con el fin de establecer las medidas preventivas, las actividades de mitigación y las
medidas de rehabilitación de impactos ambientales producidos por una probable o efectiva ejecución
de un proyecto de cualquiera de las fases hidrocarburíferas. Constituyen herramientas técnicas que
en conjunto mantienen una unidad sistemática que para fines prácticos se la divide con relación a las
diferentes fases de la actividad hidrocarburífera, y se clasifican en:
Art. 34.- Características.- Los Estudios Ambientales serán requeridos previo al desarrollo de cada
una de las fases de la actividad hidrocarburífera, según los criterios constantes en este Reglamento.
Para el caso de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, se tendrá en cuenta el
marco jurídico ambiental regulatorio de cada contrato.
El Diagnóstico Ambiental - Línea Base del Estudio de Impacto Ambiental contendrá la información
básica sobre las características biofísicas, socio-económicas y culturales del área adjudicada así
como del terreno o territorio calificado para ruta de oleoductos, poliductos, gasoductos y Centros de
Distribución y constituye una unidad que, una vez aprobada, conforma el marco general en el que se
irán trabajando y profundizando los diferentes aspectos que requiera el avance del proyecto en sus
diferentes fases, áreas de influencia y condiciones.
Siempre que la magnitud del proyecto y las características del mismo lo requieran, y no se fragmente
la unidad del estudio a presentarse, los Estudios Ambientales podrán ser presentados por etapas
dentro de una misma fase, y los ya presentados podrán ser ampliados mediante Estudios
Complementarios o Alcances o Adendums al mismo, de manera de dar agilidad a los procedimientos
de análisis, evaluación, aprobación y seguimiento.
En caso de nuevas operaciones en un área que cuente con un Estudio Ambiental y luego de dos
años de aprobado éste, se deberá realizar una reevaluación, que consistirá en una revisión del
documento original, inspecciones y estudios de actualización en el campo, así como una
reevaluación de la significancia de los impactos socio-ambientales y una actualización del Plan de
Manejo Ambiental, que deberá ser aprobado por la Subsecretaría de Protección Ambiental antes del
inicio de las nuevas operaciones.
Art. 35.- Aprobaciones.- Los Estudios Ambientales se presentarán con dos copias a la Subsecretaría
de Protección Ambiental y en forma electrónica, a fin de optimizar el acceso a la información.
La Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas aprobará los Estudios
Ambientales de cada proyecto específico dentro de cada fase y de acuerdo con la modalidad en que
se los presente. En ningún caso se podrán aprobar Estudios Ambientales de manera provisional.
Art. 36.- Estudios Ambientales para zonas protegidas.- Los sujetos de control que vayan a realizar
operaciones hidrocarburíferas en áreas pertenecientes al Patrimonio Nacional de Areas Naturales,
Bosques y Vegetación Protectores, presentarán los Estudios Ambientales a la Subsecretaría de
Protección Ambiental con copia que será remitida al Ministerio del Ambiente. Su aprobación la
realizará la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas, contando con
el pronunciamiento previo del Ministerio del Ambiente. Sin embargo, si en el término de 10 días a
partir de la presentación de tales estudios no se ha recibido dicho pronunciamiento, se entenderá
que el mismo es favorable.
Art. 37.- Presentación pública.- Previo a la entrega de los Estudios Ambientales a la Subsecretaría
de Protección Ambiental para su evaluación y aprobación, los sujetos de control realizarán una
presentación pública de los Estudios de Impacto Ambiental para el proyecto respectivo,
conjuntamente con representantes de la operadora, de la consultora ambiental y de la población del
área de influencia directa, bajo la coordinación de la Subsecretaría de Protección Ambiental, quien
además canalizará los comentarios y observaciones de los asistentes.
Art. 38.- Calificación y registro de consultores.- Los consultores ambientales hidrocarburíferos que
realicen estudios ambientales deberán estar previamente calificados y registrados en la
Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas de conformidad con el
Acuerdo Ministerial No. 137 del 5 de Agosto de 1998 (Instructivo para calificación de consultores
ambientales en el área hidrocarburífera) o el que se emita en su lugar, los mismos que deberán
Art. 39.- Calificación de laboratorios.- Los análisis físico-químicos y biológicos para los Estudios
Ambientales, el monitoreo y el control de parámetros considerados en el presente Reglamento
deberán ser realizados por laboratorios previamente calificados por la Subsecretaría de Protección
Ambiental del Ministerio de Energía y Minas, de conformidad con las regulaciones que para el efecto
se establezcan.
Art. 40.- Términos de referencia.- Previa a la realización de cualquier tipo de Estudio Ambiental, los
sujetos de control deberán presentar a la Subsecretaría de Protección Ambiental los Términos de
Referencia específicos, basados en la Guía Metodológica del artículo 41 de este Reglamento, para
su respectivo análisis y aprobación en un término de 15 días.
Art. 41.- Guía metodológica.- En la elaboración de los Estudios de Impacto Ambiental se aplicarán,
de conformidad con las características de cada proyecto y de la fase de operación de que se trate,
los siguientes criterios metodológicos y guía general de contenido:
1. Ficha Técnica
En este numeral se presentarán de forma resumida los principales elementos de identificación del
estudio:
- Número del bloque y/o nombre del proyecto y denominación del área.
- Ubicación cartográfica.
- Fase de operaciones.
- Superficie del área.
- Razón social de la compañía operadora.
- Dirección o domicilio, teléfono, fax, correo electrónico.
- Representante legal.
- Nombre de la compañía consultora ambiental responsable de la ejecución del Estudio y número del
respectivo registro de Consultores Ambientales del sector Hidrocarburífero de la Subsecretaría de
Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.
- Composición del equipo técnico previamente calificado por la Subsecretaría de Protección
Ambiental.
- Plazo de ejecución del Estudio.
2. Introducción
En este numeral se expondrá el marco conceptual en que se inscribe el estudio, así como una
descripción del contenido global y de las distintas partes del mismo, y su relación con los estudios
ambientales realizados para las fases anteriores, de existir éstas.
3.1. Criterios metodológicos.- Los componentes de la Línea Base que anteceden deberán aplicarse
3.2.1 Medio Físico: geología, geomorfología, hidrología, climatología, tipos y usos del suelo, calidad
de aguas, paisaje natural.
3.2.2 Medio Biótico: identificación de ecosistemas terrestres, cobertura vegetal, fauna y flora,
ecosistemas acuáticos o marinos de ser el caso. Identificación de zonas sensibles, especies de
fauna y flora únicas, raras o en peligro y potenciales amenazas al ecosistema.
3.2.3.1 Aspectos demográficos.- Composición por edad y sexo, tasa de crecimiento de la población,
densidad, migración, características de la PEA.
Salud: factores que inciden en la natalidad, mortalidad infantil, general y materna; morbilidad;
servicios de salud existentes; prácticas de medicina tradicional.
3.2.3.7 Turismo.- lugares de interés por su valor paisajístico, por sus recursos naturales así como por
su valor histórico y cultural.
Se describirán la operación técnica y las actividades que podrían tener efectos ambientales en cada
una de las fases operativas del proyecto. Se incluirán los siguientes aspectos generales:
De acuerdo al tipo de operación o fase, deberá constar la información adicional detallada constante
en los capítulos correspondientes a las fases:
La información de los numerales anteriores debe permitir identificar las áreas a ser impactadas y
dentro de ellas las zonas sensibles, en donde deben adoptarse medidas específicas o evitarse
determinadas actividades, de conformidad con la fase de las operaciones de que se trate.
Se reconocerán las acciones del proyecto hidrocarburífero que van a generar impactos sobre los
diferentes elementos ambientales, socioeconómicos y culturales, de acuerdo a la fase de que se
trate y determinando la calidad del impacto (directo-indirecto, positivo-negativo, etc.), el momento en
que se produce, su duración (temporal-permanente), su localización y área de influencia, sus
magnitudes etc.
Se tratará de mostrar cómo la situación caracterizada por la Línea Base puede resultar modificada
en sus diversos componentes por las actividades a ejecutarse.
La identificación de los impactos ambientales así como de los impactos socioeconómicos y culturales
deberá presentarse mediante matrices que permitan identificarlos y evaluarlos claramente, basado
en todos los parámetros estudiados en el Diagnóstico Ambiental - Línea Base.
En las zonas intervenidas, es preciso que la Línea Base incluya un análisis de impactos previos
ocasionados por otras actividades.
- Analicen la situación ambiental previa (Línea Base) en comparación con las transformaciones del
ambiente derivadas de las actividades hidrocarburífera ejecutadas.
- Prevean los impactos directos, indirectos y los riesgos inducidos que se podrían generar sobre los
componentes físico, biótico, socio-económico y cultural del ambiente.
- Se identifiquen y justifiquen las metodologías utilizadas en función de:
Una vez que se han identificado, analizado y cuantificado los impactos ambientales derivados de las
actividades hidrocarburíferas, para la preparación del Plan de Manejo Ambiental se deben considerar
los siguientes aspectos:
Analizar las acciones posibles de realizar para aquellas actividades que, según lo detectado en la
valoración cualitativa de impactos, impliquen un impacto no deseado.
Describir los procesos, tecnologías, diseño y operación, y otros que se hayan considerado, para
reducir los impactos ambientales negativos cuando corresponda.
Sobre la base de estas consideraciones, el Estudio de Impacto Ambiental propondrá los planes
detallados a continuación, con sus respectivos programas, presupuestos y cronogramas.
- Plan de prevención y mitigación de impactos: corresponde a las acciones tendientes a minimizar los
impactos negativos sobre el ambiente en las diferentes fases de las operaciones hidrocarburíferas.
- Plan de contingencias: comprende el detalle de las acciones, así como los listados y cantidades de
equipos, materiales y personal para enfrentar los eventuales accidentes y emergencias en la
infraestructura o manejo de insumos, en las diferentes fases de las operaciones hidrocarburíferas,
basado en un análisis de riesgos y del comportamiento de derrames. Se incluirá la definición y
asignación de responsabilidades para el caso de ejecución de sus diferentes fases (flujograma y
organigrama), las estrategias de cooperación operacional así como un programa anual de
entrenamientos y simulacros.
- Plan de salud ocupacional y seguridad industrial: comprende las normas establecidas por la
empresa internamente para preservar la salud y seguridad de los empleados inclusive las estrategias
de su difusión.
- Plan de abandono y entrega del área: comprende el diseño de las actividades a cumplirse una vez
concluida la operación, de manera de proceder al abandono y entrega del área del proyecto motivo
del respectivo Estudio Ambiental.
8. Plan de Monitoreo
9. Anexos
Toda información geográfica deberá ser sustentada, indicando la(s) fuente(s) de información y su
fecha. La presentación gráfica se realizará conforme al formato establecido en el Gráfico 1 del Anexo
1 de este Reglamento.
Los sujetos de control realizarán al menos cada dos años una Auditoría Ambiental de sus
actividades, previa aprobación de los correspondientes Términos de Referencia por la Subsecretaría
de Protección Ambiental, y presentarán el respectivo informe de auditoría a la Subsecretaría de
Protección Ambiental.
Para el efecto de las auditorías antes mencionadas, los sujetos de control seleccionarán una auditora
ambiental calificada por la Subsecretaría de Protección Ambiental para que realice el seguimiento y
la verificación del cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental, de conformidad con los Términos de
Referencia previamente aprobados por la Subsecretaría de Protección Ambiental, en los cuales se
determina el marco de documentos contra las cuales se realizará la auditoría.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
a) Datos generales.
Determinar si las actividades hidrocarburíferas cumplen con los requisitos operacionales ambientales
vigentes, incluyendo una evaluación de la tecnología aplicada.
Identificar los riesgos e impactos que las actividades hidrocarburíferas representan para el medio
ambiente natural, la comunidad local y el personal involucrado en la operación.
Verificar el cumplimiento del Plan de Manejo y del Plan de Monitoreo Ambientales, así como de la
legislación ambiental vigente;
c) Metodología utilizada.
Aspectos operacionales:
- Condiciones existentes.
- Revisión de equipos.
- Revisión general de la operación.
- Revisión de áreas específicas.
- Revisión y evaluación de registros y documentación conforme a los Términos de Referencia
aprobados.
- Revisión de cumplimiento de normas.
- Revisión de cumplimiento de los Planes de Manejo Ambiental y de Monitoreo.
Identificará también:
La Auditoría Ambiental incluirá la verificación del cumplimiento de los límites establecidos en este
Reglamento para los componentes suelo, agua y aire a través de muestreos y análisis de laboratorio,
así como la evaluación de los datos del automonitoreo de la empresa;
d) Conclusiones y recomendaciones.
e) Anexos.
f) Resumen ejecutivo.
Comprende una síntesis o resumen que privilegie la comprensión amplia de los resultados obtenidos
en la Auditoría Ambiental, y que contenga la información más relevante, los logros alcanzados, los
Art. 44.- Examen Especial Ambiental.- Este Examen será realizado en casos emergentes a criterio
de la Subsecretaría de Protección Ambiental o a pedido de los sujetos de control, y constará de:
1. Objetivos.
2. Alcance.
3. Metodología.
4. Acta de inspección.
5. Informe técnico.
Art. 45.- Acta de Inspección.- En los exámenes especiales, concluida la inspección de verificación de
campo se levantará el acta respectiva, la cual será suscrita por el (o los técnico(s) de la Dirección
Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera y el (o los) representante(s) ambiental(es) de la
empresa o su(s) delegado(s), con quien (o quienes) se haya practicado la diligencia. Constará de:
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 46.- Informe Técnico.- Una vez concluida la auditoría o el examen especial, y en el término de
quince días, la Subsecretaría de Protección Ambiental entregará el informe técnico, al ente auditado
o examinado, estableciendo las conclusiones y recomendaciones, las medidas correctivas y plazos si
fuera el caso.
CAPITULO V
PROSPECCION GEOFISICA U OTRAS
Art. 47.- Disposiciones generales.- Se observarán todas las disposiciones generales establecidas en
el Capítulo IV de este Reglamento en cuanto sean pertinentes.
Art. 48.- Estudios Ambientales.- Para las actividades de prospección geofísica, el Diagnóstico
Ambiental - Línea Base deberá comprender el área adjudicada.
Art. 49.- Normas operativas.- Las empresas deberán cumplir con las siguientes normas:
En los campamentos de avanzada, las letrinas construidas mantendrán una distancia mínima de 20
metros a cuerpos de agua.
En las zonas del Patrimonio Nacional de Areas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores, todas
las construcciones antes mencionadas, de carácter temporal, se las hará sin utilizar madera del área,
excepto la que ha sido previamente removida para la adecuación del área. Los demás materiales a
utilizarse deberán ser reutilizables y resistentes a las condiciones climáticas;
c) Tendido de líneas.- El desbroce de trochas para tendido de líneas sísmicas será exclusivamente
manual y no se cortarán árboles de DAP mayor a 20 centímetros; el ancho normal para las mismas
será de 1.20 metros, y el máximo de 1.50 metros. Toda la madera y el material vegetal proveniente
del desbroce y limpieza del terreno, será técnicamente procesado y reincorporado a la capa vegetal
mediante tecnologías actuales disponibles, especialmente en sitios susceptibles a la erosión. La
vegetación cortada en ningún caso será depositada en drenajes naturales;
d) Acarreo aéreo de carga.- Los helicópteros a utilizarse deberán ser aquellos que permitan
minimizar el impacto ambiental. Para el acarreo de carga aérea deberá utilizarse la técnica llamada
de "cuerda larga" (Long Sling), conforme a normas de seguridad OACI (International Civil Aviation
Organization).
e.1) Remover cualquier obstrucción al flujo natural de los cuerpos de agua cuando la misma haya
sido causada por las operaciones de sísmica o por actividades asociadas a la exploración.
e.2) Contemplar un programa de revegetación con especies nativas del lugar para las áreas
afectadas en donde se haya removido la capa vegetal según lo establecido en el Plan de Manejo
Ambiental;
f) Cruces de cuerpos de agua.- Si una línea sísmica debe cruzar más de una vez el mismo cuerpo de
agua, la distancia mínima entre los cruces será de 2 kilómetros, excepto en casos de cauces
meándricos, y en otros casos aprobados por la Subsecretaría de Protección Ambiental;
g) Indemnizaciones.- En el caso de afectación de tierras de personas naturales o jurídicas, se
deberán pagar las indemnizaciones necesarias de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos y tomando
como referencia las tablas oficiales disponibles;
h) Manejo de explosivos.- Para el manejo de explosivos, se deberá tener en cuenta:
i) Para abandono:
i.1) La capa orgánica que hubiese sido removida en helipuertos y campamentos, será redistribuida
en el suelo, antes de abandonar las áreas.
i.2) El área de terreno en la que se haya removido la capa vegetal durante las operaciones,
incluyendo aquellas destinada a helipuertos y campamentos, será revegetada y/o reforestada con
especies nativas de la zona.
i.3) La empresa que ejecute la prospección geofísica y la que contrate el trabajo serán responsables
por los daños al ambiente que pudieren ocasionarse y de la implantación de las medidas de
prevención, control y rehabilitación.
CAPITULO VI
PERFORACION EXPLORATORIA Y DE AVANZADA
Art. 50.- Disposiciones generales.- Se observarán todas las disposiciones generales establecidas en
el Capítulo IV de este Reglamento en cuanto sean pertinentes.
Art. 51.- Estudios Ambientales.- Se presentarán los Estudios Ambientales del área de influencia,
incluyendo una actualización y/o profundización del Diagnóstico Ambiental Línea Base, para los
pozos exploratorios y de avanzada; las demás perforaciones estarán cubiertas por los Estudios
Ambientales elaborados para la fase de desarrollo y producción. Además de lo establecido en el
artículo 41 de este Reglamento, deberá presentarse la siguiente descripción específica de las
actividades del proyecto para esta fase:
3) Análisis de alternativas.
Art. 52.- Normas operativas.- Para la perforación exploratoria se deberá cumplir en cada caso con lo
siguiente:
1.1 En el sitio de perforación, los tres espacios de área útil (plataforma, campamento y helipuerto) no
tendrán una distribución rígida, se los ubicará de acuerdo con la topografía del terreno, rodeado de
vegetación, con una separación adecuada entre sí. En operaciones costa afuera se especificará el
equipo de perforaciones a utilizarse.
1.2 En el caso de perforación exploratoria las operaciones se realizarán preferentemente en forma
helitransportable, para lo cual se despejará un área para la aproximación de los helicópteros,
conforme a la reglamentación de la OACI.
Se autorizará la apertura de vías hasta de 5 metros de ancho de capa de rodadura, cuando exista
justificación técnica y económica.
1.3 Las plataformas de perforación en el área efectiva de operaciones serán niveladas, compactadas
y apropiadamente drenadas. En áreas colinadas, para las operaciones se considerarán varios
niveles o sitios parcialmente nivelados para minimizar la erosión.
1.4 Las plataformas para la perforación costa afuera o en áreas de transición, no deben interferir con
el normal desarrollo de las actividades de pesca, turismo, navegación y aeronavegación, por lo que
se considerará un área de seguridad de una milla marina.
2.1 Todo sitio de perforación en tierra o costa afuera dispondrá de un sistema de tratamiento y
disposición de los fluidos y sólidos que se produzcan durante la perforación.
2.2 Durante la perforación y concluida ésta, los fluidos líquidos tratados a medida de lo posible
deberán reciclarse y/o podrán disponerse conforme con lo dispuesto en el artículo 29 de este
Reglamento. El monitoreo físico-químico de las descargas al ambiente se realizará diariamente y
2.5 En caso de usarse lodos en base de aceite mineral su disposición final será en tierra, cumpliendo
con los límites permisibles de la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento; los lodos de
decantación procedentes del tratamiento de los fluidos serán tratados y dispuesto, cumpliendo con
los límites permisibles establecidos en la Tabla No. 7 del Anexo 2 de este Reglamento.
2.6 Si los resultados del monitoreo determinan que las descargas al entorno en proyectos costa
afuera no cumplen con los límites permisibles, todos los fluidos y ripios serán tratados y dispuestos
en tierra firme.
d.3 Completación de pozos.- En caso de realizar la completación de POZOS, los fluidos utilizados
deberán ser recolectados en tanques y tratados de tal manera que cumplan con los límites
permisibles para descargas, expresados en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento.
d.4 Pruebas de producción.- Cuando las condiciones de logística y económicas no permitan
transportar el crudo, las pruebas se harán contratanque, y en caso de prever encontrar crudo que no
permita su manejo en tanques, se utilizarán incineradores con sobreoxigenación, y las emisiones a la
atmósfera deberán cumplir con lo establecido en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento.
Las pruebas de producción de gas natural libre se realizarán utilizando la mejor tecnología
disponible, de conformidad con lo previsto en el Plan de Manejo Ambiental para el efecto, contando
con un programa de monitoreo de emisiones atmosféricas conforme a la Tabla No. 3 del Anexo 2 de
este Reglamento.
Art. 53.- Caso de abandono.- En los casos de abandono temporal o definitivo del área de influencia
se deberá:
a) Ubicar y disponer adecuadamente los equipos y estructuras que se encuentren en los sitios de
trabajo, que no sean necesarios para futuras operaciones;
b) Todos los desechos de origen doméstico e industrial, luego de su clasificación, serán tratados y
dispuestos de acuerdo a lo previsto en el Plan de Manejo de Desechos del Plan de Manejo
Ambiental propuesto por la operadora y aprobado por la Subsecretaría de Protección Ambiental;
c) En el sitio de perforación se deberán readecuar los drenajes y reforestar el área que no vaya a ser
reutilizada si el abandono es temporal;
d) Cuando se proceda a abandonar definitivamente un pozo, éste se sellará con tapones de cemento
en la superficie y en los intervalos apropiados para evitar escapes y/o migraciones de fluidos.
En caso de producirse escapes de crudo por trabajos relativos al mal taponamiento del pozo, la
empresa asumirá todos los costos de remediación y las reparaciones correspondientes al pozo.
CAPITULO VII
DESARROLLO Y PRODUCCION
Art. 54.- Disposiciones generales.- Se observarán todas las disposiciones generales establecidas en
el Capítulo IV de este Reglamento en cuanto sean pertinentes.
Art. 55.- Estudios Ambientales.- Se presentarán los Estudios Ambientales del área de influencia,
incluyendo una actualización y/o profundización del Diagnóstico Ambiental - Línea Base, para la
actividad de desarrollo y producción de hidrocarburos. Además de lo establecido en el artículo 41 de
este Reglamento, deberá presentarse la siguiente descripción específica de las actividades del
proyecto para esta fase:
Art. 57.- Instalaciones de producción.- Las empresas petroleras en la actividad hidrocarburífera, para
el cumplimiento de las operaciones de producción, deben observar lo siguiente:
a) Area útil adicional.- En el caso de contar con islas de perforación que se convierten en islas de
producción, se contemplará en el Plan de Manejo Ambiental un área útil adicional a la estipulada en
el artículo 56, para instalar equipos de producción tales como: generadores múltiples, separadores, y
otros.
Se construirán vallas adecuadas alrededor de las Instalaciones de producción con el fin de proteger
la vida silvestre. El diseño de la valla deberá efectuarse de tal forma que la misma quede cubierta
por una cortina de vegetación. El área de esta cortina será adicional a la permitida para construir la
b) Contrapozo.- Alrededor del cabezal del pozo se deberá construir un dique (contrapozo)
impermeabilizado a fin de recolectar residuos de crudo provenientes del cabezal y así evitar
contaminación del sitio de perforación;
c) Patrones de drenaje natural.- Se respetarán los patrones de drenaje natural para la construcción
de las instalaciones de producción;
d) Tratamiento, manejo y disposición de coque.- En caso de que sea técnica y económicamente
factible, la eliminación del coque en estaciones de producción que manejen crudos pesados, deberá
emplearse un sistema ambientalmente adecuado, para el tratamiento, manejo y disposición del
mismo;
e) Pozos para inyección.- Para la inyección y disposición de desechos líquidos, se reacondicionarán
aquellos pozos que han dejado de ser económicamente productivos o que estén abandonados y,
cuando sea estrictamente necesario y ambientalmente justificable se perforarán otros adicionales;
f) Manejo de emisiones a la atmósfera.- El gas deberá ser considerado en forma prioritaria, para
reinyección y recuperación mejorada. El que no fuere utilizado de esta forma deberá aprovecharse
de manera de asegurar una utilización racional del recurso previo el análisis técnico y económico
respectivo, preferentemente para la generación de energía eléctrica, para lo cual se presentarán los
Estudios Ambientales correspondientes a la autoridad competente;
La ubicación, altura y dirección de los mecheros deberá ser diseñado de tal manera que la emisión
de calor y gases afecte en lo mínimo al entorno natural (suelo, vegetación, fauna aérea).
En cada sitio de quema de gas se monitorearán periódicamente las emisiones a la atmósfera, tal
como se establece en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento.
En el caso de no cumplir con los parámetros establecidos en este Reglamento, la operadora tendrá
un plazo de 30 días para hacer los correctivos necesarios.
Los sujetos de control deberán establecer en el respectivo Plan de Manejo Ambiental las alternativas
técnicas o tecnológicas que utilizarán para la quema del gas y la reducción y control de emisiones; y,
f.3) En todo caso, el gas natural asociado y el gas pobre proveniente de la producción de petróleo
serán objeto de un manejo especial a determinarse según cada caso entre la operadora y la
Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), de acuerdo con lo que dispone la Ley de Hidrocarburos.
a) En las pruebas de producción se utilizarán tanques, que se ubicarán de acuerdo a las normas
técnicas aceptadas en la industria hidrocarburífera, compatibles con la protección del medio
ambiente;
b) El fluido de las pruebas de producción deberá ser trasladado o bombeado hacia una estación de
producción donde será tratado y el crudo incorporado a la producción. El traslado deberá efectuarse
sujetándose a normas de seguridad y protección ambiental vigentes. En ningún caso estos fluidos
podrán disponerse en piscinas;
c) En el caso de utilizar bombeo hidráulico en las pruebas de producción, el fluido producido más el
fluido motriz empleado, deberán transportarse hacia la estación de producción más próximo para ser
tratado y el crudo será incorporado a la producción; y,
d) Para las pruebas de producción costa afuera, se utilizarán sistemas que recuperen y traten los
Art. 59.- Tratamiento y cierre de piscinas.- Para el caso de piscinas que contengan crudo
intemperizado o que hayan sido mal manejadas, es obligación de los sujetos de control proceder a la
limpieza, recuperación del crudo, tratamiento, taponamiento y/o revegetación de cada una de estas
con especies nativas de la zona, en base al Programa o Proyecto de Remediación que presentará la
empresa, conforme a lo establecido en el artículo 16 de este Reglamento, para la aprobación de la
Subsecretaría de Protección Ambiental.
a.6) Los desechos sólidos y otros materiales encontrados en la piscina a tratar serán clasificados y
almacenados temporalmente en sitios preparados con geomembrana, que contarán con un sistema
de recolección y control de lixiviados y escorrentías. Los desechos sólidos inorgánicos serán
llevados del sitio para su tratamiento, reciclaje y/o disposición. Los desechos sólidos orgánicos se
podrán tratar en el sitio con tecnologías aceptadas ambientalmente, y conforme consta en el
Programa o Proyecto de Remediación antes mencionado.
a.7) La incineración controlada de desechos sólidos provenientes de la piscina a tratar se llevará a
cabo en incineradores con sobreoxigenación que garanticen una combustión completa previa
autorización de la Subsecretaría de Protección Ambiental, y controlando las emisiones a la atmósfera
conforme a los valores máximos referenciales establecidos en la Tabla No. 3 del Anexo 2 - de este
Reglamento. Se prohíbe la incineración abierta y no controlada de dichos desechos;
b) Piscinas secas: Las piscinas secas que no contienen agua pero sí crudo o lodos de perforación en
su fondo, serán remediadas conforme a lo establecido en los puntos a.3), a.5), a.6) y a.7) de este
artículo, hasta que cumplan con los límites establecidos en las Tablas No. 6 y 7 del Anexo 2 de este
Reglamento; y,
c) Revegetación: Las piscinas que fueren taponadas, se revegetarán con especies nativas de la
zona. La operadora será responsable del seguimiento y resultados de la revegetación.
Art. 60.- Reacondicionamiento de pozos.- Las operadoras dispondrán de las facilidades necesarias
CAPITULO VIII
INDUSTRIALIZACION
Art. 62.- Disposiciones generales.- Se observarán todas las disposiciones generales establecidas en
el Capítulo IV de este Reglamento en cuanto sean pertinentes.
Art. 63.- Estudios Ambientales.- Se presentarán los Estudios Ambientales del área de influencia,
incluyendo el Diagnóstico Ambiental - Línea Base o una actualización y/o profundización del mismo,
para el diseño, la construcción y la operación de la infraestructura de industrialización de
hidrocarburos (plantas de gas, refinerías, plantas petroquímicas, plantas de producción de aceites y
grasas lubricantes, plantas de tratamiento y/o reciclaje de aceites usados, etc.). Además de lo
establecido en el artículo 41 de este Reglamento, deberá presentarse la siguiente descripción
específica de las actividades del proyecto para esta fase:
12) Conclusiones.
a.1) El gas que se produce durante el tratamiento del crudo y fabricación de sus derivados deberá
ser adecuadamente manejado en la propia planta a efectos de optimizar su uso racional en las
necesidades energéticas de la misma.
a.2) Toda planta para el tratamiento de crudo y fabricación de sus derivados deberá contar con
sistemas adecuados para el tratamiento de gases ácidos y Compuestos de azufre que garanticen la
transformación y/o disminución de los compuestos nocivos de azufre antes de que el gas pase a ser
quemado;
b.1) La selección del método óptimo de tratamiento y manejo de los residuos sólidos se lo hará
considerando los siguientes parámetros y sobre la base de la Tabla No. 8 del Anexo 2 de este
Reglamento:
- Tipo de residuo.
- Peligrosidad del residuo.
- Costo - beneficio.
- Impacto ambiental.
- Volumen del residuo.
La empresa operadora deberá reportar ante la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio
de Energía y Minas la hoja de seguridad incluyendo la composición de los aditivos a utilizar. Se
fomentará la instalación de tecnologías de refinación que mejoren la calidad de las gasolinas, tales
como plantas de isomerización, alquilación, y el uso de aditivos oxigenados hasta un equivalente de
2.7% 02. Se preferirá y fomentará la producción y uso de aditivos oxigenados, tal como el etanol
anhidro, a partir de materia prima renovable.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Nota: Literal b) sustituido por Decreto Ejecutivo No. 472, publicado en Registro Oficial 289 de 29 de
Septiembre del 2010 .
CAPITULO IX
ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOS
Art. 70.- Estudios Ambientales.- Se presentarán los Estudios Ambientales del área de influencia,
incluyendo una actualización y/o profundización del Diagnóstico Ambiental Línea Base, para la
construcción de ductos (oleoductos principales y secundarios, gasoductos y poliductos, estaciones
de bombeo) e instalaciones para el almacenamiento de petróleo y sus derivados. Además de lo
establecido en el artículo 41 de este Reglamento, deberá presentarse la siguiente descripción
específica de las actividades del proyecto para esta fase:
Art. 71.- Tanques de almacenamiento.- Para los tanques de almacenamiento del petróleo y sus
derivados, además de lo establecido en el artículo 25, se deberán observar las siguientes
disposiciones:
a.1) El área para tanques verticales API deberá estar provista de cunetas y sumideros interiores que
permitan el fácil drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una válvula ubicada en el exterior del
recinto, que permita la rápida evacuación de las aguas lluvias o hidrocarburos que se derramen en
una emergencia, y deberá estar conectado a un sistema de tanques separadores.
a.2) Entre cada grupo de tanques verticales API deberá existir una separación mínima igual al 1/4 de
la suma de sus diámetros, a fin de guardar la debida seguridad.
a.3) Los tanques de almacenamiento deberán contar con un sistema de detección de fugas para
prevenir la contaminación del subsuelo. Se realizarán inspecciones periódicas a los tanques de
almacenamiento, construcción de diques y cubetos de contención para prevenir y controlar fugas del
producto y evitar la contaminación del subsuelo, observando normas API o equivalentes.
a.4) Las tuberías enterradas deberán estar debidamente protegidas para evitar la corrosión, y a por
lo menos 0.50 metros de distancia de las canalizaciones de aguas servidas, sistemas de energía
eléctrica y teléfonos.
a.5) Cada tanque estará dotado de una tubería de ventilación que se colocará preferentemente en
área abierta para evitar la concentración o acumulación de vapores y la contaminación del aire;
b.1) Las esferas y los tanques horizontales de almacenamiento de gas licuado de petróleo (GLP)
deberán estar fijos sobre bases de hormigón y mampostería sólida, capaces de resistir el peso del
tanque lleno de agua, a fin de garantizar su estabilidad y seguridad y así evitar cualquier accidente
que pudiera causar contaminación al ambiente;
b.2) Todas las operaciones de mantenimiento que se realicen en tanques de almacenamiento de
combustibles y/o esferas de GLP, se ejecutarán bajo los condicionantes de las normas de seguridad
del sistema PETROECUADOR, a fin de evitar cualquier derrame o fuga que pudiera afectar al
c.1) El transporte de hidrocarburos y/o sus derivados costa afuera, a través de buque tanques, se
realizará sujetándose a lo establecido por la Dirección General de la Marina Mercante y del Litoral,
como autoridad marítima nacional responsable de la prevención y control de la contaminación de las
costas y aguas nacionales.
c.2) Semestralmente durante los meses de junio y diciembre, la Dirección General de la Marina
Mercante y del Litoral presentará a la Subsecretaría de Protección Ambiental a través de la Dirección
Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera un informe de las medidas ambientales aplicadas
durante las actividades de transporte para el respectivo control y seguimiento; y,
d.1) Mantener las áreas de las instalaciones industriales vegetadas con mantenimiento periódico
para controlar escorrentías y la consecuente erosión.
d.2) Se presentará anualmente un informe de inspección y mantenimiento de los tanques de
almacenamiento a la Subsecretaría de Protección Ambiental, así como sobre la operatividad del Plan
de Contingencias incluyendo un registro de entrenamientos y simulacros realizados con una
evaluación de los mismos.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
a) Se debe proporcionar un claro mínimo de 50 centímetros, relleno con arena inerte a la corrosión,
entre las paredes y tapas del tanque y la excavación;
b) La excavación, en donde se debe depositar un relleno mínimo de 30 centímetros de arena inerte
bajo el tanque, debe ser lo suficientemente profunda, independiente de que se instalen o no
elementos de concreto para su anclaje;
c) Se debe proporcionar un relleno mínimo de 30 centímetros de arena inerte entre tanque y tanque,
cuando éstos sean colocados dentro de una misma excavación;
d) La profundidad de instalación de los tanques puede variar, dependiendo de si existe o no tráfico
sobre éstos,
así:
En áreas que no están sujetas a tráfico, la profundidad no debe ser menor a 90 centímetros.
En áreas sujetas a tráfico regular, la profundidad no debe ser menor a 125 centímetros.
En ambos casos, la profundidad estará medida a partir del lomo del tanque hasta el nivel del piso
terminado, incluyendo el espesor de la loza de concreto armado del propio piso;
e) En caso de que el nivel freático se encuentre cerca de la superficie del terreno, se deben fijar los
tanques de almacenamiento mediante cables de acero sujetos a anclas de concreto, las cuales
deben ser construidas a todo lo largo del tanque, garantizando mediante el cálculo respectivo la
estabilidad de la instalación (no flotación) de los tanques de almacenamiento;
f) Un tanque enterrado nunca debe ser instalado directamente sobre elementos rígidos de concreto o
de cualquier otro material;
g) Cuando el tanque sea bajado o movido dentro de la excavación, deben evitarse impactos entre el
tanque y cualquier otro elemento;
2. Reutilización.- Los tanques para poder ser usados nuevamente, deben ser verificados en su
integridad física, chequeados los espesores de cuerpo y tapas, el estado de los cordones de
soldadura, de las placas de desgaste; ajustándose a los estándares de fabricación de UL 58. Luego
deben ser sometidos a las pruebas de hermeticidad establecidas en la norma NFPA-30 y UL-58 o
equivalentes; deben ser limpiados de cualquier recubrimiento anterior y ser recubiertos con fibra de
vidrio o similar para formar el doble contenimiento, de acuerdo a la norma UL-1746 o equivalente.
Todas las verificaciones de integridad física anteriormente mencionadas deberán ser certificadas por
una firma de reconocido prestigio nacional y/o internacional, especializada en inspección técnica.
1) Trazado:
2) Desbroce:
2.1) El ancho del desbroce en la ruta del ducto no será mayor de 10 metros en promedio, a nivel de
rasante, el mismo que dependerá de la topografía y tipo de terreno a atravesar a lo largo del trazado,
y en caso de que sea adyacente a la vía, su ancho máximo será de 6 metros a partir del borde de la
obra básica, salvo en el caso de que se construya más de una línea (incluyendo cables de
transmisión de energía o señales, y ductos de transporte de fluidos) y no sea técnicamente factible
enterrarlas en la misma zanja.
2.2) Se minimizará la afectación en zonas de bosque primario y tierras dedicadas a la agricultura, o
que sean drenadas o irrigadas intensivamente. En caso de producirse afectación a las tierras
comunitarias o de pueblos indios, o propiedad de personas naturales o jurídicas, se liquidarán y
pagarán las indemnizaciones del caso, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de Hidrocarburos y
tomando como referencia las tablas oficiales disponibles.
3) Ensayos hidrostáticos:
3.1) Durante los ensayos se deberá asegurar que el caudal de llenado del ducto desde fuentes
superficiales no interfiera con los usos aguas abajo.
3.2) El desagüe de las tuberías debe hacerse a una velocidad no mayor que la velocidad de toma de
la fuente. Un disipador de energía debe ser instalado para minimizar la erosión durante la descarga.
3.3) Las aguas provenientes de las pruebas hidrostáticas previa descarga deberán cumplir con los
límites establecidos en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento.
4) Restauración:
4.1) La operadora deberá identificar y restaurar las áreas afectadas durante la construcción del
ducto.
4.2) En el caso de contingencias de cualquier índole la operadora deberá garantizar que dentro de
un término de tiempo razonable, el derecho de vía será rehabilitado a fin de mitigar el impacto.
4.3) Se deberá actualizar permanentemente el Plan de Contingencia, a fin de evitar que el
escurrimiento de lodos y/o crudo y derivados, en caso de derrames, pueda alcanzar cuerpos de
agua.
5) Construcción:
Los vehículos y buques transportadores de combustibles líquidos y gaseosos derivados del petróleo
deberán reunir los siguientes requisitos mínimos:
6.1) Deberán contar con el equipo para control contra incendios y/o cualquier emergencia.
6.2) Los tanques, las tuberías, las válvulas y las mangueras deberán mantenerse en adecuado
estado, a fin de evitar daños que podrían ocasionar cualquier tipo de contaminación tanto en tierra
como en mar.
6.3) El transporte de combustibles, tanto terrestre como marítimo, se deberá realizar sujetándose a
las respectivas Leyes y Normas de Seguridad Industrial y protección ambiental vigentes en el país.
6.4) Las empresas responsables de este tipo de transporte deberán instruir y capacitar al personal
sobre las medidas de Seguridad Industrial y de conservación y protección ambiental, a fin que se
apliquen las mismas en el desempeño y ejecución de su trabajo.
CAPITULO X
COMERCIALIZACION Y VENTA DE DERIVADOS DE PETROLEO
PRODUCIDOS EN EL PAIS E IMPORTADOS
Art. 74.- Disposiciones Generales.- Se observarán todas las disposiciones generales establecidas en
el Capítulo IV de este Reglamento en cuanto sean pertinentes.
Art. 75.- Estudios Ambientales.- Se presentarán los Estudios Ambientales del área de influencia,
incluyendo el Diagnóstico Ambiental - Línea Base, tanto para la construcción como para la
remodelación de Centros de Distribución, sea estación de servicio, depósito naviero nacional,
depósito naviero internacional, depósito pesquero, o depósito aéreo, plantas envasadoras de GLP,
terminales de almacenamiento de productos limpios. La guía metodológica del artículo 41 se aplicará
en un detalle justificado en función de la magnitud y ubicación del proyecto, conforme a los Términos
de Referencia aprobados, y se deberá presentarse la siguiente descripción específica de las
actividades del proyecto para esta fase:
5) Análisis de alternativas.
6) Adjuntar en anexos además: documento de calificación del terreno emitido por la DNH.
El Diagnóstico Ambiental - Línea Base para la remodelación de Centros de Distribución incluirá una
caracterización de los suelos y aguas subterráneas, y en caso de haberse detectado contaminación
del ambiente, se especificarán en el Plan de Rehabilitación de Areas Afectadas del Plan de Manejo
Ambiental el tratamiento y tecnología de remediación a aplicarse para subsanar los problemas.
a) Instalaciones nuevas.-
a.1) Los tanques para almacenamiento de líquidos combustibles e inflamables deben ser tanques
horizontales, cilíndricos, atmosféricos, para instalación subterránea, con doble pared, provistos de un
sistema de monitoreo intersticial de fugas, fabricados bajo estándares UL 58 y UL 1746.
En el caso que sean tanques sobre superficie deberán fabricarse bajo UL 142 y contar además con
un sistema retardante de fuego que proteja al tanque de una eventual ignición, por al menos dos
horas continuas, o de un sistema de inertización del aire para evitar el fuego, o con un sistema
automático de extinción de fuego o algún otro sistema que impida que el tanque corra algún riesgo
de incendio.
La capacidad operativa del tanque no será menor que la capacidad nominal, y ni mayor que 110% de
la capacidad nominal.
Art. 77.- Manejo de desechos.- Además de lo establecido en los artículos 28, 29, 30 y 31 de este
Reglamento, la comercialización de combustibles, lubricantes y afines a los diferentes sectores de
consumo deberá cumplir con lo siguiente:
a) Está prohibido el suministro de combustibles a los vehículos de servicio público que estén
ocupados por pasajeros y a vehículos con el motor encendido;
b) La carga y descarga de tanqueros se realizará de tal manera que no obstaculice el tráfico
vehicular y peatonal, debido al peligro que representa esta operación;
c) En las estaciones de servicio no será permitido fumar ni hacer fuego, ni arrojar desperdicios; y
deberá contarse con la señalización correspondiente;
d) Todas las tuberías de despacho y ventilación estarán instaladas de manera que queden
protegidas contra desperdicios y accidentes. Donde estén enterradas, las tuberías irán a una
profundidad mínima de 40 centímetros bajo el pavimento a superficie del terreno y deberán ser
debidamente protegidas exteriormente contra la corrosión a fin de evitar fugas o derrames que
pudieran causar daños al ambiente;
e) Junto a las bocas de descarga se instalará una toma a tierra, a la cual será conectado el
autotanque previo al trasvase del combustible, para eliminar la transmisión de la energía estática;
f) Los surtidores de combustibles deberán estar ubicados de tal modo que permitan el fácil acceso y
la rápida evacuación en casos de emergencia;
g) Alrededor de la periferia de las instalaciones, se deberá implementar un programa de
ornamentación, a través de forestación o arborización, a fin de dotar al lugar de buena calidad de
aire y paisajística; y,
h) Todo centro de expendio de lubricantes, estaciones de servicio, lavadoras y lubricadoras, plantas
h.1) Todas las estaciones de almacenamiento de hidrocarburos y/o derivados deberán registrar ante
la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera una fotocopia, certificada por el
fabricante, de la placa de identificación de los tanques. La placa de identificación de los tanques
debe tener al menos la siguiente información: empresa fabricante, estándar de fabricación o norma
de fabricación, años de fabricación, capacidad, número de identificación del tanque.
h.2) En todas las estaciones de servicio y gasolineras se observará que los tanques cumplan con las
especificaciones técnicas requeridas, y que a más de la seguridad garanticen un mínimo riesgo de
daño al ambiente. En caso de expender combustibles en tambores, canecas u otros envases, éstos
deberán ser herméticos y guardar las seguridades correspondientes.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Art. 79.- Normas de manejo.- Las compañías productoras o comercializadoras de grasas y aceites
lubricantes domiciliadas en el país incorporarán obligatoriamente al envase de su producto además
de las normas técnicas y tiempo de vida útil del producto, las normas que deben observarse en su
manejo, así como las condiciones mínimas a cumplirse para una disposición final ambientalmente
limpia de los desechos que se produzcan en su manejo.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
CAPITULO XI
OBRAS CIVILES
Art. 83.- Disposiciones generales.- Se observarán todas las disposiciones generales establecidas en
el Capítulo IV de este Reglamento en cuanto sean pertinentes.
Art. 84.- Estudios Ambientales.- Los sujetos de control, para la construcción de obras civiles,
locaciones de pozos, centros de distribución, construcción y/o ampliación de refinerías, plantas de
gas, terminales de almacenamiento, plantas envasadoras de gas, estaciones de servicio y demás
instalaciones de la industria hidrocarburífera deberán presentar para el análisis, evaluación y
aprobación de la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas, los
Estudios Ambientales que deberán estar incluidos en la fase correspondiente.
a) Construcción de vías:
a.1) El desbroce para apertura de senderos será exclusivamente manual. El material proveniente del
desbroce y limpieza del terreno será técnicamente procesado y reincorporado a la capa vegetal
mediante tecnologías actuales disponibles en el país. La vegetación cortada en ningún caso será
depositada en drenajes naturales.
a.2) El ancho total del desbroce y desbosque será de máximo 20 metros; si amerita un desbroce
mayor de 20 metros, se justificará técnicamente ante la Subsecretaría de Protección Ambiental.
a.3) Los árboles cortados correspondientes al dosel y subdosel, se colocarán en los bordes del
trazado para utilización posterior. El material vegetal remanente será reincorporado a la capa
vegetal.
Los Estudios Ambientales para el trazado de vías deberán identificar y contemplar la conservación
de especies forestales de características o dimensiones excepcionales, o especies en peligro,
endémicas o raras.
a.4.1) El trazado de la vía deberá realizarse con pendientes que minimicen el impacto ambiental. Los
taludes deberán ser tratados y revegetados de tal manera que se eviten los deslizamientos y la
erosión.
a.4.2) El ancho de la obra básica no será mayor de 10 metros, incluyendo cunetas, el ancho de la
calzada no será mayor de 5 metros. Cada 500 metros se tendrá un sobreancho adicional de
rodadura de máximo 5 metros para facilitar el cruce de los vehículos, en casos justificados por la
topografía del terreno y seguridad de tráfico, los sobreanchos podrán ubicarse a menor distancia.
a.4.3) El material utilizado para el refuerzo del área de rodadura podrá ser sintético; para la
conformación y compactación de la sub-base se utilizará arena y grava. Adicionalmente, en las áreas
de trabajo, se permitirá utilizar el material resultante del desbroce de la vía.
a.4.4) Para la construcción de estructuras menores como alcantarillas para cruces de agua y agua
Se prohíbe regar petróleo en la superficie de las carreteras y vías de acceso, para así evitar la
contaminación.
b) Alcantarillas.
c) Cunetas:
c.1) Las cunetas serán construidas con pendiente que facilite la circulación y evacuación del agua
lluvia.
c.2) Realizar periódicamente su limpieza y mantenimiento a fin de evitar su deterioro y controlar la
libre circulación del agua lluvia.
d) Taludes:
d.1) En las zonas donde los cortes son menores, los taludes se construirán con mayor pendiente, y,
en cortes mayores con menor pendiente, utilizando sistemas de terrazas para evitar el deslizamiento
del suelo y favorecer la revegetación posterior.
d.2) Se deberán estabilizar los taludes a fin de minimizar la acción erosiva originada por el impacto
del agua lluvia sobre el material. En caso de revegetación de taludes, el seguimiento a la
revegetación será responsabilidad de la operadora.
d.3) Cuando sea técnicamente recomendable, se deberá construir y dar mantenimiento a cunetas de
e) Señalización.
Todas las vías deberán ser señalizadas con sujeción a las leyes de tránsito vigentes en el Ecuador y
demás reglamentos adoptados por cada compañía.
f) Abandono.
Cuando finalice la necesidad del uso de vías en proyectos en ejecución dentro del Patrimonio
Nacional de Areas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores así como manglares, se deberán
retirar puentes en cruces de cuerpos de agua, e inhabilitar las vías, revegetando con especies
nativas del lugar, mantener barreras de control por un período adicional de 2 años y fijar avisos de
prohibición de usar la vía, de acuerdo con el Plan de Manejo Ambiental aprobado por la
Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.
El sitio elegido para los cruces fluviales deberá evitar saladeros y tener en cuenta la morfología
fluvial, cuidando el ángulo de cruce para evitar estrechamiento del cauce por la colocación de
columnas o estribos dentro de la corriente.
h) Infraestructura de campamentos.
h.1) El área máxima de deforestación, limpieza y movimiento de tierras deberá estar planificada en
función del número de usuarios y servicios.
h.2) En el caso de campamentos temporales, se procurará que sean portátiles y modulares, a fin de
utilizar el espacio mínimo necesario; se utilizará la madera resultante del desbroce del área del
campamento, material sintético y reutilizable. En zonas habitadas se utilizará en lo posible
infraestructura existente.
i.1) Durante la implantación de estaciones de servicio, plantas envasadoras de gas y otros centros de
almacenamiento y distribución, se deberá contemplar obligatoriamente la construcción y/o instalación
de canales perimetrales, trampas de grasas y aceites, sistemas cerrados de recirculación de agua y
retención y demás infraestructura que minimice los riesgos y daños ambientales.
i.2) Los tanques de combustible y su manejo deberán cumplir con lo establecido en los artículos 25,
72 y 76 de este Reglamento.
CAPITULO XII
LIMITES PERMISIBLES
Art. 86.- Parámetros.- Los sujetos de control y sus operadoras y afines en la ejecución de sus
operaciones, para descargas líquidas, emisiones a la atmósfera y disposición de los desechos
sólidos en el ambiente, cumplirán con los límites permisibles que constan en los Anexos No. 1, 2 y 3
de este Reglamento, los cuales constituyen el programa mínimo para el monitoreo ambiental interno
y se reportarán a la Subsecretaría de Protección Ambiental conforme la periodicidad establecida en
el artículo 12 de este Reglamento.
b.3) Tabla No. 5: Límites permisibles para descargas de aguas negras y grises.
b.4) Tabla No. 6: Límites permisibles para la identificación y remediación de suelos contaminados en
todas las fases de la industria hidrocarburífera, incluidas las estaciones de servicios.
b.5) Tabla No. 7: Límites permisibles de lixiviados para la disposición final de lodos y ripios de
perforación en superficie.
b.6) Tabla No. 8: Clasificación de desechos procedentes de todas las fases de explotación,
producción, transporte, almacenamiento, industrialización y comercialización de la industria
hidrocarburífera.
Art. 87.- Parámetros adicionales.- Para todos los demás parámetros que no se establecen en este
Reglamento para el monitoreo ambiental permanente, se aplicarán los parámetros y límites
permisibles que constan en las Tablas No. 9 y 10 del Anexo 3 de este Reglamento. Una
caracterización físico-química completa de aguas, emisiones y suelos será obligatoria para:
En estos casos, los resultados y las acciones correctivas adoptadas se reportarán inmediatamente a
la Subsecretaría de Protección Ambiental, adicionalmente a los informes periódicos de los
monitoreos.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
CAPITULO XIII
VIGILANCIA Y MONITOREO AMBIENTAL
Art. 88.- Mecanismos de vigilancia y monitoreo ambiental.- Con la finalidad de vigilar que en el
desarrollo de las actividades hidrocarburíferas no se afecte al equilibrio ecológico y a la organización
económica, social y cultural de las poblaciones, comunidades campesinas e indígenas asentadas en
las zonas de influencia directa de tales actividades, la Subsecretaría de Protección Ambiental definirá
y coordinará los mecanismos de participación ciudadana en la vigilancia y el monitoreo de las
actividades hidrocarburíferas.
Art. 89.- Espacios para la comunidad en el control y seguimiento.- En el trabajo de campo de control
y seguimiento ambiental a las operaciones hidrocarburíferas que efectúa la Dirección Nacional de
Protección Ambiental Hidrocarburífera, se preverán espacios de vigilancia ciudadana a través de
delegados de la comunidad que aportarán con sus observaciones y recomendaciones en muestreos
y reuniones, las cuales serán evaluados y considerados por la Dirección Nacional de Protección
Ambiental Hidrocarburífera para el desarrollo técnico del control y seguimiento.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
CAPITULO XIV
DE LAS SANCIONES Y DENUNCIAS
Art. 90.- Multas y otras sanciones.- Las infracciones a la Ley de Hidrocarburos o a los Reglamentos
en que incurran en materia socio-ambiental, durante las actividades hidrocarburíferas: los sujetos de
control, que el Subsecretario de Protección Ambiental someta a conocimiento y resolución del
Director Nacional de Hidrocarburos, serán sancionadas por éste de conformidad con el artículo 77 de
la Ley de Hidrocarburos, según la gravedad de la falta, además de la indemnización por los
perjuicios o la reparación de los daños producidos.
Las subcontratistas, además de las sanciones a que hubiere lugar en aplicación de este Reglamento,
podrán ser eliminadas del registro de calificación de empresas para provisión de obras y servicios.
De las sanciones impuestas por el Director Nacional de Hidrocarburos se podrá apelar ante el
Ministro de Energía y Minas.
Art. 91.- Denuncias.- Se concede acción popular para denunciar ante la Subsecretaría de Protección
Ambiental todo hecho que contravenga el presente Reglamento. Las denuncias presentadas a través
del Ministerio del Ambiente se pondrán a conocimiento de la Subsecretaría de Protección Ambiental
para su trámite consiguiente.
El denunciado, en el término de quince días de notificado con la denuncia, presentará las pruebas de
descargo ante la Subsecretaría de Protección Ambiental, y podrá iniciar las acciones legales a que
hubiere lugar frente a denuncias no comprobadas e infundadas.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
SEGUNDA.- Instalaciones en operación.- Los ductos e Instalaciones para almacenamiento, así como
los centros de distribución que se encuentren en operación sin contar con los Estudios y Planes
Ambientales aprobados, dentro de los ciento ochenta días siguientes a la promulgación de este
Reglamento deberán presentar el Plan de Manejo Ambiental respectivo sobre la base de un
Diagnóstico Ambiental, de conformidad con lo dispuesto en los Capítulos IX y X de este Reglamento.
Concluido dicho plazo, la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera del Ministerio
de Energía y Minas pondrá en conocimiento de la Dirección Nacional de Hidrocarburos el particular
para que proceda a la suspensión temporal de las Instalaciones que no cuenten con el respectivo
Plan de Manejo Ambiental aprobado.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
CUARTA.- Monitoreo ambiental interno.- Los sujetos de control deberán presentar, hasta dentro de
noventa días después de la publicación del presente Reglamento en el Registro Oficial, a la
Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera de la Subsecretaría de Protección
Ambiental la identificación de los puntos del monitoreo ambiental interno de emisiones a la atmósfera
y descargas líquidas para todos sus proyectos e Instalaciones en operación, conforme el artículo 12
y los Formatos No. 1 y 2 del Anexo 4 de este Reglamento, así como los programas y proyectos de
monitoreo y/o remediación de suelos y piscinas, conforme el artículo 16 de este Reglamento, para su
aprobación.
SEPTIMA.- Límites permisibles para emisiones a la atmósfera.- En base de los datos de monitoreo
de emisiones atmosféricas sistematizados y evaluados por la Dirección Nacional de Protección
Ambiental Hidrocarburífera, se revisarán los valores máximos referenciales establecidos en este
Reglamento y se fijarán los límites permisibles correspondientes, de acuerdo a los diferentes tipos de
fuentes de emisión, hasta dentro de dos años a partir de la publicación del presente Reglamento en
el Registro Oficial.
Nota: Artículo reformado por Art. 5 de Decreto Ejecutivo No. 833, publicado en Registro Oficial 247
de 8 de Enero del 2008 .
DISPOSICIONES FINALES
Primera.- El presente decreto deroga expresamente, el Decreto Ejecutivo No. 675 del 15 de Abril de
1993, publicado en el Registro Oficial No. 174 del 22 de los mismos mes y año, el Decreto Ejecutivo
No. 2982, publicado en el Registro Oficial No. 766 del 24 de Agosto de 1995 , y el Acuerdo
Ministerial No. 195, publicado en el Registro Oficial No. 451 del 31 de Mayo de 1994 .
Segunda.- De la ejecución del presente decreto que entrara en vigencia a partir de su publicación en
el Registro Oficial, encárguese al señor Ministro de Energía y Minas.
Anexo 3: Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo y control
ambiental profundizado.
Nota: Para leer Anexos, ver Registro Oficial 265 de 13 de Febrero de 2001, página 31.
Anexo 6: Glosario
Abandonar: Acción de dejar una instalación o un pozo, por razones técnicas o cuando no existen
hidrocarburos; así también cuando ha finalizado la explotación de petróleo o gas, o no es rentable su
explotación.
Abandono Temporal: Acción de taponar un pozo productivo de petróleo o gas cuando se declara la
no comercialidad del campo o no se dispone de la infraestructura necesaria para incorporarlo a la
fase de explotación.
Acuífero: Suelo o terreno con agua o bien capa subterránea de roca permeable, arena o gravilla que
contiene o a través de la cual fluye agua. Se refiere a aguas subterráneas.
Agua de formación: Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el gas en los
yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones de sales minerales.
Aguas residuales: Aguas resultantes de actividades industriales que se vierten como efluentes.
Agua subterránea: Agua del subsuelo, especialmente la parte que se encuentra en la zona de
saturación, es decir por debajo del nivel freático.
Agua superficial: Masa de agua sobre la superficie de la tierra, conforma ríos, lagos, lagunas,
pantanos y otros similares, sean naturales o artificiales.
Anaerobio: Microorganismo capaz de vivir sin presencia de el oxígeno libre, el cual obtiene a partir
de la descomposición de diversos compuestos orgánicos.
API: American Petroleum Institute - la gravedad específica del petróleo se determina sobre la base
de los estándares del API.
Area de influencia: Comprende el ámbito espacial en donde se manifiestan los posibles impactos
ambientales y socioculturales ocasionados por las actividades hidrocarburíferas.
Area (natural) protegida: Area de propiedad pública o privada, de relevancia ecológica, social,
histórica, cultural y escénica, establecidas en el país de acuerdo con la Ley, con el fin de impedir su
destrucción y procurar el estudio y conservación de especies de plantas o animales, paisajes
naturales y ecosistemas.
Biota: Conjunto de todos los seres vivos de un área determinada (animales, plantas,
microorganismos). Biótico: perteneciente a los seres vivos.
Bosque: Asociación vegetal en la que predominan los árboles y otros vegetales leñosos; además
contiene arbustos, hierbas, hongos, líquenes, animales y microorganismos que tienen influencia
entre sí y en los caracteres y composición del grupo total o masa.
Bosque primario: Formación arbórea que representa la etapa final y madura de una serie evolutiva,
no intervenida por el hombre.
Bosque protector: Formación forestal cuya función es proteger de la erosión una zona, regularizando
su régimen hidrológico. Aquel contemplado en la Ley Forestal y de Conservación de Areas Naturales
y de Vida Silvestre, y Decretos y Acuerdos que lo crearen.
Calcinación: Incinerar a temperaturas altas para volatilizar toda la parte orgánica y quede únicamente
el residuo mineral.
Clima: Estado medio de los fenómenos meteorológicos que se desarrollan sobre un espacio
geográfico durante un largo período. Está determinado por una serie de factores: inclinación del eje
terrestre, proporción tierra-mar, latitud, altitud, exposición a los vientos, etc., y se encuentra
articulado a un conjunto de elementos tales como presión, humedad, temperatura, pluviosidad,
nubosidad, etc.
Combustión completa: Reacción química entre el oxígeno u otros elementos y un material oxidable
(combustible), acompañada casi siempre de desprendimiento de energía en forma de
incandescencia o llama, que lleva a la formación de productos con un máximo grado de oxidación
(combustión completa); si el proceso es incompleto se forman productos de grados inferiores de
oxidación.
Contaminación: Proceso por el cual un ecosistema se altera debido a la introducción, por parte del
hombre, de elementos sustancias y/o energía en el ambiente, hasta un grado capaz de perjudicar su
salud, atentar contra los sistemas ecológicos y organismos vivientes, deteriorar la estructura y
características del ambiente o dificultar el aprovechamiento racional de los recursos naturales.
Coque: Residuo carbonoso que queda después de la destilación de los hidrocarburos susceptible de
emigrar del producto petrolífero sometido a elevadas temperaturas y presión.
COV: Compuestos orgánicos volátiles (inglés: VOC). Tienen capacidad de formar oxidantes
fotoquímicos por reacciones con los óxidos de nitrógeno en presencia de la luz solar, algunos COV
son peligrosos para la salud.
Crudo: Mezcla de petróleo, gas, agua y sedimentos, tal como sale de las formaciones productoras a
superficie.
Crudo intemperizado: Crudo que ha sido expuesto por un periodo largo a la intemperie, bajo la
incidencia de temperatura, radiación solar, humedad y acción biológica y en consecuencia ha sufrido
alteraciones en su composición y características físico-químicas iniciales.
Cuerda larga: Técnica de descargar materiales y equipos desde un helicóptero a través de un cable
largo, sin necesidad de aterrizar.
Cuerpo de agua: Acumulación de agua corriente o quieta, que en su conjunto forma la hidrósfera;
son los charcos temporales, esteros, manantiales, marismas, lagunas, lagos, mares, océanos, ríos,
arroyos, reservas subterráneas, pantanos y cualquier otra acumulación de agua.
DAP: Diámetro a la altura del pecho; expresión estandarizada para referirse al tamaño de un árbol.
Demanda química de oxígeno (DQO): Una medida para el oxígeno equivalente al contenido de la
materia orgánica presente en un desecho o en una muestra de agua, susceptible a oxidación a
través de un oxidante fuerte (expresado en mg/l).
Derecho de vía: Franja de terreno de dimensiones específicas, en que se ha instalado un ducto y/o
vía de acceso, que atraviesa una o varias propiedades y a la cual tiene acceso y servidumbre de
tránsito el propietario del ducto, y dentro de cuya área se establecen las limitaciones de dominio.
Dilución: Proceso de mezcla de un material con otro en proporción tal que disminuye la
concentración de elementos y/o sustancias del primero.
Disposición final: Forma y/o sitio de almacenamiento definitivo o bien forma de destrucción de
desechos.
Drenaje natural: Vías naturales que toman los cuerpos de agua superficiales acorde con la topografía
del terreno.
DZ: Zonas de descarga de materiales desde un helicóptero aplicando la técnica de cuerda larga.
Ecología: Ciencia que estudia las condiciones de existencia de los seres vivos y las interacciones
que existen entre dichos seres y su ambiente.
Efluente: Que fluye al exterior, descargado como desecho con o sin tratamiento previo; por lo general
se refiere a descargas líquidas hacia cuerpos de aguas superficiales.
Escorrentía: Caudal superficial de aguas, procedentes de precipitaciones por lo general, que corre
sobre o cerca de la superficie en un corto plazo de tiempo.
Especie: Conjunto de individuos con características biológicas semejantes y con potencialidad para
intercambiar genes entre sí dando descendencia fértil.
Especies nativas: Conjunto de especies vegetales y animales así como micro-organismos propios
del país, región o hábitat.
Estación de producción: Sitio de un campo petrolero al que confluyen las líneas de flujo de los pozos
y donde se realiza la recolección, separación, almacenamiento y bombeo de petróleo.
Estrato: Un estrato geológico es una capa (cuerpo generalmente tabular) de roca caracterizado por
ciertos caracteres, propiedades o atributos unificantes que lo distinguen de estratos adyacentes. Los
estratos adyacentes pueden estar separados por panos visibles de estratificación o separación, o por
límites menos perceptibles de cambio en la litología, mineralogía, contenido fosilífero, constitución
química, propiedades físicas, edad, o cualquier otra propiedad de las rocas.
Fase de desarrollo: Etapa en la que se ejecutan los trabajos necesarios para desarrollar los campos
descubiertos y ponerlos en producción.
Fluido de perforación: Mezcla utilizada para estabilizar las paredes del pozo y transportar a superficie
los ripios de perforación. Sinónimo de lodos de perforación.
Gas asociado: Gas natural que se encuentra en los yacimientos petroleros y cuya composición es
variable.
Gas licuado de petróleo: Mezcla de hidrocarburos gaseosos en estado natural, en cuya composición
predomina propano y butano, que se almacenan y expenden en estado líquido, en recipientes
herméticos a presión.
Gas natural: Gas compuesto por hidrocarburos livianos y que se encuentra en estado natural solo o
asociado al petróleo.
GIS: Sistema de Información Geográfica (SIG). Son técnicas y programas de computación que
permiten el almacenamiento y procesamiento de datos espaciales y la producción de mapas.
Hábitat: Area de distribución de una especie, o bien conjunto de localidades que reúnen las
condiciones apropiadas para la vida de una especie.
HAP: Hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH abreviación del término inglés). Los HAP es un
grupo de compuestos de los cuales algunos son conocidos por su alto potencial cancerígeno.
Incineración: Proceso controlado en cuanto a los factores de temperatura y oxigenación para quemar
desechos sólidos y líquidos, considerado como un método de eliminación de residuos,
transformando su fracción combustible en materias inertes y gases.
Inmisión: Materiales o sustancias sólidos, líquidos o gaseosos, provenientes de una posible fuente
de contaminación, que se reciben en el ambiente, sea en aguas o suelos o en la atmósfera.
Inyección de agua: Método de recuperación secundario para elevar la presión del yacimiento a fin de
incrementar la recuperación de hidrocarburos; así como para la disposición de fluidos residuales a
formaciones del subsuelo por medio de pozos no productivos; muchas veces referido como
reinyección de agua.
Lixiviados: Solución que resulta del transporte de agua por los poros y fisuras del suelo u otro medio
sólido poroso y las interacciones físico-químicas de esta agua con los componentes minerales y
orgánicos del suelo.
Lodo de decantación: Sólido asentado después del reposo de un sistema coloidal o una suspensión
de materiales, por ejemplo después del tratamiento de aguas residuales con agentes floculantes y la
sedimentación de los flóculos formados.
Lluvia ácida: Lluvias con potencial hidrógeno (pH) ácido, causado por la interacción del agua lluvia
con contaminantes atmosféricos como por ejemplo el dióxido de sulfuro y los óxidos de nitrógeno.
Mezcla bituminosa estable: Fracción de hidrocarburos pesados con potencial mínimo de lixiviación
de contaminantes tales como metales pesados e hidrocarburos, apto para aplicación en vías y
carreteras sin efectos negativos para el ambiente.
mg/l, mg/kg: Unidades de concentración: m/gl (miligramos por litro); mg/kg (miligramos por
kilogramo). Las dos unidades se refieren en la bibliografía muchas veces como ppm (partes por
millón).
Nivel freático: Altura que alcanza la capa acuífera subterránea más superficial.
OACI: Organización de Aviación Civil Internacional (inglés: International Civil Aviation Organization);
normas que rigen para el control y seguridad de las operaciones de navegación aérea.
Oleoductos: Son las tuberías que sirven para transportar petróleo crudo contenido la mínima
cantidad de impurezas.
Paisaje: Unidad fisiográfica básica en el estudio de la morfología de los ecosistemas, con elementos
que dependen mutuamente y que generan un conjunto único e indisoluble en permanente evolución.
Pantano: Terreno mal drenado, más o menos permanentemente húmedo y fácilmente inundable,
cuyo suelo tiene un elevado porcentaje de materia orgánica, dándole un carácter esponjoso.
Perforación múltiple: Perforación de varios pozos en una sola plataforma, que se logra a través de
perforaciones direccionales (racimos), disminuyendo así la necesidad de espacio en la superficie.
Permeabilidad: Capacidad para trasladar un fluido a través de las grietas, poros y espacios
interconectados dentro de una roca.
Poliductos: Tuberías que sirven para transportar derivados del petróleo y gas licuado de petróleo.
Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora en un campo hidrocarburífero con el propósito de realizar la
explotación de sus yacimientos.
Pozo exploratorio: Aquel que se perfora para verificar las posibles acumulaciones de hidrocarburos
entrampados en una estructura detectada por estudios geológicos y geofísicos.
Pozo inyector: Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar un fluido a fin de confinarlo o para
implementar procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos.
Producto químico peligroso: Referido también como sustancias peligrosas. Sustancias y productos
que por sus características físico-químicas y/o tóxicas representan peligros para la salud humana y
el medio ambiente en general. Están sujetos a manejos y precauciones especiales en el transporte,
tratamiento y disposición.
Residuos peligrosos: Aquellos residuos que debido a su naturaleza y cantidad son potencialmente
peligrosos para la salud humana o el medio ambiente. Requieren un tratamiento o técnicas de
eliminación especial para terminar o controlar su peligro. Se las denomina también "residuos
especiales", desechos peligrosos o desechos especiales.
Revegetación: Siembra de especies vegetales de interés colectivo, generalmente como última etapa
en trabajos de remediación ambiental.
Servidumbre de tránsito: Acceso libre y gratuito a la franja de derecho de vía concedido por el
propietario del terreno.
Sitio de perforación: Es la superficie que comprende el área útil, además de piscinas o tanques para
disposición de ripios tratamientos de fluidos de perforación y pruebas de producción, áreas verdes,
almacenamiento de material vegetal y otras áreas requeridas de acuerdo a la topografía del
terreno.
Suelo: Capa superficial de la corteza terrestre, conformado por componentes minerales provenientes
de la degradación físico-química de la roca madre y compuestos orgánicos en proceso de
degradación y/o transformación, íntimamente mezcladas, con poros de diferentes tamaños que dan
lugar al agua y al aire del suelo, así como a microorganismos y animales del suelo y a las raíces de
plantas a las cuales el suelo sirve de sustrato y sustento.
Subsuelo: Se dice del terreno que se encuentra debajo del suelo o capa laborable, cuyo dominio es
del Estado.
Trasiego: Proceso de pasar un líquido de un lugar a otro, por ejemplo a través de mangueras y
bombas.