Consorcio para el
Derecho Socio-Ambiental
Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas



REGLAMENTO AMBIENTAL DE ACTIVIDADES HIDROCARBURIFERAS.

Decreto  Ejecutivo  1215,  Registro  Oficial  265 de 13 de Febrero del 2001.

Gustavo Noboa Bejarano
PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DE LA REPUBLICA

Considerando:

Que  de  conformidad  con  lo  establecido  en  el  Art. 1 de la Constitución  Política  de  la  República del Ecuador, publicada en el Registro  Oficial  No.  1  del  11 de Agosto de 1998, el Ecuador es un Estado     soberano,     independiente,     democrático,     unitario, descentralizado, pluricultural y multiétnico;

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 de 1995, se expidió el Reglamento  Ambiental  para  las  Operaciones  Hidrocarburíferas en el Ecuador;

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;

Que  a  fin  de  disponer  de un instrumento eficiente, de fácil comprensión  y  ágil  manejo,  es  conveniente  reformar el Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador; y,

En ejercicio a la facultad prevista en el Art. 171, numeral 5 de la  Constitución  Política  de  la  República del Ecuador.

Decreta:
EXPEDIR  EL  SIGUIENTE  REGLAMENTO  SUSTITUTIVO  DEL  REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES HIDROCARBURIFERAS EN EL ECUADOR.

Art.  1.- Ámbito.- 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  (DINAPA),  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.

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.  5.- Restablecimiento de condiciones.- Si por disposiciones posteriores  a  la  firma de un contrato o aprobación de un Proyecto o plan  de desarrollo, se establecieren áreas ecológicamente sensibles o culturalmente  vulnerables,  tales como núcleos de conservación, zonas intangibles  u otras, tales como hábitat de pueblos no contactados y/o en  peligro  de  desaparición,  alterando  las  condiciones técnicas y económicas  de  la  operación  petrolera,  el  Estado  y  la  compañía respectiva  deberán  encontrar  las vías de solución para reestablecer las  condiciones  originales  del contrato o modificar el contrato por acuerdo mutuo.

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.
En  consecuencia le corresponde a la Subsecretaría de Protección Ambiental  coordinar  la  participación  de  las  organizaciones de la sociedad  civil  local,  pueblos  indígenas,  comunidades campesinas y población en general.
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   Áreas  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.
A  partir  de dicho pronunciamiento, las actividades específicas se sujetarán al trámite y niveles de coordinación establecidos en este Reglamento.
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  Áreas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores, tanto en   lo  que  se  refiere  a  Estudios  como  Auditorias  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.-  Consulta.-  Previamente  al inicio de toda licitación petrolera  estatal,  el  organismo  encargado  de  llevar  a  cabo las licitaciones  petroleras aplicará en coordinación con el Ministerio de Energía  y  Minas  y  el Ministerio del Ambiente los procedimientos de consulta previstos en el Reglamento que se expida para el efecto.

Previa  a la ejecución de planes y programas sobre exploración y explotación  de hidrocarburos, los sujetos de control deberán informar a las comunidades comprendidas en el área de influencia directa de los proyectos  y  conocer  sus  sugerencias  y  criterios.  De  los actos, acuerdos  o convenios que se generen a consecuencia de estas reuniones de  información,  se  dejará  constancia escrita, mediante instrumento público, que se remitirá a la Subsecretaría de Protección Ambiental.

Los  convenios se elaborarán bajo los principios de compensación e indemnización por las posibles afectaciones ambientales y daños a la propiedad  que  la  ejecución  de  los  proyectos energéticos pudieran ocasionar  a la población. Los cálculos de indemnización se efectuarán bajo el principio de tablas oficiales vigentes.

Cuando   tales   espacios  o  zonas  se  encuentren  dentro  del Patrimonio   Nacional  de  Areas  Naturales,  deberán  observarse  las disposiciones  del  plan  de  manejo  de  dicha  zona, conforme la Ley Forestal  y  de  Conservación de Áreas Naturales y Vida Silvestre y su Reglamento,  aprobado  por  el  Ministerio  del  Ambiente.

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,  presentaran  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  cumplidas  en  el  año inmediato anterior, como parte del informe  anual  de  actividades  contractuales.  Este  informe  deberá describir y evaluar las actividades ambientales presupuestadas que han sido  ejecutadas, en relación con las que consten en el programa anual de  actividades  antes referido, sin perjuicio de que la Subsecretaría requiera   informes   específicos  en  cualquier  tiempo.

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  la  identificación  de  los puntos de monitoreo según los Formatos Nos. 1 y 2 del Anexo 4 de este Reglamento.
La  Dirección  Nacional  de  Protección  Ambiental  aprobará los puntos  de  monitoreo u ordenará, en base a la situación ambiental del área de operaciones, que se modifiquen dichos Puntos.
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, 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.

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 el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas, deberán presentar  a  la  Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  (SPA)  por intermedio  de  la Dirección Nacional de Protección Ambiental (DINAPA) el  Diagnóstico Ambiental - Línea Base o la respectiva actualización y profundización  del  mismo,  los  Estudios  de Impacto Ambiental y los complementarios que sean del caso.
Para  iniciar  o  proseguir  con los programas de trabajo en una nueva  fase,  se  presentará  el Estudio Ambiental correspondiente, el cual  no  podrá ser tramitado si no se hubiere previamente aprobado el Estudio  Ambiental  correspondiente  a  la  fase anterior si existiera ésta.
La SPA a través de la Dirección Nacional de Protección Ambiental en  el  término máximo de 30 días posteriores a la recepción de dichos estudios  emitirá  el  respectivo  informe.  Dentro de los primeros 15 días de dicho término, la Subsecretaría de Protección Ambiental pedirá la  documentación  ampliatoria  y/o  aclaratoria,  si  fuera  el caso.

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 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.

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.

Art.   16.-   Monitoreo   de   programas   de  remediación.-  La Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  coordinará  con las Unidades Ambientales  de  las  compañías  los aspectos técnicos del monitoreo y control  de programas y proyectos de remediación ambiental que, previo a   su  ejecución,  tienen  que  presentarse  a  la  Subsecretaría  de Protección  Ambiental  para su respectiva aprobación, sin perjuicio de las acciones a tomarse inmediatamente después de cualquier incidente.
Los  programas o proyectos de remediación sujetos a aprobación y seguimiento  por  parte  de la Subsecretaría de Protección Ambiental a través  de  la  Dirección  Nacional  de  Protección Ambiental serán la remediación   de   piscinas  y/o  suelos  contaminados,  así  como  la remediación  después  de  accidentes  mayores  en  los  que  se  hayan derramado más de cinco barriles de crudo, combustible y otro producto.       En  los programas y proyectos de remediación deberán constar las siguientes informaciones:
-Número  del  bloque  y/o  denominación  del  área;  ubicación cartográfica.
-Razón social de la compañía operadora, dirección o domicilio, teléfono, fax, correo electrónico; representante legal.
-Diagnóstico  y caracterización de la contaminación en base de análisis físico-químicos y biológicos del suelo, aguas superficiales y subterráneas, inclusive determinación exacta de la superficie del área afectada, evaluación de impactos y volúmenes de suelo a tratarse.
-Descripción de la(s) tecnología(s) de remediación a aplicarse.       - Análisis de alternativas tecnológicas.
-Uso   posterior   del   sitio   remediado   y   técnicas  de rehabilitación.
-Cronograma de los trabajos de remediación.
-Monitoreo  físico-químico  y  biológico  de  la  remediación inclusive cronograma.
-Plazo de ejecución del proyecto.
Una   vez   finalizada  la  remediación,  la  empresa  operadora responsable  presentará  dentro  de  15  días a través de la Dirección Nacional  de  Protección Ambiental un informe inclusive una evaluación técnica  del  proyecto  a  la  Subsecretaría  de Protección Ambiental.

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.  

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  Áreas  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 Áreas Naturales y Vida Silvestre, se prohíben  las  actividades  de caza y pesca así como la recolección de especies  de flora y fauna, el mantenimiento de animales en cautiverio y   la  introducción  de  especies  exóticas  y  animales  domésticos.

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.
Una  evaluación  comparativa  de compatibilidad ambiental de las tecnologías  propuestas  se  realizará  en  el  respectivo  Estudio de Impacto    Ambiental.  

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:
a)Instruir   y   capacitar   al   personal   de   operadoras, subcontratistas,  concesionarios  y  distribuidores sobre el manejo de combustibles,  sus  potenciales efectos y riesgos ambientales así como las  señales  de  seguridad  correspondientes,  de acuerdo a normas de seguridad   industrial,   así   como  sobre  el  cumplimiento  de  los Reglamentos de Seguridad Industrial del Sistema PETROECUADOR vigentes, respecto al manejo de combustibles;
b)Los tanques, grupos de tanques o recipientes para crudo y sus derivados  así  como para combustibles se regirán para su construcción con  la  norma  API  650,  API  12F, API 12D, UL 58, UL 1746, UL 142 o equivalentes, donde sean aplicables, deberán mantenerse herméticamente cerrados,  a  nivel  del  suelo  y estar aislados mediante un material impermeable  para  evitar filtraciones y contaminación del ambiente, y rodeados  de  un  cubeto  técnicamente diseñado para el efecto, con un volumen igual o mayor al 110% del tanque mayor;
c)Los tanques o recipientes para combustibles deben cumplir con todas  las  especificaciones  técnicas  y  de seguridad industrial del Sistema PETROECUADOR, para evitar evaporación excesiva, contaminación, explosión  o  derrame  de  combustible.  Principalmente se cumplirá la norma NFPA-30 o equivalente;
d) Todos   los   equipos   mecánicos  tales  como  tanques  de almacenamiento,   tuberías  de  productos,  motores  eléctricos  y  de combustión  interna estacionarios así como compresores, bombas y demás conexiones eléctricas, deben ser conectados a tierra;
e)Los tanques de almacenamiento de petróleo y derivados deberán ser  protegidos  contra  la corrosión a fin de evitar daños que puedan causar   filtraciones  de  petróleo  o  derivados  que  contaminen  el ambiente;
f)Los  sitios de almacenamiento de combustibles serán ubicados en áreas no inundables. La instalación de tanques de almacenamiento de combustibles  se  realizará en las condiciones de seguridad industrial establecidas  reglamentariamente  en  cuanto  a capacidad y distancias mínimas  de  centros  poblados,  escuelas,  centros  de  salud y demás lugares comunitarios o públicos;
g)Los sitios de almacenamiento de combustibles y/o lubricantes de un volumen mayor a 700 galones deberán tener cunetas con trampas de aceite.  En  plataformas  offshore,  los tanques de combustibles serán protegidos  por  bandejas  que permitan la recolección de combustibles derramados y su adecuado tratamiento y disposición; y,
h)Cuando  se  helitransporten  combustibles,  se  lo  hará con sujeción  a  las  normas  de  seguridad OACI.

Art. 26.- Seguridad e higiene industrial.- Es responsabilidad de los  sujetos  de  control, el cumplimiento de las normas nacionales de seguridad   e  higiene  industrial,  las  normas  técnicas  INEN,  sus regulaciones internas y demás normas vigentes con relación al manejo y la  gestión  ambiental,  la  seguridad e higiene industrial y la salud ocupacional,  cuya inobservancia pudiese afectar al medio ambiente y a la  seguridad  y  salud de los trabajadores que presten sus servicios, sea   directamente   o   por  intermedio  de  subcontratistas  en  las actividades hidrocarburíferas contempladas en este Reglamento.
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.

Art. 27.- Operación y mantenimiento de equipos e instalaciones.- Se  deberá  disponer  de equipos y materiales para control de derrames así   como   equipos  contra  incendios  y  contar  con  programas  de mantenimiento  tanto  preventivo  como correctivo, especificados en el Plan  de Manejo Ambiental, así como documentado y reportado anualmente en  forma  resumida  a  través  de la Dirección Nacional de Protección Ambiental a la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.
Durante   la   operación  y  mantenimiento  se  dispondrá,  para respuesta   inmediata   ante  cualquier  contingencia,  del  equipo  y materiales necesarios así como personal capacitado especificados en el Plan  de  Contingencias  del Plan de Manejo Ambiental, y se realizarán periódicamente    los   respectivos   entrenamientos   y   simulacros.

Art. 28.- Manejo de desechos en general:
a)Reducción  de  desechos  en la fuente.- Los Planes de Manejo Ambiental deberán incorporar específicamente las políticas y prácticas para  la  reducción  en la fuente de cada una de las categorías de los desechos descritos en la Tabla No. 8 del Anexo 2 de este Reglamento;
b)Clasificación.- Los desechos constantes en la Tabla No. 8 del Anexo  2 de este Reglamento serán clasificados, tratados, reciclados o reutilizados  y  dispuestos de acuerdo a normas ambientales y conforme al Plan de Manejo Ambiental;
c)Disposición.-  Se  prohíbe  la  disposición no controlada de cualquier  tipo  de  desecho.  Los  sitios de disposición de desechos, tales  como  rellenos  sanitarios  y  piscinas  de  disposición final, contarán  con  un  sistema  adecuado  de  canales  para  el control de lixiviados,  así  como  tratamiento  y  monitoreo de éstos previo a su descarga; y,
d)Registros  y  documentación.-  En  todas las instalaciones y actividades   hidrocarburíferas   se   llevaran   registros  sobre  la clasificación  de  desechos,  volúmenes  y/o cantidades generados y la forma  de  tratamiento  y/o  disposición  para  cada clase de desechos conforme  a  la Tabla No. 8 del Anexo 2 de este Reglamento. En resumen de  dicha  documentación  se presentará en el Informe Anual Ambiental.

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.
a)Desechos líquidos industriales, aguas de producción descargas líquidas  y  aguas  de formación.- Toda estación de producción y demás instalaciones  industriales dispondrán de un sistema de tratamiento de fluidos resultantes de los procesos.
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  afluente  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)Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier empresa para  disponer  de  desechos  líquidos  por  medio de inyección en una formación  porosa  tradicionalmente  no  productora de petróleo, gas o recursos  geotérmicos,  deberá  contar  con el estudio aprobado por la Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  del  Ministerio de Energía y Minas que identifique la formación receptora y demuestre técnicamente:       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.
El  indicado  estudio  deberá incorporarse al respectivo Plan de Manejo Ambiental;
d)Manejo  de  desechos  líquidos  costa  afuera  o en áreas de transición.-  Toda  plataforma  costa afuera y en áreas de transición, dispondrá  de  una  capacidad  adecuada  de  tanquería,  en  la que se receptarán  los fluidos provenientes de la perforación y/o producción, para  que  sean  eliminados  sus  componentes  tóxicos y contaminantes previa  su  descarga,  para  la cual tiene que cumplir con los límites dispuestos en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento.
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.
Para  la  caracterización de las aguas superficiales en Estudios de  Línea  Base  -  Diagnóstico Ambiental, se aplicarán los parámetros establecidos  en  la Tabla No. 9. Los resultados de dichos análisis se reportarán  en el respectivo Estudio Ambiental con las coordenadas UTM y geográficas de cada punto de muestreo, incluyendo una interpretación de los datos.

Art. 30.- Manejo y tratamiento de emisiones a la atmósfera:
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, 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.

Art.  31.-  Manejo  y  tratamiento  de  desechos  sólidos.-  Las plataformas  e  instalaciones  deben ser mantenidas libres de desechos sólidos.  Ningún  tipo  de  desechos, material de suelo o vegetal será depositado  en  cuerpos  de  agua o drenajes naturales. Las operadoras presentarán   en   el   Plan   de   Manejo  Ambiental  el  sistema  de clasificación,  tratamiento,  reciclaje  y/o  reuso  de  los  desechos sólidos  así como las tecnologías para la disposición final, inclusive los   acuerdos   con   municipios,  empresas  especializadas  u  otras operadoras de basureros o rellenos sanitarios, cuando fuera el caso:
1)Desechos   inorgánicos.-  Los  desechos  no  biodegradables Provenientes  de la actividad, deberán ser clasificados y evacuados de las   áreas   de   operaciones  para  su  tratamiento,  reciclaje  y/o disposición, o enterrados en fosas debidamente impermeabilizadas, como se describe específicamente en el Plan de Manejo Ambiental;
2)Desechos  orgánicos.-  Los  desechos  biodegradables  serán procesados  mediante  tecnologías  ambientalmente aceptadas de acuerdo con lo aprobado en el Plan de Manejo Ambiental respectivo;
3)Rellenos sanitarios.- Los lixiviados provenientes de rellenos sanitarios  deberán  ser controlados a través de sistemas adecuados de canales que permitan su tratamiento previo a la descarga, para la cual cumplirán  con los parámetros y límites establecidos en las Tablas No. 4 y 5 del Anexo No. 2 de este Reglamento; y,
4)Incineración.-  Para  la incineración de desechos sólidos se presentarán   en   el   Plan  de  Manejo  Ambiental  la  lista  y  las características   principales   de   los   desechos,   los  métodos  y características  técnicas  del  incinerador y del proceso, así como el tratamiento  y  la  disposición  final  de los residuos. Las emisiones atmosféricas  de dicho proceso se deberán controlar y monitorear a fin de  cumplir  con  los  parámetros  y valores máximos referenciales que constan  en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento.

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 productiva  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:
a)Estudio  de  Impacto  Ambiental  inclusive  el  Diagnóstico Ambiental - Línea Base;
b)Auditoria Ambiental; y,
c)Examen Especial.
Los   Estudios   Ambientales  constituyen  documentos  públicos.

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.
Los  Estudios Ambientales de un determinado proyecto constituyen en conjunto una unidad sistemática, en proceso de perfeccionamiento de acuerdo  a  los requerimientos de las diferentes fases de la actividad hidrocarburífera  y  a las condiciones específicas de las zonas en que se desarrolla cada una de estas actividades.
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.
Para  la  realización  de los estudios ambientales se utilizarán tecnología   y   metodología  aceptadas  en  la  industria  petrolera, compatible  con  la  protección  del  medio  ambiente,  y se efectuará conforme  a  las  guías que se detallan en los siguientes artículos de este capítulo.

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 Áreas 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 cumplir con todos los requisitos que se establezcan  en  el  país  para  este  tipo  de actividad.

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.
Cuando  se vayan a realizar operaciones hidrocarburíferas dentro de  áreas  pertenecientes  al  Patrimonio Nacional de Áreas Naturales, Bosques  y  Vegetación Protectores, los sujetos de control presentarán una  copia  adicional  de los Términos de Referencia que será remitida por  la  Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  al  Ministerio  del Ambiente,  el  que tendrá un término de 7 días para su pronunciamiento ante  la  Subsecretaría  de  Protección Ambiental, la que a su vez los aprobará  en  el término de 5 días. La ausencia del pronunciamiento de cualquiera  de  los  dos  ministerios  significará  que  el  mismo  es favorable.
Obtenida  la  aprobación  o vencido el término se procederá a la realización  de  los  Estudios  Ambientales,  tomando  en  cuenta  las observaciones que se hubieran formulado, de existir éstas.

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.Diagnóstico Ambiental - Línea Base
3.1.Criterios metodológicos.-
Los componentes de la Línea Base que anteceden deberán aplicarse para describir y caracterizar el área, lo  cual  servirá  de  parámetro  para  la identificación de las áreas sensibles  y  la  definición del Plan de Monitoreo Ambiental. La Línea Base tiene carácter general y una vez establecida, es única para todas las  fases  operativas,  sin  perjuicio  de  que  se  la  profundice y actualice   al  inicio  de  una  nueva  fase  de  ser  necesario.  Sus componentes  deberán  aplicarse  y  profundizarse  de  acuerdo con las condiciones  de  cada  fase  de  operación  y  tomando  en  cuenta las características  del área en que se van a desarrollar las operaciones, conforme  a  lo  establecido  en el presente Reglamento, de manera que permitan   avanzar   en   la  comprensión  de  los  ecosistemas  y  su funcionamiento,  los  que  podrían ser afectados por las actividades a ejecutarse.
En   el   componente  socio-económico  y  cultural  interesa  no únicamente   describir   los   aspectos  señalados  sino  analizar  la organización  social  local, su dinámica y especialmente las formas de utilización de los recursos naturales.
3.2.Análisis detallado.-
La   línea  base  incorporará  la  evaluación  detallada  de  la situación actual de los siguientes componentes ambientales:
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.Aspectos socioeconómicos y culturales de la población que habita  en  el  área  de  influencia:  Se identificarán los siguientes aspectos:
3.2.3.1.Aspectos  demográficos.-  Composición  por edad y sexo, tasa   de   crecimiento   de   la   población,   densidad,  migración, características de la PEA.
3.2.3.2.Condiciones   de   vida.-  Alimentación  y  nutrición: abastecimiento de alimentos, problemas nutricionales.
Salud:   factores   que  inciden  en  la  natalidad,  mortalidad infantil,   general   y   materna;   morbilidad;  servicios  de  salud existentes; prácticas de medicina tradicional.
Educación:  condición  de  alfabetismo,  nivel  de  instrucción, planteles, profesores y alumnos en el último año escolar.
Vivienda:  número,  tipos,  materiales  predominantes, servicios fundamentales.
3.2.3.3.Estratificación  (grupos socioeconómicos), organización (formas  de asociación, formas de relación, liderazgo) y participación social así como caracterización de valores y costumbres.
3.2.3.4.Infraestructura física.- vías de comunicación, servicios básicos (educación, salud, saneamiento ambiental).
3.2.3.5.Estaciones   de   servicio.-   tipo   de   actividades industriales,  educacionales y socio-culturales más cercanas; densidad poblacional en el entorno; tráfico actual y con proyección a futuro.
3.2.3.6.Actividades  productivas.- tenencia y uso de la tierra, producción,   número   y   tamaño  de  unidades  productivas,  empleo, relaciones con el mercado.
3.2.3.7.Turismo.- lugares de interés por su valor paisajístico, por sus recursos naturales así como por su valor histórico y cultural.       3.2.3.8 Arqueología.- estudio de vestigios y conservación con la intervención  del  Instituto Nacional de Patrimonio Cultural (INPC) en los casos que establece la Ley.
4.Descripción de las actividades del Proyecto
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:
-Resumen ejecutivo del proyecto.
-Marco de referencia legal y administrativo ambiental.
-Localización geográfica y político-administrativa.
-Definición del área de influencia.
-Características del proyecto de conformidad con la fase de la actividad  hidrocarburífera  a  que  corresponda:  caminos,  medios de transporte,  técnicas  a  utilizarse,  equipo  y maquinaria necesaria, número   de  trabajadores,  requerimientos  de  electricidad  y  agua, atención médica, educación, entre otros.
-Tipos de insumos y desechos: tipos de tratamiento de desechos, entre otros.
De  acuerdo  al  tipo  de  operación  o  fase, deberá constar la información   adicional   detallada   constante   en   los   capítulos correspondientes a las fases:
-Prospección geofísica (artículo 48).
-Perforación exploratoria y de avanzada (artículo 51).
-Desarrollo y producción (artículo 55).
-Industrialización (artículo 63).
-Almacenamiento  y  transporte  de  petróleo  y  sus derivados (artículo 70).
-Comercialización  y  venta de derivados de petróleo (artículo 75).     (CONTINUA).   

Art. 41.- (CONTINUACION)
5.Determinación del área de influencia y áreas sensibles
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.
6. Identificación y evaluación de impactos
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.
Los  impactos  indirectos  deben  evitarse  en  la  medida de lo posible,  o  transformarse  en  positivos,  según  cuáles  fueren  las características  de  la situación. Deben diferenciarse las necesidades insatisfechas  previamente  existentes  y que no son producidas por el proyecto.
En  las zonas intervenidas, es preciso que la Línea Base incluya un análisis de impactos previos ocasionados por otras actividades.
La elección de técnicas de evaluación y valoración estará sujeta a criterio de quien realiza el estudio, sin embargo se cuidará que:
-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:
     a)  La naturaleza de la actividad hidrocarburífera a realizarse; y,
     b) Los componentes ambientales afectados.
7.Plan de Manejo Ambiental
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.
Identificar  responsabilidades  institucionales para la atención de  necesidades  que no son de responsabilidad directa de la empresa y diseñar los mecanismos de coordinación.
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  capacitación: comprende un programa de capacitación sobre  los  elementos  y  la aplicación del Plan de Manejo Ambiental a todo el personal de la empresa acorde con las funciones que desempeña.       -  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  manejo  de  desechos:  comprende  las  medidas  y estrategias  concretas  a  aplicarse  en  el  proyecto  para prevenir, tratar,  reciclar/reusar  y  disponer los diferentes desechos sólidos, líquidos y gaseosos.
-Plan  de  relaciones  comunitarias:  comprende un programa de actividades  a  ser  desarrollado con la(s) comunidad(es) directamente involucrada(s)  con  el proyecto, la autoridad y la empresa operadora. Se incluirán medidas de difusión del Estudio de Impacto Ambiental, las principales  estrategias  de  información  y  comunicación, eventuales planes  de  indemnización,  proyectos  de compensación y mitigación de impactos   socio-ambientales,   así  como  un  programa  de  educación ambiental  participativa a la comunidad. Estos acuerdos deben permitir la  disminución de efectos negativos y la optimización de las acciones positivas.
-Plan  de  rehabilitación  de  áreas  afectadas: comprende las medidas,  estrategias  y  tecnologías  a aplicarse en el proyecto para rehabilitar  las  áreas  afectadas  (restablecer la cobertura vegetal, garantizar la estabilidad y duración de la obra, remediación de suelos contaminados, etc.).
-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
El  Estudio  de  Impacto  Ambiental  definirá  los  sistemas  de seguimiento,  evaluación  y  monitoreo  ambientales  y  de  relaciones comunitarias,   tendientes  a  controlar  adecuadamente  los  impactos identificados en el Estudio de Impacto Ambiental y el cumplimiento del Plan  de Manejo Ambiental así como las acciones correctivas propuestas en  el  mismo. Los informes del Plan de Monitoreo se deberán presentar anualmente  dentro  del  Informe Anual de las Actividades Ambientales, sin  perjuicio de lo establecido en el artículo 12 de este Reglamento. (CONTINUA).

Art. 41.- (CONTINUACION)
9.Anexos
a)Información cartográfica básica y temática en formato digital y   analógico,   con   coordenadas  geográficas  y  UTM,  en  archivos compatibles  con  los  de  la  Subsecretaría  de Protección Ambiental, inclusive  las  respectivas  bases  de datos, a las siguientes escalas correspondientes a las fases de las actividades hidrocarburíferas:
-Prospección geofísica: 1:50000.
-Perforación exploratoria: 1:10000.
-Desarrollo y producción: 1:25000.
-Industrialización: 1:10000.
-Almacenamiento: 1:10000.
-Transporte y comercialización: 1:25000.
-Estaciones   de   servicio   y   otros  establecimientos  de comercialización  en  áreas  urbanas:  1:100 hasta 1:10000, para zonas rurales  y  en  caso  que  no  exista  la  correspondiente información digital,  se  podrán  presentar  planos cartográficos del IGM en forma escrita.
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 mapas temáticos incluirán, entre otros, los siguientes:
-Patrimonio Nacional de Áreas Naturales.
-Uso de suelos y áreas sensibles.
-Comunidades y étnias.
-Federaciones.
b)Información  satelitaria  y/o  fotografía  aérea  vertical a color;
c)Registro  fotográfico fechado o de vídeo de los aspectos más importantes;
d)Los textos que se consideren complementarios a la línea base;    
e)Resumen  ejecutivo.  Comprende  una  síntesis  o resumen que privilegie  la  comprensión  amplia  de los resultados obtenidos en el estudio,  y  que  contenga la información más relevante, los problemas críticos,  la  descripción  de los impactos negativos y positivos, las principales  medidas  y estrategias de manejo ambiental, y las fuentes de  información  utilizadas.  Este documento debe presentarse separado del informe principal;
f)Bibliografía y fuentes consultadas; y,
g)Listado  completo  de  los  técnicos y profesionales que han participado  en  la  realización  del estudio, firmado por cada uno de ellos.

Art.  42.-  Auditoria Ambiental.- La Subsecretaría de Protección Ambiental  por  intermedio  de  la  Dirección  Nacional  de Protección Ambiental  auditará  al  menos  cada  dos  años,  o cuando por haberse detectado  incumplimiento al Plan de Manejo Ambiental el Subsecretario de  Protección  Ambiental así lo disponga, los aspectos ambientales de las   diferentes  actividades  hidrocarburíferas  realizadas  por  los sujetos de control.
La   Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  a  través  de  la Dirección  Nacional  de  Protección  Ambiental (DINAPA) determinará el tipo  y  alcance de la Auditoria Ambiental para las operaciones de los sujetos  de  control  en  base  al  cumplimiento  del  Plan  de Manejo Ambiental.
Los  sujetos  de  control  realizarán al menos cada dos años una Auditoria  Ambiental  de  sus  actividades,  previa  aprobación de los correspondientes  Términos  de  Referencia  por  la  Subsecretaría  de Protección Ambiental, y presentarán el respectivo informe de auditoria a la Subsecretaría de Protección Ambiental.
Adicionalmente,  las  partes  a  la finalización del contrato de exploración  y  explotación  de  hidrocarburos  o en caso de cambio de operador  realizarán  la auditoria a que se refiere el artículo 11 del Reglamento a la Ley 44, reformatorio a la Ley de Hidrocarburos.
Para  el efecto de las auditorias 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 auditoria.
 
Art. 43.- Contenido.- La Auditoria Ambiental constará de:
a)Datos generales.
     Se  presentarán, en forma resumida, los principales elementos de identificación del estudio:
-Denominación del área.
-Ubicación.
-Fase de operaciones.
-Superficie.
-Nombre o razón social de la compañía petrolera.
-Dirección o domicilio, teléfono, fax, correo electrónico.
-Representante legal.
-Representante técnico o asesor.
-Nombre  de la compañía consultora ambiental responsable de la ejecución de la auditoria ambiental.
-Número   en   el   Registro   de   Consultores   Ambientales Hidrocarburíferos  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 de la Auditoria Ambiental.
b)Objetivos.
    Los  principales  objetivos  de  la  Auditoria Ambiental son los siguientes:
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.
La   Auditoria  Ambiental  se  concentrará  en  las  condiciones operacionales actuales de la compañía petrolera y tomará en cuenta las condiciones  del  lugar  y  el  proceso  físico que caracteriza a cada operación, y se referirá principalmente
a:
     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 fuente específica del impacto.
-Las causas del impacto.
-Recomendaciones para corregir errores anteriores.
La Auditoria 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.
A  continuación de la Auditoria Ambiental, la auditora preparará un   informe  que  resuma  el  estado  ambiental  de  las  actividades hidrocarburíferas   e   identifique   las   recomendaciones   para  el cumplimiento de los objetivos en materia de gestión ambiental;
e) Anexos.
Los  textos  que  se  consideren  complementarios a la Auditoria Ambiental se presentaran como anexos; y,
f)Resumen ejecutivo.
Comprende  una  síntesis o resumen que privilegie la comprensión amplia  de  los  resultados obtenidos en la Auditoria Ambiental, y que contenga  la  información  más  relevante,  los logros alcanzados, los problemas críticos, y las principales medidas correctivas.
Este  documento  debe  presentarse separado del informe general.

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  (DINAPA)  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:
     1) Lugar, día, hora, delegados y concurrentes.
     2) Propósito.
     3) Exposiciones y disposiciones.
     4) Firmas de los delegados.

Art.  46.- Informe Técnico.- Una vez concluida la auditoria 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.
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:
Descripción  del Proyecto: Etapas de la actividad de prospección geofísica.
1)Reconocimiento del área.
2)Información  sobre  obtención  de  permisos y negociación de tierras, pago de daños e indemnizaciones.
3)Construcción   de  helipuertos,  ubicación  y  análisis  de alternativas, dimensiones y disposición de DZs.
4)Movilización de personal y equipo.
5)Instalación de campamentos temporales, descripción de medidas ambientales para su construcción y operación.
6)Localización  de  Líneas Sísmicas y análisis de alternativas para evitar zonas sensibles.
6.1) Proyecto de Exploración (planos).
6.2) Sistema de localización (geodéscaio y topográfica, GPS, GIS).
6.3) Sistema de amojonamiento.
6.4) Apertura de trochas.
7)Sistema  y  técnicas  de  barrenos, técnicas explosivas y no explosivas.
8)Taponamiento de pozos.
9)Análisis   de   alternativas. 

Art.  49.-  Normas operativas.- Las empresas deberán cumplir con las siguientes normas:
a.Helipuertos y puntos de disparo.- Los helipuertos y puntos de disparo  no  se  establecerán  en  zonas críticas tales como sitios de reproducción   y/o   alimentación   de   fauna,  saladeros,  y  sitios arqueológicos. En el Patrimonio Nacional de Áreas Naturales, Bosques y Vegetación  Protectores  los  helipuertos se construirán conforme a la guía gráfica, Gráfico No. 2 del Anexo No. 1, de este Reglamento;
b.Construcciones  temporales.- Al abrir las trochas e instalar los  campamentos  de  avanzada,  helipuertos  y  puntos de disparo, se removerá la vegetación estrictamente necesaria.
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 Áreas 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).
Si  por  razones justificables se requieren otras condiciones de operación,  éstas  se someterán a consideración de la Subsecretaría de Protección Ambiental;
e.Control de erosión.- Para controlar la erosión se deberá:
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:
h.1) Las distancias mínimas establecidas para puntos de disparo, en la Tabla No. 2 del Anexo 1 de este Reglamento.
h.2)  En ríos, lagos y lagunas no se utilizarán explosivos, sino el sistema de pistola de aire o equivalentes.
h.3)  Los  puntos  de disparo deben ser rellenados y compactados con tierra para evitar la formación de cráteres o daños al entorno.
h.4)  Las  cargas  en puntos de disparo no deben ser detonadas a distancias menores de 15 metros de cuerpos de agua superficiales.
h.5)  Se  deben  utilizar  mantas de protección cuando se detone explosivos en lugares cercanos a poblaciones.
h.6)  Con  un  mínimo de 24 horas de anticipación se informará a las  poblaciones  vecinas  sobre  la  peligrosidad  de  los materiales explosivos  y  se  les advertirá acerca de la ocurrencia y duración de las explosiones.
h.7)   Es   responsabilidad   de  las  empresas  contratistas  y contratantes  asegurar  que  sus  trabajadores  sean  calificados y se encuentren  en  buen  estado  de  salud.  Además, suministraran a cada trabajador  el  equipo  de  protección  personal establecido según las normas  de  seguridad industrial vigentes, incluyendo: guantes, casco, protectores de ruido y botas de seguridad.
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:
Descripción del Proyecto:
a)Programa de perforación exploratoria y de avanzada.
b)Plan  de  uso  de la superficie en áreas intervenidas y/o no intervenidas:
2.1) Ubicación de sitios de perforación.
2.2) Actividades previas a la perforación.
2.3) Identificación   de   fuentes   de  materiales  así  como tratamiento y disposición de desechos.
2.4) Formas de acceso.
2.5) Instalación de plataformas, helipuertos y Campamentos.
2.6)  Características  y  montaje  de  los equipos y técnicas de perforación.
2.7) Captación de agua.
2.8)   Tratamiento   y   disposición  de  fluidos  y  ripios  de perforación.
2.9) Actividades de operación y perforación exploratoria.
2.10) Lista general de productos químicos a utilizarse.
c)Análisis   de   alternativas. 

Art.  52.-  Normas operativas.- Para la perforación exploratoria se deberá cumplir en cada caso con lo siguiente:
a)En el Patrimonio Nacional de Áreas Naturales.- Los parámetros para  la  perforación exploratoria y avanzada, en áreas del Patrimonio Nacional  de  Áreas  Naturales,  son  los  siguientes:  Prohibición de apertura  de  carreteras;  área  útil  para  plataforma,  helipuerto y campamento, menor de 1.5 hectáreas;
b)En  otras  zonas.-  Para  la  perforación  exploratoria y de avanzada  en zonas no protegidas del territorio nacional, el área útil de plataforma, helipuerto y campamento no excederá a 1.5 hectáreas. En caso   de  requerirse  mayor  área  útil,  se  deberán  presentar  los justificativos  técnicos  y  económicos en el Estudio Ambiental, en el que también se especificará el área total de desbroce que dependerá de la topografía del sitio de perforación;
c)Costa afuera.- En la perforación costa afuera se contará con sistemas   de  procesamiento  de  ripios,  con  sistemas  cerrados  de tratamiento  de  efluentes,  y  con un sistema de tratamiento de aguas negras  y  grises.  Las características de los efluentes cumplirán con los límites permisibles establecidas en las Tablas No. 4 y 5 del Anexo 2 de este Reglamento;
d)Normas  complementarias.-  La  perforación exploratoria y de avanzada,   complementariamente   a   lo  establecido  en  el  Estudio Ambiental,  será  ejecutada de acuerdo con las siguientes regulaciones operativas:
d.1 Del sitio de perforación.-
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.
Si el pozo resultare seco, la compañía petrolera se compromete a rehabilitar  el  sitio  de  perforación, y a levantar la vía de acceso contando  con  la  coordinación  de  las  autoridades  provinciales  o cantonales  respectivas, previa aceptación de la comunidad del sector. En  caso de presentarse situaciones fuera de su control, se comunicará a la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.
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.
d.2  Del  tratamiento y disposición final de fluidos y ripios de perforación.-
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  será  documentado  y  reportado  a  la Subsecretaría de Protección Ambiental en informes mensuales.
2.3  Durante  y después de la perforación, los desechos sólidos, tanto  lodos  de  decantación así como ripios de perforación tratados, podrán  disponerse  una vez que cumplan los parámetros y límites de la Tabla No. 7 del Anexo 2 de este Reglamento.

2.4  Las  descargas  submarinas  se  harán  a  una profundidad y distancia  tal  que  se  logre  controlar  la variación de temperatura conforme  lo  establecido  en  la  Tabla  No.  4  del  Anexo 2 de este Reglamento,  obtener una rápida dilución inicial complementada con una satisfactoria  dispersión  y  asimilación  por  el  medio receptor que minimice  el  retorno  de  los contaminantes a la línea de la costa. A tales efectos en el Estudio Ambiental constará lo siguiente:
a)Descripción de las especificaciones técnicas de la tubería y características   de   los   efluentes   a   descargar,  inclusive  su temperatura;
b)Estudios  sobre  la  calidad  físico-química,  biológica  y microbiológica  del  agua y sedimentos de fondos someros en el área de influencia de la descarga;
c)Estudio  batimétrico,  así  como  de  corrientes  marinas  y superficiales en el sitio de la descarga; y,
d)Rasgos de la línea de costa: configuración y morfología.
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.
Las  locaciones  de  pozos abandonados deberán ser rehabilitados ambientalmente.
e) Cuando en la perforación costa afuera se proceda a abandonar un  pozo  en  forma  permanente,  la  tubería  de revestimiento deberá sellarse  1.5 metros por debajo del lecho marino y otras instalaciones que  sobresalen  del lecho marino serán retiradas, para evitar daños o impedimentos a la pesca, navegación u otra actividad; y,
f)Cuando  en  la  perforación  costa  afuera  o  en  áreas  de transición  se proceda a abandonar temporalmente o en forma permanente un   pozo,   se  colocará  un  tapón  mecánico  sobre  la  tubería  de revestimiento   y   el   cabezal   será  recubierto  con  una  campana anticorrosiva.  La  posición  del  pozo  se señalará con una boya y un dispositivo   electrónico  adecuado  para  su  detección.

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:
Descripción del Proyecto
1)Localización,   diseño  conceptual  y  habilitación  de  la superficie para instalaciones de producción.
2)Diseño conceptual, trazado, construcción y adecuación de vías de acceso.
3)Fuentes de materiales, plan de explotación de materiales, así como tratamiento y disposición de desechos.
4)Trazado y construcción de líneas de flujo y troncales.
5)Captación y vertimientos de agua.
6)Instalación de campamentos.
7)Construcción y montaje de equipos.
8)Producción.
9)Pozos de desarrollo.
10)Aprovisionamiento de energía y servicios.
11)Análisis   de   alternativas. 

Art.   56.-   Perforación  de  desarrollo.-  Se  observarán  las siguientes disposiciones:
a)Se   aplicarán  las  mismas  normas  establecidas  para  la perforación   exploratoria   y   de   avanzada  en  todo  cuanto  sean pertinentes;
b)En  caso  de  perforación múltiple (racimo), se permitirá el desbroce  para  un  área  útil  de  hasta  0.2 hectáreas por cada pozo adicional,   procurando   optimizar   el   uso  del  área  previamente desbrozada; y,
c)Los  fluidos y/o ripios de perforación podrán ser tratados y dispuestos  o  inyectados, conforme a lo establecido en el artículo 29 de    este    Reglamento. 

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)Área  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 infraestructura y no será incorporada al área útil;
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 presentaran los Estudios Ambientales correspondientes a la autoridad competente;
f.1) Si las condiciones tecnológicas y económicas no permiten el aprovechamiento completo en determinadas instalaciones, el gas natural asociado  residual  y  el  gas  pobre  podrá  ser  quemado  utilizando mecheros,  previa autorización de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, y conforme  a los valores máximos referenciales establecidos en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento;
f.2)  Los  mecheros  proveerán  las condiciones de temperatura y oxigenación  suficientes  para  lograr  la  combustión completa de los gases.
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.

Art. 58.- Pruebas de producción:
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 fluidos contaminantes.

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.
El  taponamiento  deberá  realizarse de acuerdo a las siguientes disposiciones.
a.Piscinas con crudo y/o agua:
a.1) Se recuperará el crudo para uso posterior.
a.2)  El crudo residual que no se incorpore a la producción será tratado de acuerdo a su composición y características físico-químicas. Si  luego de un tratamiento se logra una mezcla bituminosa estable que no  presente  lixiviados  que afecten al ambiente, podrá utilizarse en las   vías,  previo  aprobación  de  la  Subsecretaría  de  Protección Ambiental  en  base  de  los  respectivos  análisis. En ningún caso se utilizará este crudo sin tratamiento.
a.3)  El  crudo que no pudiese ser recuperado será tratado en la propia  piscina o ex situ de conformidad con el programa o proyecto de remediación  aprobado, favoreciendo tecnologías de biorremediación con microorganismos  endémicos  del sitio en remediación; no se permite la aplicación de microorganismos genéticamente modificados.
a.4)  El  agua  residual  será  tratada y dispuesta, una vez que cumpla  con los límites permisibles establecidos en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento.
a.5)  Una  vez  evacuados  el  crudo y/o el agua, se tratarán el suelo del fondo y las paredes de la piscina conforme lo establecido en el  punto a.3) de este artículo, hasta que cumpla con los parámetros y límites establecidos en la Tabla No. 6 del Anexo 2 de este Reglamento, y se rehabilitará el sitio.
En  el caso que no se tapone la piscina y se quiera utilizar por la   comunidad  o  el  propietario  a  solicitud  expresa  y  bajo  su responsabilidad,   se   analizará   la   calidad   del   agua   y  las características  de los sedimentos previo a la entrega. La calidad del agua  en  este  caso  deberá evaluarse en función del uso planificado; para  piscicultura  se  podrá  hacer  la  evaluación en función de los parámetros  y  valores referenciales de la Tabla No. 11 del Anexo 3 de este Reglamento.
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  para  el almacenamiento, tratamiento y disposición de los fluidos de reacondicionamiento, a fin de  cumplir  con  lo establecido en el artículo 29 de este Reglamento.

Art.  61.-  Recuperación mejorada.- Previo a la puesta en marcha de  un  proyecto  de  recuperación  mejorada  se deberá especificar el origen  y fuente de agua o fluido a inyectarse, indicando su capacidad de  abastecimiento  a  corto,  mediano  y  largo  plazo, y los efectos ambientales  y sociales de este tipo de proyecto. De manera preferente se utilizará el agua tratada de los procesos de producción en lugar de la proveniente de fuentes naturales, así como el gas natural producido en el área.

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:
Descripción del Proyecto:
1)Presentación del esquema de Industrialización.
2)Diseño básico de las unidades nuevas o modernizadas.
3)Descripción de las unidades de procesos
3.1Unidades no catalíticas.
3.2Unidades catalíticas.
3.3Otras áreas de industrialización.
3.4Áreas de almacenamiento y transferencia.
3.5Área de servicios auxiliares.
4)Balance de materiales y térmico global.
5)Equipo de laboratorio existente y adicional.
6)Tanquería y esferas de almacenamiento existentes.
7)Tanquería y esferas de almacenamiento nuevas.
8)Generación de residuos en plantas industriales:
8.1Generación de desechos por fuente productora.
8.2Evaluación  del  sistema  existente del manejo de desechos sólidos, líquidos y gaseosos.
8.3Estudios existentes y propuestas para el manejo de desechos sólidos, líquidos y gaseosos.
9)Captación y vertimientos de agua.
10)Sistema de tratamiento de efluentes.
11)Análisis  de  alternativas  para  ampliaciones  y/o  nuevas instalaciones:
11.1 Revisión de propuestas de localización.
11.2 Revisión   del  Diagnóstico  Ambiental  de  las  plantas industriales.
11.3 Trabajo de campo preliminar.
11.4 Evaluación de alternativas.
11.4.1Características    ecológicas,    socioeconómicas   y culturales.
11.4.2Riesgos ambientales.
11.4.3Medidas y gastos de recuperación.
12)Conclusiones. 

Art.  64.-  Infraestructura  e Impactos Ambientales.- El diseño, construcción    y    funcionamiento    de    la   infraestructura   de industrialización  de  hidrocarburos,  se  realizará  considerando  la estabilidad  geosísmica  del sitio, la seguridad física y los posibles Impactos  que  puedan  provocarse  en  el  medio  ambiente del área de operación   y  del  área  de  influencia  directa,  así  como  en  sus características socio culturales.
En    ningún    caso    se    permitirá   infraestructura   para industrialización  de  hidrocarburos dentro de áreas pertenecientes al Patrimonio   Nacional   de   Areas  Naturales,  Bosques  y  Vegetación Protectores.

Art.  65.-  Instalaciones de industrialización.- Deberán cumplir con lo siguiente:
-Para  el  manejo  y almacenamiento de combustibles, petróleo crudo  y  sus  derivados  se  deberá  cumplir con lo establecido en el artículo 25 de este Reglamento; y,
-En   operaciones   costa   afuera,  el  gas  extraído  será deshidratado  y  el  agua  de  formación será descargada al ambiente o inyectada  conforme  a  lo  establecido  en  el  artículo  29  de este Reglamento.

Art.  66.-  Manejo  y  tratamiento  de  descargas,  emisiones  y desechos.-  Toda  instalación  de industrialización deberá disponer de sistemas  cerrados  de  tratamiento de efluentes, control de emisiones atmosféricas   y   desechos  sólidos  resultantes  de  los  diferentes procesos,  los  mismos  que  deberán cumplir con lo establecido en los artículos 28, 29, 30, 31 y 32 de este Reglamento. Se priorizará el uso de   tecnologías   limpias.   Además,  se  observarán  las  siguientes disposiciones:
a)Manejo de emisiones a la atmósfera.-
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.
El  remanente podrá ser quemado previa autorización de acuerdo a la  Ley de Hidrocarburos, en condiciones técnicas que aseguren que las emisiones  a  la  atmósfera producidas en la combustión cumplan con lo establecido en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento.
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)Manejo de desechos sólidos.- Los residuos sólidos especiales, domésticos  e industriales constantes en la Tabla No. 8 del Anexo 2 de este Reglamento serán tratados y manejados de acuerdo a las siguientes disposiciones:
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.
b.2) Para residuos sólidos domésticos se aplicará el tratamiento y disposición con la mejor tecnología disponible a fin de optimizar el beneficio del producto obtenido.
b.3) Para los desechos industriales se contará con una planta de tratamiento  que  contemple  especificaciones  técnicas ambientalmente aceptables  a  fin  de  disminuir el volumen y la concentración de los contaminantes contenidos en los desechos.
b.4)  El  sitio  de  disposición  no  debe  localizarse  en  las cercanías de áreas residenciales, zonas pantanosas, hábitats sensibles de  fauna  silvestre, canales de drenaje, áreas sujetas a inundaciones temporales y cercanías a cuerpos de agua.
b.5)   Los   residuos   sólidos  especiales  (peligrosos)  serán clasificados,  tratados  y  dispuestos,  según  el  caso,  mediante la alternativa  más  adecuada  constante  en  la  Tabla  No.  8  de  este Reglamento; y,
c)Se  deberá instruir al personal sobre el manejo, transporte, almacenamiento,  tratamiento  y  disposición  de  los  desechos que se generan   en   la  industria.

Art.  67.-  Producción  de  combustibles.-  En  la producción de combustibles se deberán observar las siguientes disposiciones:
a)Las empresas que participen en el campo de industrialización de  hidrocarburos  cumplirán las respectivas normas INEN sobre calidad de gasolinas y de diesel, específicamente en lo referente a octanaje y cetanaje,  contenido  de  aromáticos, benceno y azufre, así como otras sustancias contaminantes;
b)Se prohíbe la producción e importación de gasolina con plomo, por parte de los sujetos de control;
c)Las  gasolinas  que  se  importaren,  se  sujetarán  a  las respectivas normas INEN; y,
d)La calidad de los combustibles: gasolina (octanaje) y diesel 2  (cetanaje) podrá ser mejorada mediante la incorporación de aditivos en  refinería  y/o  terminales  previa  autorización  de  la Dirección Nacional  de  Hidrocarburos y la Subsecretaria de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.
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.

Art. 68.- Distancias de seguridad:
a)Zona  de seguridad.- La infraestructura de industrialización deberá  estar  rodeada  de  un  cinturón  de  seguridad cuyo límite se establecerá  en base de su análisis de riesgo en el respectivo Estudio Ambiental,  y  estará  de  preferencia  arborizado  y/o revegetado con especies   propias  de  la  región.  La  Subsecretaría  de  Protección Ambiental  a  través  de la Dirección Nacional de Protección Ambiental (DINAPA)  efectuará  el  control y seguimiento sobre la observancia de esta franja de seguridad; y,
b)Distancia a centros poblados.- Las nuevas infraestructuras de industrialización deberán construirse en sitios distantes por lo menos diez  kilómetros  de los centros poblados y demás lugares públicos y/o comunitarios.

CAPITULO IX
ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOS

Art.  69.-  Disposiciones  generales.-  Se  observarán todas las disposiciones  generales  establecidas  en  el  Capítulo  IV  de  este Reglamento  en  cuanto  sean  pertinentes.

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:       Descripción del Proyecto:
1.Localización,  diseño  conceptual,  trazado,  construcción, derechos  de  vía y habilitación de la superficie para construcción de ductos,   estaciones   y   terminales   de   almacenamiento   y  otras instalaciones  de  almacenamiento  y  transporte  de  petróleo y/o sus derivados y afines.
2.Fuentes de materiales, así como tratamiento y disposición de desechos.
3.Trazado y construcción de líneas de flujo y troncales.
4.Construcción y montaje de equipos.
4.1 Infraestructura,     almacenamiento,    transporte    y comercialización.
5.Captación y vertimiento de agua.
6.Análisis   de   alternativas. 

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.Tanques verticales API y tanque subterráneos UL:
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.Recipientes a presión para GLP:
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 ambiente;
c.Transporte de hidrocarburos y/o sus derivados costa afuera:
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 un informe de las medidas ambientales aplicadas  durante  las  actividades  de transporte para el respectivo control y seguimiento; y,
d.Disposiciones generales para todo tipo de instalaciones:
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.

Art. 72.- Instalación y reutilización de tanques:
1)Instalación.-  Los  tanques  de  almacenamiento  de líquidos inflamables   y  combustibles  que  vayan  enterrados,  cumplirán  las siguientes disposiciones:
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;
h)Cuando se instale más de un tanque de almacenamiento, se debe colocar  arena  inerte  a  la  corrosión alrededor de cada tanque para prevenir movimientos;
i)Cuando   la   resistencia   del   terreno   presenta   las características de un suelo inestable, de acuerdo al estudio previo de mecánica  de  suelos,  se deben proteger los tanques de almacenamiento del  empuje  directo  del  terreno,  mediante técnicas de construcción adecuadas  que  garanticen  impermeabilidad y resistencia al ataque de los hidrocarburos;
j)Tanto  la  excavación  como otras construcciones en donde se coloquen  los  tanques,  deben rellenarse totalmente con arena inerte, una  vez instalados y probados éstos, con el objeto de no dejar ningún espacio libre donde puedan almacenarse vapores de hidrocarburos;
k)Conforme  a  las  prácticas  recomendadas para estaciones de servicio  por  el  API 1615 o el API 653 y API 2610, es obligatoria la instalación   de  dispositivos  para  prevenir  la  contaminación  del subsuelo,  cuando se presente alguna fuga o derrame de producto de los tanques de almacenamiento; y,
l)En   todos  los  tanques,  tanto  subterráneos  como  sobre superficie,  se  deberán  instalar  dispositivos que permitan detectar inmediatamente   fugas   de   producto  para  controlar  problemas  de contaminación.
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.

Art.  73.-  Construcción  de  ductos.-  Para  la construcción de oleoductos, poliductos y gasoductos se deberán observar las siguientes disposiciones:
1)Trazado:
1.1)  Previo a la construcción y operación de ductos, poliductos y gasoductos se deberán considerar las características del terreno por donde  va  a  atravesar,  cruces  de los cuerpos de agua, el uso de la tierra,  relieve  del  terreno;  a  fin  de  prevenir y/o minimizar el impacto en el ambiente, y asegurar la integridad de las mismas.
1.2) Los ductos submarinos se construirán enterrados en el lecho marino  a  fin  de  minimizar  el  riesgo  de  daños  y la consecuente contaminación ambiental.
1.3)  Para  la  definición  de la ruta de los ductos, se deberán evitar en lo posible áreas geológicamente inestables.
1.4)  El  trazado  y  derecho  de vía de un ducto y las rutas de acceso  a instalaciones y campamentos deben ser ubicados de manera que minimicen impactos a los cuerpos de agua en general.
1.5)  En  la  defunción de rutas se procurará el desbroce mínimo requerido  y  se  evitará  afectar  los  sitios  puntuales  de interés ecológico, arqueológico y étnico.
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.
2.3)  Para  el  trazado  de ductos, el desbroce de senderos será exclusivamente  manual;  el  ancho máximo para las mismas será de 1.20 metros.  El  material  proveniente del desbroce y limpieza del terreno será  adecuadamente  reincorporado  a  la  capa vegetal. La vegetación cortada en ningún caso será depositada en drenajes naturales.
2.4)  Durante el desbroce se deberán evitar áreas con vegetación poco común o de especies en peligro de extinción.
2.5)   Se   evitarán,  en  lo  posible,  zonas  pobladas,  áreas ambientales   sensitivas,   tales   como   saladeros,  lagunas,  zonas temporalmente inundadas así como humedales, lugares de reproducción de fauna y sitios arqueológicos.
2.6) En el Patrimonio Nacional de Areas Naturales, el tendido de oleoductos se realizará sin abrir carreteras.
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:
5.1)  La  operadora y/o contratista deberán capacitar y entrenar al   personal   en   procedimientos  ambientales,  el  conocimiento  y comportamiento  de  las áreas ecológica y culturalmente sensibles y el uso  del  criterio  ambiental  tanto  para la construcción, como en la operación  y/o  mantenimiento  de  las  líneas,  a  fin  de evitar y/o minimizar el impacto.
5.2) Durante las etapas de despeje y desbroce para el derecho de vía,  deberán usarse técnicas adecuadas, a fin de minimizar el impacto visual   y  adoptar  medidas  de  restauración  que  permitan  obtener condiciones ambientales aceptables.
5.3)  En  zonas  pobladas  y  cruces  de  vías, la operadora y/o contratista  deberán  colocar  señalización  de  aviso  al público que incluya  el  nombre  de la compañía operadora, profundidad a la que se encuentra   la   tubería  enterrada  y  el  número  telefónico  de  la dependencia competente en caso de producirse cualquier emergencia.
5.4)  Tratar  y disponer todos los desechos generados durante la construcción  de  manera  que  no  produzcan  un impacto adverso en el ambiente,  y  de  acuerdo  a  lo  especificado en el Plan de Manejo de Desechos propuestos en el PMA por parte de la constructora.
5.5)   Los  tanques  utilizados  para  el  aprovisionamiento  de combustibles  durante  la construcción de los oleoductos, poliductos y gasoductos,  deberán cumplir con las normas generalmente aceptadas por la industria petrolera a efectos de prevenir la ocurrencia de derrames o contingencias de cualquier índole.
5.6)  Los  oleoductos  y  poliductos  deberán  ser  enterrados a excepción  de los tramos que técnicamente no lo permitan, en cuyo caso se  presentarán los justificativos técnicos y económicos en el Estudio Ambiental.
5.7) En los cruces de ríos, la línea deberá ir enterrada bajo el lecho cuando el caso técnicamente lo amerite.
5.8)   Si  los ductos atraviesan núcleos poblados, se instalarán válvulas  de cierre en cada uno de los extremos, así como en cualquier sitio que lo amerite, de acuerdo con el Plan de Manejo Ambiental.
5.9) Para el ejercicio del derecho de vía, se deberá mantener el área  libre  de  desechos y tendrá que ser revegetada con técnicas que permitan  el  fácil  acceso  para  mantenimiento del ducto en casos de emergencia.
5.10)  Los  ductos  en  general  deberán contar con una adecuada protección   externa   e   interna,   que  permita  prevenir  derrames ocasionados   por   alta   presión,   alta   temperatura,   corrosión, obsolescencia  u  otros  factores  de  riesgo,  de  acuerdo con normas aceptadas en la industria petrolera.
5.11)  Toda  tubería  enterrada  deberá  estar  protegida en los cruces  de  carreteras  y  caminos  de  conformidad  con  normas API o equivalentes.
5.12)  Las vibraciones resultantes de las faenas de construcción y  operación  de  las  instalaciones  relacionadas  con los ductos que transportan  hidrocarburos  y/o sus derivados deben ser controladas de manera que no se afecte a la salud de los trabajadores, pobladores, ni al ecosistema circundante.
5.13)  Finalizada  la construcción, todo equipo e instalación de superficie  serán  desmantelados  y  removidos,  y  el área deberá ser recuperada, de acuerdo al Plan de Manejo Ambiental.
6)Transporte en autotanques y buque tanques
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:
Descripción del Proyecto:
1.Localización,   diseño  conceptual  y  habilitación  de  la superficie   para   construcción   o   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.
2.En   caso  de  remodelación  de  centros  de  distribución, diagnóstico  de  posible  contaminación de suelos y aguas subterráneas (muestreos, análisis, localización exacta, etc.).
3.Materiales de construcción a utilizarse.
4.Instalación y montaje de equipos.
4.1 Infraestructura, almacenamiento para la comercialización.
4.2 Evaluación  del  sistema  de  manejo  de desechos sólidos, líquidos y gaseosos.
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.

El requisito establecido en el artículo 37 de este Reglamento se aplicará   a  los  Estudios  Ambientales  para  instalaciones  nuevas.

Art. 76.- Tanques en Estaciones de Servicio:
     a) Instalaciones nuevas.-
Previo  al  otorgamiento  de  permisos para la construcción y el funcionamiento  de Centros de Distribución conforme a las definiciones del  artículo  anterior, la Dirección Nacional de Hidrocarburos deberá contar  con el informe técnico ambiental favorable y la aprobación del respectivo   Estudio  Ambiental  de  la  Subsecretaría  de  Protección Ambiental.
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.
a.2) El diseño, fabricación y montaje se lo realizará de acuerdo a  las mejores prácticas de la ingeniería, dando cumplimiento estricto de los códigos y normas aplicables tanto nacionales como de ASTM, API, ASME, NFPA, UL, ANSI y EPA o equivalentes.
a.  3)  Los  tanques  deberán  ser  cilíndricos para instalación horizontal,  fabricados con planchas de acero al carbón de conformidad con el código correspondiente y recubiertas exteriormente con fibra de vidrio  o  similar, los cuales deberán tener un certificado de calidad otorgado por el fabricante.
a.4)   Todos   los   tanques   deberán   ser  probados  in  situ hidrostáticamente  con  agua  limpia  para  verificar  su hermeticidad previo a su utilización.
a.5)  Las  válvulas  deben ser apropiadas para uso con productos refinados  de  petróleo  con una presión de trabajo correspondiente al ANSI No. 150.
a.6)  Las líneas de venteo serán de 2 pulgadas de diámetro, cuya boca  de descarga deberá estar a una altura no menos de 4 metros sobre el  nivel  de  piso,  y  estará provisto de una campana de venteo para evitar el ingreso de aguas lluvias al tanque de almacenamiento.
a.7)  En  los  surtidores  que  funcionan  con bomba sumergible, deberá  instalarse  una válvula de emergencia, la cual deberá cerrarse automáticamente  en  el  caso  de  que  el  surtidor  sufra un golpe o volcamiento.
a.8)  El trasiego de los líquidos inflamables desde los camiones cisternas  o  los  depósitos  subterráneos  se  efectuará por medio de mangueras con conexiones de ajuste hermético que no sean afectadas por tales líquidos y que no produzcan chispas por roce o golpe.
a.9)  Los  aspectos  relativos  a  instalaciones  sanitarias, de seguridad  industrial  y protección ambiental estarán de acuerdo a las Ordenanzas  Municipales  vigentes  y  demás  regulaciones  afines  del Ministerio de Energía y Minas.
a.10)  Las dimensiones del tanque, diámetro interno y espesor de paredes  deben  estar  determinadas  por  su  capacidad  y material de construcción,  conforme  a  las  normas vigentes y buenas prácticas de ingeniería.  Es  responsabilidad  de  la  operadora  de  garantizar la estructura  de  la  construcción  de  tal  modo  que  no  se produzcan accidentes que puedan perjudicar al ambiente.
La capacidad operativa del tanque no será menor que la capacidad nominal, y ni mayor que 110% de la capacidad nominal.
     La longitud del tanque no será mayor que 6 veces su diámetro.
     b) Estaciones de Servicio en remodelación.-
b.1)  Para Estaciones de Servicio en remodelación se requiere un certificado de la situación actual de los tanques de almacenamiento de combustible,  de acuerdo a lo establecido en el numeral 2 del artículo 72,  emitido  por  empresas que hayan sido calificadas y/o debidamente autorizadas ante el organismo competente.
b.2)  La remodelación de Estaciones de Servicio culminará en los mismos  estándares  exigidos  en el punto a) de este artículo, y demás disposiciones   regulatorias   aplicables.

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:
Si  se trata de Centros de Distribución en los cuales además del expendio  de combustible se expenden lubricantes y se dan servicios de lubricación,  cambio  de  aceites  de  motor,  lavado  y  engrasado de vehículos  automotores, de conformidad con el Plan de Manejo Ambiental deberán  contar  obligatoriamente  con  un  equipo  instalado  para la recirculación   de   agua   y   la   recolección   y  recuperación  de hidrocarburos:  combustibles,  grasas, aceites, etc. La instalación de trampas  de  aceites  y  grasas en puntos estratégicos es obligatoria. Estos  establecimientos  deberán  llevar  bajo  su  responsabilidad un registro  mensual  de  los  volúmenes de combustible, grasas y aceites recuperados  y  de  su  disposición  final.

Art.  78.-  Normas  de  seguridad.-  En  la  comercialización de derivados de petróleo y afines se observarán, además de lo establecido en los artículos 26 y 27, las siguientes disposiciones de seguridad:
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 envasadoras y centro de distribución   de   gas   licuado  de  petróleo  y  demás  centros  de distribución  destinados  a  la  comercialización de derivados deberán cumplir con los siguientes requisitos:
h.1) Todas las estaciones de almacenamiento de hidrocarburos y/o derivados  deberán  registrar ante la Dirección Nacional de Protección Ambiental (DINAPA) 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.

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.
El  seguimiento al cumplimiento de tales normas por parte de los centros  de  distribución  o  de  servicios  es responsabilidad de las compañías productoras o comercializadoras que suministran las grasas y aceites lubricantes, las que reportarán trimestralmente a la Dirección Nacional  de  Protección  Ambiental  el  volumen  de  grasas y aceites lubricantes  vendidos,  así  como  también  la  identificación  de los establecimientos  o  personas  naturales  o  jurídicas  a  los que por incumplimiento  de  las  normas  de  manejo  y disposición se les haya retirado  la  distribución  o  suministro.

Art.  80.-  Aditivos.-  Las  comercializadoras  de  derivados de petróleo  informarán  a la Subsecretaría de Protección Ambiental de la composición   química   de   aditivos  que  van  a  incorporar  a  los combustibles  a  comercializarse.

Art. 81.- Responsabilidad de la comercializadora.- Las compañías productoras  y/o  comercializadoras  y  sus  distribuidores,  personas naturales o jurídicas relacionadas con estas actividades, en todas las fases  deberán cumplir sus actividades observando las normas legales y reglamentarias  de  protección  ambiental  y convenios internacionales ratificados por el Ecuador. Para tal efecto y a fin de dar seguimiento al   cumplimiento   de  sus  obligaciones  ambientales,  en  el  marco contractual  que establezcan con PETROECUADOR y con sus distribuidores y/o    mayoristas    deberán   constar   las   respectivas   cláusulas correspondientes   a   la   protección   ambiental,  y  las  compañías productoras  y/o  comercializadoras serán responsables del seguimiento al  cumplimiento  de  dichas obligaciones ambientales. Anualmente, las compañías   comercializadoras   y/o   productoras   presentarán  a  la Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  a  través  de  la  Dirección Nacional  de  Protección  Ambiental  un  informe  sobre el seguimiento ambiental  a  sus  distribuidores  y/o  mayoristas y demás actividades realizadas en los aspectos de protección ambiental.
De  todas  maneras,  las  comercializadoras  deberán precautelar cualquier  afectación  al  medio  ambiente.  La inobservancia de estas disposiciones  por  parte  de sus distribuidores, personas naturales o jurídicas  relacionadas  con  estas actividades, serán de su exclusiva responsabilidad.    

Art.  82.-  Registros  sobre  grasas y aceites lubricantes. Todo establecimiento,  centros  de  distribución o estación de servicio que expende  grasas, aceites, lubricantes prestan servicios de lubricación como  cambio  de  aceite  de  motor, lavado y engrasado de automotores deberá  llevar  un  registro  de sus proveedores, de las cantidades de grasas  y aceites lubricantes que maneja y de la disposición final que hace  de los desechos. Esta información la reportará trimestralmente a la  Dirección  Nacional de Protección Ambiental.

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.

Art. 85.- Normas operativas.- En la ejecución de obras civiles deberá cumplirse con las siguientes disposiciones:
     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 Excavación, corte y relleno.
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 lluvia, cunetas laterales a lo  largo  de  toda  la  vía,  tratamiento de taludes, construcción de cunetas de coronación y conformación de terrazas en los taludes altos, se adoptarán las debidas medidas técnicas a fin de obtener un adecuado funcionamiento de la vía y precautelar las condiciones ambientales.
a.5)  Durante  la  ejecución  de  obras  civiles,  incluyendo la construcción   de   puentes,  se  deberán  minimizar  los  efectos  de construcción   sobre   el   ambiente,  manteniendo  la  estabilidad  y compactación  adecuada  de las vías a fin de evitar el deterioro de la calidad del aire por emisión de material particulado.
a.6)   Se  mantendrán  puentes  de  dosel  forestal  cuando  sea factible,   así  como  estructuras  que  permitan  la  continuidad  de corredores naturales.
a.7)  Al  realizar  la remoción de la capa orgánica, ésta deberá ser  almacenada,  sin  compactar,  para  usos posteriores en planes de revegetación.
a.8)   Se   deberá  minimizar  la  remoción  de  la  vegetación, preservando  las  áreas verdes donde no se modifique la topografía. La reposición  de  la  vegetación  deberá  ser  contemplada en el Plan de Reforestación con especies nativas del lugar.
a.9)  Cuando  una  mina de arena o grava esté bajo control de la operadora,  deberá  formularse  un plan de explotación, como parte del Plan de Manejo Ambiental.
a.10)  El reconocimiento del trayecto se realizará sobre la base de la selección de la mejor alternativa técnica, económica y ambiental.
a.11)  Para  el  mantenimiento de la capa de rodadura, se podrán utilizar  subproductos  de  crudo,  tratados de tal manera que sea una mezcla  bituminoso  estable  y compatibles con la protección del medio ambiente,  previa  autorización  de  la  Subsecretaría  de  Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.
Se  prohíbe  regar petróleo en la superficie de las carreteras y vías de acceso, para así evitar la contaminación.
     b) Alcantarillas.
b.1)   Se   deberán   colocar   alcantarillas  con  dimensiones, resistencias,  capacidades y pendientes apropiadas para evitar efectos adversos al ambiente.
b.2)  Periódicamente  deberá  realizarse  el mantenimiento a las alcantarillas,  incluyendo  limpieza de sedimentos y material vegetal, que pudiera causar represamientos.
b.3)  Controlar  la  erosión  a  la  entrada  y  salida  de  las alcantarillas, mediante la construcción de estructuras apropiadas.
b.4)   Las  alcantarillas  deberán  instalarse  considerando  el caudal,  cauce y pendiente natural, a fin de disminuir la erosión y la incorporación de sedimentos a cuerpos de agua.
     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 coronación para recoger la escorrentía superficial  y  encauzarla  hacia su disposición final y así evitar su circulación y evacuación por la superficie del talud.
     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.
Si  se presentaren situaciones especiales, deberá comunicarse el particular  a  la Subsecretaría de Protección Ambiental de conformidad con  lo  dispuesto  en el literal d.1), numeral 1.2 del artículo 52 de este Reglamento.
     g) Cruces fluviales importantes.
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)  Estaciones  de  servicio, plantas envasadoras de gas y otros centros   de   almacenamiento   y   distribución   de   derivados   de hidrocarburos:
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.
En  caso  de  exceder  un  límite  permisible establecido en los anexos,   se  debe  reportar  inmediatamente  a  la  Subsecretaría  de Protección Ambiental y justificar las acciones correctivas tomadas.
     a) Anexo 1: Parámetros técnicos.
     a.1) Tabla No. 1: Límites máximos permisibles de ruido.
a.2)  Tabla  No. 2: Distancias mínimas permitidas para puntos de disparo, explosivos o no explosivos.
b)  Anexo 2: Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles  para  el  monitoreo ambiental interno rutinario y control ambiental.
     b.1) Tabla No. 3: Valores máximos referenciales para emisiones a la atmósfera.
b.2)  Tabla  No.  4:  Límites  permisibles  para aguas descargas líquidas en la explotación, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados.
     4.a)  Límites  permisibles  en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas).
     4.b)  Límites  permisibles  en  el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión).
     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.      
c)  Anexo 3: Parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo y control ambiental profundizado.
c.1)  Parámetros  a  determinarse en la caracterización de aguas superficiales en Estudios de Línea Base - Diagnóstico Ambiental.
c.2)  Parámetros  adicionales y límites permisibles para aguas y descargas  líquidas  en la explotación, producción, industrialización, transporte,  almacenamiento  y comercialización de hidrocarburos y sus derivados.
c.3)  Parámetros recomendados y valores referenciales para aguas en   piscinas   remediadas   destinadas   al  uso  para  piscicultura.

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:
a)El  Diagnóstico  Ambiental  -  Línea  Base  de  los Estudios Ambientales;
b)Dentro  del  monitoreo  ambiental  interno  cada seis meses, excepto para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte,  comercialización  y transporte de hidrocarburos, para las cuales se deberá realizar cada dos años; y,
c)En  todos  los  casos  en  que  uno  o varios parámetros del monitoreo ambiental establecido en este Reglamento se encuentren fuera de los límites o rangos permitidos.
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.
La   Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  a  través  de  la Dirección  Nacional de Protección Ambiental podrá requerir muestreos y análisis de parámetros adicionales en cualquier momento que los estime necesarios  en  base del Control y Seguimiento Ambiental que efectúa a las    operaciones   hidrocarburíferas. 

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, 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  para  el  desarrollo  técnico  del  control  y seguimiento.
                    
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.
Para  que  el  Director  Nacional  de Hidrocarburos proceda a la aplicación  de  sanciones requerirá únicamente que el Subsecretario de Protección  Ambiental  remita  la correspondiente disposición escrita, junto  con  una copia del expediente en que se fundamenta. El Director Nacional  de  Hidrocarburos  deberá dictar la sanción en el término de sesenta  días  de recibida dicha documentación, mediante procedimiento de requerimiento previo.
De   las   sanciones  impuestos  por  el  Director  Nacional  de Hidrocarburos se podrá apelar ante el Ministro de Energía y Minas.
La  Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  podrá suspender la respectiva  actividad  temporalmente  hasta  que  se repare la falta u omisión.

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.
Presentada  la  denuncia  y  en  base  de  la  evaluación de los documentos  que la sustentan, la Subsecretaría de Protección Ambiental del   Ministerio  de  Energía  y  Minas,  de  considerarlo  necesario, dispondrá  que  la  Dirección  Nacional  de  Protección  Ambiental  de inmediato  realice  una  inspección  técnica  del  lugar en que se han producido  los  hechos  denunciados  o  un  examen  especial, a fin de evaluar  el  impacto ambiental causado, y en el término de diez días a partir   de   dicha   diligencia  emitir  el  informe  correspondiente debidamente fundamentado, cuya copia será remitido al denunciante.
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.
De  considerar  la  Subsecretaría  de  Protección  Ambiental  la denuncia   infundada  ésta  resolverá  ordenar  su  archivo.  En  caso contrario,  se procederá de acuerdo al artículo 90 de este Reglamento.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

PRIMERA.-     Convalidación     ambiental     de     operaciones hidrocarburíferas.-  Los sujetos de control, dentro de los trescientos sesenta días siguientes a la publicación del presente Reglamento en el Registro  Oficial,  deberán  presentar,  si  no lo hubieren hecho, los Estudios   Ambientales   para   todas   las   fases  de  la  actividad hidrocarburífera,  en  caso  contrario, la Subsecretaría de Protección Ambiental procederá conforme el artículo 90 de este Reglamento.
En  las  planificaciones  institucionales  se  contemplarán  los presupuestos  ambientales  adecuados  para  todos  los aspectos que se establecen  en  este  Reglamento.

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  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.

TERCERA.-  Laboratorios  ambientales  calificados.-  Mientras no existan  laboratorios  ambientales calificados por la Subsecretaría de Protección  Ambiental para el sector hidrocarburífero, los interesados podrán  recurrir  a los servicios de aquellos que mejor satisfagan sus requerimientos.

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  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.

QUINTA.-  Información cartográfica en formatos electrónicos.- El formato requerido y compatible con los archivos de la Subsecretaría de Protección  Ambiental  serán  archivos con extensión *.apr. Unicamente para  Estaciones  de  Servicio  en  áreas  urbanas se pueden presentar archivos con extensión *.dgn o *.dgw.

PETROECUADOR,  sus  filiales  y contratistas o asociados deberán presentar,   a  pedido  expreso  de  la  Subsecretaría  de  Protección Ambiental,   la   información   cartográfica  disponible  en  formatos electrónicos  de los últimos tres años anteriores a la publicación del presente  Reglamento  en el Registro Oficial.

SEXTA.-  Metodología  para  Estudios Ambientales.- Después de un plazo de 90 días a partir de la publicación del presente Reglamento en el   Registro   Oficial,   todos   los  Estudios  Ambientales  deberán presentarse  a la Subsecretaría de Protección Ambiental conforme a los requisitos y la metodología establecidos en el mismo.
Los Estudios Ambientales en proceso de realización a la fecha de publicación  del  presente Reglamento en el Registro Oficial se podrán presentar  en  la  modalidad  metodológica  establecida  en el Decreto Ejecutivo No. 2982, publicada en el Registro Oficial No. 766 del 24 de Agosto de 1995.

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, 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.
OCTAVA.-  Monitoreo  de  Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos y Compuestos  Orgánicos  Volátiles.-  Los  monitoreos  de los parámetros Hidrocarburos  Aromáticos  Policíclicos  (HAPs) y Compuestos Orgánicos Volátiles  (COV)  en emisiones a la atmósfera se deberán iniciar hasta dentro  de 12 meses a partir de la publicación del presente Reglamento en  el  Registro Oficial, conforme a la frecuencia establecida para el monitoreo  de  emisiones  a  la  atmósfera.

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 1: Parámetros técnicos
Anexo  2:  Parámetros,  valores  máximos referenciales y límites permisibles  para  el  monitoreo ambiental interno rutinario y control ambiental.
Anexo  3:  Parámetros,  valores  máximos referenciales y límites permisibles para el monitoreo y control ambiental profundizado.
Anexo 4: Formatos para el control y monitoreo ambiental.
Anexo 5: Métodos analíticos.
Nota:  Para  ver Anexos, favor remitirse a Imágenes del Registro Oficial,  (Inserte  su  disco  compacto  y pulse el botón respectivo).

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.

Aerobio: Aplicase al ser vivo que subsiste con oxígeno libre.

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  negras y grises: Residuo de agua, de composición variada, proveniente  de  un  proceso  de  actividad  doméstica,  en el cual su composición  original  ha  sufrido  una  degradación. Las aguas negras provienen de los baños, las aguas grises de cocina y lavandería.

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.

Ambiente:   Conjunto   de  elementos  bióticos  y  abióticos,  y fenómenos  físicos,  químicos y biológicos que condicionan la vida, el crecimiento y la actividad de los organismos vivos. Generalmente se le llama medio ambiente.

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.

Crudo          grados (sic) API

Extra pesado.  menor que 10

Pesado         10 - 20

Medio          20 - 35

Liviano        35 - 45

Área  de  influencia: Comprende  el ámbito espacial en donde se manifiestan   los  posibles  impactos  ambientales  y  socioculturales ocasionados por las actividades hidrocarburíferas.

Área  de  influencia  directa: Comprende  el ámbito espacial en donde  se manifiesta de manera evidente, durante la realización de los trabajos, los impactos socio-ambientales.

Área  (natural)  protegida: Área 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.

Área  útil: Superficie  ocupada  por  plataforma,  helipuerto y campamento.

Arenisca:   Roca   sedimentaria  formada  por  granos  de  arena cementados.

Auditoria  ambiental: Análisis, apreciación y verificación de la situación   ambiental   y  del  impacto  de  una  empresa  o  proyecto determinado  sobre  el  medio  ambiente y el manejo sustentable de los recursos  naturales, verificando, además, el cumplimiento de las leyes y   regulaciones  ambientales  ecuatorianas,  y  del  Plan  de  Manejo Ambiental.

Biodegradación: Proceso  de  transformación y descomposición de sustancias  orgánicas  por  seres vivos, cambiando las características del producto original.

Biodiversidad:   Cantidad  y  variedad  de  especies  diferentes (animales,  plantas  y  microorganismos)  en  un área definida, sea un ecosistema  terrestre,  marino,  acuático, y en el aire.  Comprende la diversidad  dentro  de cada especie, entre varias especies y entre los ecosistemas.

Biorremediación:  Proceso  de  remediar  sitios contaminados que aprovecha  el  potencial  de  ciertos  microorganismos  de  degradar y descomponer  los  contaminantes  orgánicos,  optimizando  a  través de técnicas  mecánicas  y  físico-químicas las condiciones para la acción microbiológica.

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 Áreas 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.

Compatibilidad  ecológica:  Característica de procesos y medidas adoptados  por  el  hombre  que no tienen influencia negativa sobre el medio ambiente y cada uno de sus componentes.

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.

Control   (ambiental):   Vigilancia   y  seguimiento  (monitoreo externo)  periódico  y sistemático sobre el desarrollo y la calidad de procesos,  comprobando  que  se ajustan a un modelo preestablecido. En las  operaciones  hidrocarburíferas, el control se realiza a través de la   DINAPA;   sinónimo  de  fiscalización  ambiental.  Véase  también Monitoreo.

Coque:  Residuo carbonoso que queda después de la destilación de los  hidrocarburos  susceptible  de  emigrar  del producto petrolífero sometido a elevadas temperaturas y presión.

Costa afuera: Actividad que se realiza en el mar (= off-shore).

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. (CONTINUA).

Anexo 6: (CONTINUACION)

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.

Derrame de hidrocarburos: Escape de hidrocarburos producidos por causas  operacionales  imprevistas  o  por causas naturales, hacia los diversos cuerpos de agua y suelos.

Descarga:  Vertido  de agua residual o de líquidos contaminantes al ambiente durante un periodo determinado o permanente.

Desecho:  Denominación  genérica  de cualquier tipo de productos residuales  o  basuras  procedentes  de las actividades humanas o bien producto que no cumple especificaciones. Sinónimo de residuo.

Diagnóstico  ambiental: Entiéndase la descripción completa de la Línea Base en los Estudios Ambientales referidos en este Reglamento.

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.

Ecosistema:  Unidad  básica  de integración organismo - ambiente constituida  por un conjunto complejo y dinámico, caracterizado por un substrato   material   (suelo,   agua,   etc.)  con  ciertos  factores físico-químicos  (temperatura,  iluminación  etc.), los organismos que viven en ese espacio, y las interacciones entre todos ellos en un área dada.

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.

     Emisión: Descarga de contaminantes hacia la atmósfera.

     Endémico: Organismo oriundo del país o la región donde habita.

Erosión:   Proceso   geológico  de  desgaste  de  la  superficie terrestre  y  de  remoción  y  transporte  de productos (materiales de suelo,  rocas,  etc.)  originados  por  las  lluvias,  escurrimientos, corrientes   pluviales,   acción  de  los  oleajes,  hielos,  vientos, gravitación y otros agentes.

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.

Estratigrafía:  Ciencia descriptiva de los estratos. Se ocupa de la    forma,   disposición,   distribución,   secuencia   cronológica, clasificación y relaciones de los estratos rocosos (y otros cuerpos de roca asociados) en secuencia normas, con respecto a cualquiera o todos los caracteres, propiedades y atributos que pueden poseer.

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.

Estudio  barimétrico: Estudios que describen la situación de una zona  marítima en cuanto a corrientes, comportamiento de olas, vientos etc.

Exploración   de   hidrocarburos:   Fase   de   las  operaciones hidrocarburíferas  que dispone de un conjunto de técnicas que permiten ubicar  y  detectar  en el subsuelo formaciones geológicas con posible acumulación de hidrocarburos.

Explotación   de   hidrocarburos:   Fase   de   las  operaciones hidrocarburíferas  que dispone de un conjunto de técnicas destinadas a la producción de hidrocarburos.

Fases  de  la  actividad (operaciones) hicrocarburífera(s): Para efectos de este Reglamento, se clasifican de la siguiente manera:

     - Prospección geofísica (u otra)

     - Perforación exploratoria y de avanzada

     - Desarrollo y producción

     - Industrialización

     - Almacenamiento y transporte de petróleo y sus derivados

     - Comercialización y venta de derivados de petróleo.

Fase  de  desarrollo:  Etapa  en la que se ejecutan los trabajos necesarios  para  desarrollar  los  campos  descubiertos y ponerlos en producción.

Fase  de  producción:  Etapa  comprendida  entre el inicio de la explotación y el abandono de un campo petrolero. En Industrialización, la  fase  de  producción comprende todo el periodo de operación de las refinerías.

Flora:  Conjunto  de especies vegetales que pueblan determinados territorios o ambientes.

Fluido  de  perforación:  Mezcla  utilizada para estabilizar las paredes del pozo y transportar a superficie los ripios de perforación. Sinónimo de lodos de perforación.

Forestación:  Siembra  de  árboles  en un determinado sitio para crear  un  bosque;  reforestación  - sembrar árboles en un sitio donde anteriormente había un bosque.

Formación: La formación es la unidad formación fundamental de la clasificación   litoestratigráfica;   tiene  rango  intermedio  en  la jerarquía  de  las  unidades  litoestratigráficas y es la única unidad formal   empleada   para  dividir  completamente  a  toda  la  columna estratigráfica  en  todo el mundo en unidades nombradas, sobre la base de su naturaleza litoestratigráfica.

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.

Geomorfología:  Estudia  las  formas superficiales de la tierra, describiéndolas  (morfología), ordenándolas e investigando su origen y desarrollo (morfogénesis).

Gestión  ambiental:  Conjunto de políticas, estrategias, normas, actividades    operativas    y    administrativas   de   planeamiento, financiamiento  y  control  estrechamente  vinculadas  y  orientadas a lograr  la  máxima  racionalidad  en  los  procesos  de conservación y protección   del   medio   ambiente   para  garantizar  el  desarrollo sustentable, ejecutadas por el Estado y la sociedad.

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.

GLP: Gas licuado de petróleo.

GPS: Sistema global de posicionamiento. Permite la determinación exacta de coordenadas a través de equipos y satélites.

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.

Humedales:   Zona  húmeda  debida  a  su  elevada  capacidad  de retención de agua.

IGM: Instituto Geográfico Militar.

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.

Industrialización: Fase de las operaciones hidrocarburíferas que se  dedica a la separación física, térmica y química de petróleo crudo en  sus  fracciones  de  destilación mayores para producir productos y derivados  de  petróleo  que pueden ser comercializados directamente o usados como materia prima en otras industrias.

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.

ímite  permisible: Valor máximo de concentración de elemento(s) o sustancia(s) en los diferentes componentes del ambiente, determinado a  través  de  métodos  estandarizados,  y  reglamentado  a  través de instrumentos legales.

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.  (CONTINUA).

Anexo 6: (CONTINUACION)

Lodo de perforación: Véase Fluido de perforación.

Lluvia  ácida:  Lluvias  con  potencias  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.

Medidas ambientales: Son los siguientes:

-De  mitigación: que se implementan para atenuar y reducir los efectos ambientales negativos de las operaciones hidrocarburíferas.
-De  control:  que permiten garantizar la mínima ocurrencia de imprevistos  que  inciden  negativamente  sobre el ambiente. Se pueden basar   en  programas  de  control  de  contaminación,  mantenimiento, seguridad industrial, etc.
-De prevención: que anticipadamente se implementan para evitar el deterioro del ambiente.
-De   compensación:   que   se  requieren  para  compensar  y contrarrestar  el deterioro y/o sustracción de algún elemento tangible o  intangible  del  ambiente existente antes o durante la ejecución de las operaciones hidrocarburíferas.
-De rehabilitación: para minimizar el deterioro del ambiente y procurar   su  mejoramiento  durante  o  después  de  las  operaciones hidrocarburíferas.
-De  contingencia  (emergencia):  diseñadas para dar respuesta inmediata ante cualquier siniestro.

Mezcla bituminoso 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 milión).

Monitoreo (ambiental): Seguimiento permanente mediante registros continuos,   observaciones  y  mediciones,  muestreos  y  análisis  de laboratorio, así como por evaluación de estos datos para determinar la incidencia  de  los  parámetros  observados  sobre la salud y el medio ambiente (= monitoreo ambiental). El monitoreo se realiza a diferentes niveles:

-Interno a nivel de la industria: automonitoreo;

-Externo a nivel de la comunidad: vigilancia;

-Externo  a  nivel  de  entes  gubernamentales:  control  y/o fiscalización.

Monitoreo   ambiental   interno   (automonitoreo):   Seguimiento permanente  y  sistemático mediante registros continuos, observaciones y/o  mediciones,  así  como  por  evaluación  de  los datos que tengan incidencia sobre la salud y el medio ambiente, efectuado por la propia empresa.

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.

Parque    Nacional:    Area    extensa,   con   las   siguientes características o propósitos:

-Uno o varios ecosistemas, comprendidos dentro de un mínimo de 10.000 hectáreas;

-Universidad de especies de flora y fauna, rasgos geológicos y hábitats de importación para la ciencia, la educación y la recreación; y,

-Mantenimiento  del  área  en  su  condición  natural, para la preservación  de los rasgos ecológicos, estéticos y culturales, siendo prohibida cualquier explotación y ocupación.

PEA: Población económicamente activa.

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  avanzada:  Aquel  que  se  perfora  luego  de  haberse descubierto  entrampamientos  de hidrocarburos en una(s) estructura(s) con el fin de delimitar el (los) yacimiento(s).

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.

Prospección  sísmica:  Técnica de recolección de información del subsuelo mediante la utilización de ondas sonoras.

Reacondicionamiento  de pozos: Son trabajos destinados a mejorar la  producción  de  un  pozo.  Pueden ser trabajos de reparación de la completación  de  un  pozo  o  trabajos  a  la  formación  tales  como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

Rehabilitación ambiental: Conjunto de acciones y técnicas con el objetivo  de  restaurar condiciones ambientales originales o mejoradas sustancialmente   en   sitios   contaminados   y/o   degradados   como consecuencia   de   actividades   humanas.    Sinónimos:   remediación ambiental, reparación ambiental, restauración ambiental.

Recuperación  mejorada:  Proceso  mediante el cual se inyecta un fluido   en  un  yacimiento  a  fin  de  incrementar  la  cantidad  de hidrocarburos recuperables.

Residuo:  Cualquier  material que el propietario/productor ya no puede  usar  en  su  capacidad  o  forma  original,  y  que  puede ser recuperado, reciclado, reutilizado o eliminado.

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.

Revestimiento: Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo  de  perforación,  tubería de acero que se atornilla por piezas y sirve  para  evitar  el desplome de las paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación de un pozo.

Servicios  conexos  con  la  comercialización  de  derivados: Se entienden  por  tales las actividades de servicio de cambio de aceite, lubricadoras  y lavadoras de automotores instaladas o no conjuntamente a una estación de servicio.

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.

Soluble: Se  refiere  a  una  sustancia  que  se disuelve en un líquido.

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.

TPH: Total de hidrocarburos de petróleo (solubles o recuperables en  ciertos solventes). Sinónimo: hidrocarburos minerales.
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