Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, DECRETO SUPREMO Nº 015-2006-EM

Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos
ANEXO - DECRETO SUPREMO Nº 015-2006-EM
(*) El Decreto Supremo de la referencia se publicó el 3 marzo 2006.
CONCORDANCIAS:

R. Nº 693-2007-OS-CD (Aprueban procedimiento para la entrega vía internet de los Reportes de Monitoreo Ambientales y de Residuos Sólidosen las actividades relativas a hidrocarburos líquidos, otros productos derivados de hidrocarburos líquidos y gas licuado de petróleo ante OSINERGMIN)

D.S. Nº 037-2008-PCM (Establecen Límites Máximos Permisibles de Efluentes Líquidos para el Subsector Hidrocarburos)

R.M. Nº 571-2008-MEM-DM (Aprueban Lineamientos para la Participación Ciudadana en las Actividades de Hidrocarburos)
REGLAMENTO PARA LA PROTECCIÓN AMBIENTAL EN LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS
Índice
Título Preliminar
Título I Del Objetivo y Alcance
Título II De los Organismos Competentes
Título III De la Clasificación de los Estudios Ambientales
Capítulo I Declaración de Impacto Ambiental
Capítulo II Estudio de Impacto Ambiental
Capítulo III Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado
Capítulo IV Plan de Manejo Ambiental
Título IV De la Participación Ciudadana
Título V De las Disposiciones Aplicables a las Actividades de Hidrocarburos
Título VI De los Levantamientos Geofísicos
Título VII De la Perforación de Pozos Exploratorios o de Desarrollo
Título VIII De la Explotación
Título IX Del Procesamiento o Refinación
Título X Del Transporte de Hidrocarburos
Título XI De la Terminación de la Actividad
Título XII De la Supervisión y Fiscalización
Título XIII Del Proceso de Denuncias
Título XIV De las Infracciones y Sanciones
Título XV Disposiciones Complementarias
Título XVI Disposiciones Transitorias
Título XVII Disposiciones Finales
Anexo Nº 1 Términos de referencia para la elaboración del Informe Ambiental Anual
Anexo Nº 2 Términos de referencia para la elaboración del Plan de Contingencia
Anexo Nº 3 Distancias Mínimas Permitidas para los Puntos de Disparo de Explosivos y no Explosivos
Anexo Nº 4 Límites Máximos Permisibles Provisionales para Emisiones Atmosféricas
Anexo Nº 5 Formato de solicitud de datos del representante legal y empresa proponente de la actividad y Declaración Jurada sobre la veracidad de la
información proporcionada
Anexo Nº 6 Estudios Ambientales a presentar por Actividad
TÍTULO PRELIMINAR
Las Actividades de Hidrocarburos, de acuerdo a la legislación ambiental vigente se rigen por:

I.- La necesidad de lograr compatibilizar el equilibrio ecológico y el desarrollo, incorporando el concepto de “desarrollo sostenible” en las Actividades de Hidrocarburos, a fin de permitir a las actuales generaciones satisfacer sus necesidades sociales, económicas y ambientales, sin perjudicar la capacidad de las futuras generaciones de satisfacer las propias.

II.- La prevención, que se instrumenta a través de la Evaluación de los posibles Impactos Ambientales de las Actividades de Hidrocarburos, con la finalidad de que se diseñen e implementen acciones tendentes a la eliminación de posibles daños ambientales, en forma adecuada y oportuna.

III.- El establecimiento a todo nivel de una conciencia ambiental, orientada a preservar los ecosistemas, con miras a alcanzar un equilibrado aprovechamiento de los recursos naturales y demás elementos ambientales.

IV.- El ejercicio del derecho de propiedad que compromete al Titular a actuar en armonía con el ambiente.

V.- No legitimar o excusar acciones que impliquen el exterminio o depredación de especies vegetales o animales.

VI.- Las normas relativas a la protección y conservación del ambiente y los recursos naturales que son de orden público.

TÍTULO I

DEL OBJETIVO Y ALCANCE

Artículo 1.- El presente Reglamento tiene por objeto establecer las normas y disposiciones para regular en el territorio nacional la Gestión Ambiental de las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento, y distribución de Hidrocarburos, durante su ciclo de vida, con el fin primordial de prevenir, controlar, mitigar, rehabilitar y remediar los Impactos Ambientales negativos derivados de tales actividades, para propender al desarrollo sostenible y de conformidad con el ordenamiento normativo ambiental establecido en la Constitución Política, la Ley Nº 28611 - Ley General del Ambiente, la Ley Nº 28245 - Ley Marco del Sistema Nacional de Gestión Ambiental, la Ley Nº 27446 - Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental, Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 042-2005-EM, de fecha 14 de octubre de 2005 y las demás disposiciones legales pertinentes; así como sus modificatorias o sustitutorias.

Artículo 2.- El presente Reglamento es de aplicación para todas las personas naturales y jurídicas Titulares de Contratos definidos en el artículo 10 de la Ley Nº 26221, así como de Concesiones y Autorizaciones para el desarrollo de Actividades de Hidrocarburos dentro del territorio nacional.
En caso que el Titular de la actividad transfiera, traspase o ceda la actividad a un tercero, el adquiriente o cesionario debe ejecutar las obligaciones ambientales que se le hayan aprobado al transferente o cedente, así como las aplicables a dicha actividad. Esta regla rige también en el caso de fusión de empresas.

Artículo 3.- Los Titulares a que hace mención el artículo 2 son responsables por las emisiones atmosféricas, las descargas de efluentes líquidos, las disposiciones de residuos sólidos y las emisiones de ruido, desde las instalaciones o unidades que construyan u operen directamente o a través de terceros, en particular de aquellas que excedan los Límites Máximos Permisibles (LMP) vigentes, y cualquier otra regulación adicional dispuesta por la autoridad competente sobre dichas emisiones, descargas o disposiciones. Son asimismo responsables por los Impactos Ambientales que se produzcan como resultado de las emisiones atmosféricas, descargas de efluentes líquidos, disposiciones de residuos sólidos y emisiones de ruidos no regulados y/o de los procesos efectuados en sus instalaciones por sus actividades. Asimismo, son responsables por los Impactos Ambientales provocados por el desarrollo de sus Actividades de Hidrocarburos y por los gastos que demande el Plan de Abandono.

Artículo 4.- Definiciones
Las definiciones contenidas en el Glosario de Siglas y Abreviaturas del Subsector Hidrocarburos y las contenidas en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos resultan de aplicación en cuanto no se encuentren previstas en el presente Reglamento.
En caso de discrepancia entre las directivas y definiciones contempladas en las normas citadas en el párrafo anterior más aquellas de la presente, primarán las contenidas en este Reglamento y luego las del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
Para los fines del presente Reglamento se considerarán las definiciones y siglas siguientes:
Actividades de Hidrocarburos.- Son las operaciones relacionadas con la Exploración, Explotación, Refinación, Procesamiento, Almacenamiento, Transporte, Comercialización y Distribución de Hidrocarburos.
Agua de Producción.- Es el agua que se produce conjuntamente con el Petróleo y el Gas Natural. En gran medida es propia de la génesis del reservorio.
Agua Residual Industrial.- Es el agua generada en cualquier proceso de las Actividades de Hidrocarburos, con excepción del Agua de Producción.
Ambiente.- Es el conjunto de elementos físicos, biológicos, sociales y culturales, y las relaciones entre ellos, en un espacio y tiempo determinados.
Ampliación de Actividades.- Se dice que una actividad es ampliada en cualquiera de los siguientes casos:
a) Cuando se pasa de una actividad a otra era una misma área, por ejemplo de la fase de exploración a la de explotación o dentro de una misma actividad se desea ampliar el programa previsto (aumentar el número de pozos a perforarse no programados inicialmente).
b) Cuando dentro de las actividades de explotación se construye nuevas facilidades de producción.
c) Cuando en las instalaciones de las actividades de transformación, almacenamiento, transporte y comercialización son incrementadas.
Área de Contrato.- Área definida en los Contratos especificados en el artículo 10 de la Ley Nº 26221, donde el Contratista ejecuta directamente o a través de Subcontratistas, las operaciones de acuerdo a los términos en ellos establecidos.
Contaminación.- Condición que resulta de la introducción de contaminantes al ambiente por encima de las cantidades y/o concentraciones máximas permitidas tomando en consideración el carácter acumulativo o sinérgico de los contaminantes en el ambiente.
Contaminantes.- Son materiales o energía que al incorporarse al ambiente o actuar sobre él, degrada o alteran su calidad anterior a la incorporación o acción a niveles no adecuados para la salud y el bienestar humano y/o ponen en peligro los ecosistemas naturales y/o las actividades y recursos de interés humano.
Contrato.- Comprende al Contrato de Licencia, al Contrato de Servicios y a otras modalidades de contratación que se aprueben en aplicación del artículo 10 de la Ley Nº 26221.
Contratista.- El artículo 9 de la Ley Nº 26221 determina que comprende tanto al Contratista de los Contratos de Servicios, como al licenciatario de los Contratos de Licencia a menos que se precise lo contrario.
Declaración de Impacto Ambiental (DIA).-
Documento que tiene el carácter de Declaración Jurada donde se expresa que el proyecto de inversión cumple con la legislación ambiental y que es susceptible de generar Impactos Ambientales negativos poco significativos, de acuerdo con los criterios de protección ambiental y la normativa ambiental vigente.
Desarrollo Sostenible.- Es el desarrollo que satisface las necesidades actuales de las personas sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones para satisfacer las suyas.
DGAAE.- Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del Ministerio de Energía y Minas.
DGH.- Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas.
ECA.- Estándar de Calidad Ambiental, es la medida de la concentración o grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos, en el aire, agua o suelo en su condición de cuerpo receptor, que no representa riesgo significativo para la salud de las personas ni del ambiente.
Emisiones Fugitivas.- Emisiones que se escapan del sistema de captación, debido a un mal diseño o desperfectos en él. Estas emisiones pueden salir por chimeneas, ductos, filtros, campanas etc.
Empresa Consultora.- Es toda empresa inscrita en el Registro de Entidades Autorizadas a realizar Estudios de Impacto Ambiental del Ministerio de Energía y Minas, de acuerdo a la Resolución Ministerial Nº 580-98-EM/VMM sus modificatorias, sustitutorias y complementarias.
Entidad.- Autoridad competente en materia ambiental, conforme a lo establecido en la Legislación Nacional.
Estudio Ambiental.- Documento de evaluación ambiental de proyectos de inversión y actividades de hidrocarburos. Comprende a los DIA, EIA, EIAP, EIA-sd, PAMA, PAC y PEMA.
Estudio de Impacto Ambiental (EIA).- Documento de evaluación ambiental de aquellos proyectos de inversión cuya ejecución puede generar Impactos Ambientales negativos significativos en términos cuantitativos o cualitativos. Dicho estudio, como mínimo debe ser a nivel de Factibilidad del Proyecto.
Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd).- Documento de evaluación ambiental de los proyectos de inversión cuya ejecución puede generar Impactos Ambientales negativos susceptibles de ser eliminados o minimizados mediante la adopción de acciones y/o medidas fácilmente aplicables.
Estudio de línea base.- Es el estudio que se realiza para determinar la situación de un área antes de ejecutarse un proyecto; incluye todos los aspectos bióticos, abióticos y socio-culturales del ecosistema.
Gestión Ambiental.- Conjunto de decisiones, generales o especificas, y de acciones relacionadas con la política y la legislación ambiental.
Guías Técnicas.- Documentos de orientación expedidos por la autoridad ambiental competente para facilitar el cumplimiento de las obligaciones legales y de los compromisos asumidos por los Titulares de proyectos de inversión en el marco del SEIA.
Hidrocarburos.- Comprende todo compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido, que consiste principalmente de carbono e hidrógeno.
Impacto Ambiental.- Es el efecto que las acciones del hombre o de la naturaleza causan en el ambiente natural y social. Pueden ser positivos o negativos.
Impactos Acumulativos.- Impactos que resultan de una acción propuesta, y que se incrementan al añadir los impactos colectivos o individuales producidos por otras acciones.
Impactos Directos.- Impactos primarios de una acción humana que ocurren al mismo tiempo y en el mismo lugar que ella.
Es aquel cuyo efecto tiene una incidencia inmediata en algún factor ambiental, por una relación causa efecto.
Impactos Indirectos.- Impactos secundarios o adicionales que podrían ocurrir sobre el Ambiente como resultado de una acción humana. Aquel cuyo efecto supone una incidencia inmediata respecto a la interdependencia o, en general a la relación de un factor ambiental con otro.
Impactos Sinérgicos.- Son aquellos que se producen como consecuencia de varias acciones, y cuya incidencia final es mayor a la suma de los impactos parciales de las modificaciones causadas por cada una de las acciones que lo generó. Aquel que se produce cuando el efecto conjunto de la presencia simultánea de varios agentes o acciones supone una incidencia ambiental mayor que el efecto suma de las incidencias individuales contempladas aisladamente.
Indicador.- Referente que permite evaluar objetivamente los avances y resultados alcanzados por la entidad, con relación al cumplimiento de sus metas, objetivos y política ambiental.
Instrumento de Gestión Ambiental.- Los programas y compromisos asumidos por los Titulares a través de planes como: Plan Ambiental Complementario, Plan de Abandono, Plan de Abandono Parcial, Plan de Cese, Plan de Cese Temporal, Plan de Contingencia y Plan de Manejo Ambiental.
Ley.- Ley Nº 26221; Ley Orgánica de Hidrocarburos y sus modificatorias.
Límite Máximo Permisible (LMP).- Son valores o medidas de la concentración o grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos presentes, que caracterizan a un efluente o a una emisión, que al ser excedidos causan o pueden causar daños a la salud, bienestar humano y al Ambiente.
Lodo (fluido de perforación).- Fluido circulado dentro de un Pozo durante su perforación. Tiene características especiales para mantenerlo limpio, estable y controlado, así como para recuperar muestras litológicas conforme avanza la perforación.
Mitigación.- Medidas o actividades dirigidas a atenuar o minimizar, los impactos y efectos negativos que un proyecto de inversión puede generar sobre el ambiente.
Modificación de actividades.- Se dice que una actividad es modificada cuando se cambia el uso de áreas o de técnicas no previstas en el EIA sin modificar los objetivos de la actividad.
Monitoreo.- Obtención espacial y temporal de información específica sobre el estado de las variables ambientales, generada como orientación para actuar y para alimentar los procesos de seguimiento y fiscalización ambiental.
Operador.- Persona responsable de una determinada operación relacionada con las Actividades de Hidrocarburos.
Plan Ambiental Complementario (PAC).- Instrumento de Gestión Ambiental para los Titulares de las Actividades de Hidrocarburos que cuentan con un Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA) según lo dispuesto en el Reglamento para la Protección Ambiental para las Actividades de Hidrocarburos aprobado con D.S. Nº 046-93-EM y que no hayan dado cumplimiento a dicho Programa.
Plan de Abandono.- Es el conjunto de acciones para abandonar un área o instalación, corregir cualquier condición adversa ambiental e implementar el reacondicionamiento que fuera necesario para volver el área a su estado natural o dejarla en condiciones apropiadas para su nuevo uso. Este Plan incluye medidas a adoptarse para evitar impactos adversos al Ambiente por efecto de los residuos sólidos, líquidos o gaseosos que puedan existir o que puedan aflorar con posterioridad.
Plan de Abandono Parcial.- Es el conjunto de acciones para abandonar parte de un área o instalación. Se deberán tomar en cuenta todas las medidas de un Plan de Abandono.
Plan de Cese.- Es el conjunto de acciones para dejar definitivamente las actividades de hidrocarburos en un área o instalación.
Plan de Cese Temporal.- Es el conjunto de acciones para dejar temporalmente las actividades de hidrocarburos en un área o instalación.
Plan de Contingencia.- Instrumento de gestión que define los objetivos, estrategias y programas que orientan las actividades institucionales para la prevención, la reducción de riesgos, la atención de emergencias y la rehabilitación en casos de desastres permitiendo disminuir o minimizar los daños, víctimas y pérdidas que podrían ocurrir a consecuencia de fenómenos naturales, tecnológicos o de la producción industrial, potencialmente dañinos.
Plan de Manejo Ambiental (PMA).- Es el Instrumento Ambiental producto de una evaluación ambiental que de manera detallada establece las acciones que se implementarán para prevenir, mitigar, rehabilitar o compensar los impactos negativos generados por el desarrollo de un proyecto, obra o actividad. Incluye los Planes de Relaciones Comunitarias, Monitoreo, Contingencia y Abandono según la naturaleza del proyecto, obra o actividad.
Política Ambiental.- Declaración de la DGAAE que establece los propósitos y principios que rigen su desempeño ambiental y que constituye el marco de referencia para la definición y el logro de sus objetivos y metas ambientales.
Prácticas Constructivas.- Son las técnicas o procedimientos que se utilizan para construir ubicaciones de perforación, caminos de acceso, trochas de sísmica etc., las cuales dependerán de las características propias de cada ecosistema tales como suelos, geomorfología, floresta, precipitaciones, etc.
Prevención.- Diseño y ejecución de medidas, obras o actividades dirigidas a prevenir, controlar, evitar, eliminar o anular la generación de los impactos y efectos negativos que un proyecto de inversión puede generar sobre el Ambiente.
Programa Especial de Manejo Ambiental (PEMA).Instrumento de Gestión Ambiental para el caso de que el Titular de las actividades de minería, de Hidrocarburos o de electricidad se encuentre imposibilitado de continuar con la ejecución del Programa de Adecuación y Manejo Ambiental y Plan de Cierre o Abandono por razones de caso fortuito o fuerza mayor.
Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA).- Es el programa donde se describió las acciones e inversiones necesarias para cumplir con el Reglamento en su versión aprobada con D.S. Nº 046-93-EM.
Protección Ambiental.- Es el conjunto de acciones de orden técnico, legal, económico y social que tiene por objeto proteger el Ambiente de los efectos que pudiere provocar la realización de Actividades de Hidrocarburos, en las zonas donde éstas se realizan y sus áreas de influencia, evitando su degradación progresiva o violenta a niveles perjudiciales que afecten los ecosistemas, la salud y el bienestar humano.
Proyecto de Inversión.- Obra o actividad que se prevea ejecutar.
Prueba de Integridad Mecánica.- Evaluación de los diferentes componentes de un pozo, tales como la cementación, tuberías de revestimiento, tuberías de inyección, tapones, para verificar que el sistema garantiza que el agua inyectada no está fluyendo a formaciones no previstas.
Recuperación Secundaria.- Técnica de Recuperación mejorada que consiste en la inyección de agua y/o gas a un reservorio o la aplicación de nuevas tecnologías con el objeto de aumentar la recuperación final de Hidrocarburos.
Registro de Hidrocarburos.- Registro constitutivo unificado donde se inscriben las personas que desarrollan Actividades de Hidrocarburos.
Rehabilitar.- Habilitar de nuevo o restituir a su antiguo estado.
Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental (SEIA).- Sistema único y coordinado de identificación, prevención, supervisión, control y corrección anticipada de los impactos ambientales negativos derivados de las acciones humanas expresadas por medio del proyecto de inversión.
Titular.- Es la persona natural o jurídica descrita en el artículo 2 del presente Reglamento y a quien sus normas le son aplicables.
Ubicación de Perforación.- Es el área donde se ubica el equipo de perforación, campamento e instalaciones auxiliares con el propósito de perforar un Pozo. No incluye el helipuerto y área de acercamiento que las normas de seguridad aeronáutica requieran.
TÍTULO II
DE LOS ORGANISMOS COMPETENTES
Artículo 5.- La Autoridad Competente en materia de protección y conservación del ambiente en las Actividades de Hidrocarburos es el Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE).
Artículo 6.- Corresponde al Ministerio de Energía y Minas dictar normas complementarias para mantener actualizado el presente Reglamento. Toda modificación del presente Reglamento o de sus normas complementarias que signifique un incremento de las exigencias ambientales a las Actividades de Hidrocarburos, tendrán un carácter obligatorio y para tal efecto se considerará los mecanismos y plazos de adecuación respectivos.
Artículo 7.- Corresponde a la DGAAE de Ministerio de Energía y Minas, previo encargo del Consejo Nacional del Ambiente (CONAM), elaborar los proyectos de Límites Máximos Permisibles para las Actividades de Hidrocarburos, siguiendo el procedimiento establecido en el Reglamento para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles, aprobado por Decreto Supremo Nº 044-98-PCM.
Artículo 8.- Corresponde al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las Actividades de Hidrocarburos, así como de las referidas a la conservación y protección del Ambiente en el desarrollo de dichas actividades.
TÍTULO III
DE LA CLASIFICACIÓN DE LOS ESTUDIOS AMBIENTALES
Artículo 9.- Previo al inicio de Actividades de Hidrocarburos, Ampliación de Actividades o Modificación, el Titular deberá presentar ante la DGAAE el Estudio Ambiental correspondiente, el cual luego de su aprobación será de obligatorio cumplimiento. El costo de los estudios antes señalados y su difusión será asumido por el proponente.
Artículo 10.- La DGAAE no aceptará para trámite Estudios Ambientales presentados con posterioridad al inicio de una Actividad de Hidrocarburos, de su Ampliación o Modificación.
Artículo 11.- Los Estudios Ambientales, según las Actividades de Hidrocarburos, se clasifican en:
a. Declaración de Impacto Ambiental (DIA).
b. Estudio de Impacto Ambiental (EIA).
c. Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd)
La relación de Estudios Ambientales consignada en el párrafo anterior no excluye a los demás documentos de gestión de adecuación ambiental, tales como Programa de Adecuación y Manejo Ambiental - PAMA, Plan Ambiental Complementario - PAC y el Programa Especial de Manejo Ambiental - PEMA, los que se rigen por el presente Reglamento en lo que sea aplicable.
En el Anexo Nº 6 se indica la categorización genérica que se le da a las Actividades de Hidrocarburos, la misma que podría ser modificada sobre la base de las características particulares de la actividad y del área en que se desarrollará.
Artículo 12.- Para las actividades indicadas en el Anexo Nº 6, que no requieran la presentación de Estudios Ambientales, se deberán adoptar las medidas que sean necesarias a fin de mitigar los impactos que pudieren ocasionar sus actividades al Ambiente, cumpliendo el presente Reglamento, las normas correspondientes y los LMP vigentes.
Artículo 13.- En el caso de actividades secuenciales a realizarse en la misma área, el Titular podrá solicitar sustentadamente el empleo de la Línea Base utilizada en el de la anterior, siempre que esta no exceda los cinco (5) años posteriores a su aprobación.
Artículo 14.- Las DIA, y los PMA, así como las actualizaciones de este último, deberán ser elaborados y suscritos por un equipo interdisciplinario de profesionales conformado según corresponda a las características del estudio. Dichos profesionales deben estar habilitados por el Colegio Profesional correspondiente y contar con capacitación y experiencia en aspectos ambientales.
El EIA-sd así como el EIA, deben estar suscritos por los profesionales que participaron en su elaboración, los mismos que deben formar parte del equipo de una entidad autorizada a realizar Estudios de Impacto Ambiental para las Actividades de Hidrocarburos, la cual debe estar vigente en el respectivo Registro del MEM al momento de la presentación de dichos estudios.
Artículo 15.- El Titular será responsable por los daños originados como consecuencia de deficiencias derivadas de una negligencia o del uso de información falsa en la elaboración de los respectivos Estudios Ambientales o en cualquier Instrumento de Gestión Ambiental.
Artículo 16.- Para asegurar su confidencialidad, la DGAAE mantendrá en reserva los antecedentes técnicos, financieros y otros que se considere necesarios. Ello con el fin de que los aspectos industriales, las invenciones, procesos patentables y otros aspectos de la acción propuesta, estén protegidos de conformidad con las leyes especiales que establecen su carácter reservado, así como con la Decisión 486 de la Comunidad Andina, Régimen Común sobre Propiedad Industrial. Esta reserva y por extensión, deberá ser mantenida por los organismos del Estado a quienes la DGAAE les haga llegar el EIA.
La información que se acuerde mantener en reserva podrá ser establecida durante la elaboración del Estudio Ambiental. Esta información se presentará como un anexo al Estudio Ambiental respectivo.
En ningún caso se podrá mantener en reserva la información relacionada con los efectos, características o circunstancias que hayan originado la necesidad de presentar el Estudio Ambiental.
Artículo 17.- Los Estudios Ambientales o cualquier otro Instrumento de Gestión Ambiental presentados por el Titular a la DGAAE deben estar en idioma castellano. Esta exigencia se aplica también a las tablas, cuadros, mapas, recuadros, figuras, esquemas, flujogramas, o planos, de cualquier índole, que sean incluidos como parte de los mismos.
Artículo 18.- Los documentos que presente el Titular de un proyecto a la DGAAE durante el proceso de evaluación de los Estudios Ambientales deberán regirse por lo dispuesto en el presente Título y tendrán carácter de declaración jurada.
Artículo 19.- Los Estudios Ambientales deberán incluir en una página introductoria, como mínimo, la siguiente información:
a) Nombre del Titular del proyecto;
b) Nombre del proyecto;
c) Clase de documento presentado; y
d) Fecha de presentación a la DGAAE, que corresponderá a la fecha de registro del documento por la Oficina de Trámite Documentario del Ministerio de Energía y Minas.
Artículo 20.- Las resoluciones relativas a las DIA, EIA-sd, EIA, PMA y las actualizaciones de este último (PMA), así como cualquier otro acto que modifique el contenido de las obligaciones de los responsables de las Actividades de Hidrocarburos serán comunicadas por la DGAAE al Consejo Nacional del Ambiente (CONAM), para su correspondiente registro por dicha entidad.
Las resoluciones antes mencionadas acompañadas de copia de todo lo actuado, también serán comunicadas por la DGAAE a OSINERG, para su respectiva supervisión y fiscalización.
Para efectos del inicio de las Actividades de Hidrocarburos, las resoluciones que aprueban los DIA, EIA-sd, EIA y PMA, tienen vigencia de tres años, contados a partir de la fecha de su expedición. Transcurrido el plazo mencionado sin que se haya dado inicio a las actividades el Titular deberá presentar un nuevo Estudio o Instrumento Ambiental.
Artículo 21.- Los procedimientos de evaluación previa de los Estudios Ambientales, se rigen por la aplicación del silencio administrativo negativo.

CAPÍTULO I
DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL
Artículo 22.- La Declaración de Impacto Ambiental (DIA) se presentará a la DGAAE o la DREM respectiva, según corresponda, para aquellas Actividades de Hidrocarburos contenidas en el Anexo Nº 6, cuya ejecución puede originar Impactos Ambientales negativos pero poco significativos.
Artículo 23.- La DIA incluirá lo siguiente:
a) Resumen Ejecutivo con la siguiente información:
i. Las características precisas de la actividad propuesta en todas sus etapas; construcción, operación, mantenimiento, logística, control de calidad y cualquier otra necesaria, indicando aquellos aspectos que podrían causar Impacto Ambiental.
ii. La evaluación de selección preliminar del área donde se realizará la actividad de Hidrocarburos.
iii. Los antecedentes de los factores ambientales del área de influencia de la actividad propuesta que podrían resultar afectados por la ejecución de la misma.
iv. La distribución espacial y temporal y un estimado de la magnitud e importancia de los posibles Impactos Ambientales que la actividad pudiere producir sobre los siguientes factores ambientales:
- La salud de las personas.
- La calidad del suelo, el aire y el agua.
- La flora y la fauna, tanto terrestre como acuática.
- Las Áreas Naturales Protegidas.
- Los ecosistemas y las bellezas escénicas.
- Los aspectos socioculturales de las poblaciones en el área de influencia de la actividad.
- Los espacios urbanos.
- El patrimonio arqueológico, los lugares sagrados para los pueblos indígenas, y el patrimonio histórico y arquitectónico, incluyendo los monumentos nacionales.
- Los demás que sean establecidos en, o surjan de la política nacional ambiental.
v. Las normas legales y/o técnicas aplicables a la actividad.
vi. Las medidas de prevención, mitigación y/o corrección, previstas, describiendo el cumplimiento de las normas legales y técnicas aplicables.
b) Plan de Relacionamiento con la comunidad desde la etapa de implementación del Proyecto.
c) Currículo Vitae de los profesionales que participaron en su elaboración adjuntando el Certificado de Habilidad Vigente expedido por el Colegio Profesional correspondiente.
d) Plan de Abandono.
La documentación indicada en el presente artículo deberá presentarse en dos (02) copias impresas e igual número en formato digital.
Artículo 24.- Presentada la solicitud de la DIA, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos o la DREM respectiva, según corresponda, emitirá su aprobación en caso de ser procedente y la pondrá en conocimiento del Titular en un plazo de cincuenta (50) días hábiles.
Dentro de los veinte (20) días hábiles de presentada la DIA, la DGAAE o la DREM respectiva, según corresponda, podrá solicitar información complementaria al Titular, otorgándole un plazo máximo de diez (10) días hábiles para su presentación, bajo apercibimiento de declarar el abandono del procedimiento. El plazo otorgado no será computado para que opere el silencio administrativo.(*)
(*) Artículo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo N° 024-2007-EM, publicado el 26 abril 2007, cuyo texto es el siguiente:
"Presentada la solicitud de la DIA, la DGAAE o la DREM respectiva, procederá a su revisión, la misma que deberá efectuarse en un plazo máximo de veinticinco (25) días hábiles.
En caso de existir observaciones, se notificará al Titular para que, en un plazo máximo de diez (10) días hábiles, las subsane, bajo apercibimiento de declarar el abandono del procedimiento.
Durante el período que la DIA se encuentre observada, no se computará el plazo para que opere el silencio administrativo."
Artículo 25.- Si la solicitud de la DIA es conforme se expedirá la correspondiente Resolución Directoral dentro del plazo previsto en el artículo 24.
CAPÍTULO II
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
Artículo 26.- El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) se presentará para aquellas Actividades de Hidrocarburos contenidas en el Anexo Nº 6, cuya ejecución puede generar significativos Impactos Ambientales de carácter negativo en términos cuantitativos o cualitativos.
Artículo 27.- El EIA incluirá lo siguiente:
1. Un Resumen Ejecutivo.
En caso de ser necesario además se debe elaborar un documento en el idioma o dialecto de mayor relevancia en la zona donde se llevará a cabo o se proyecte llevar a cabo la Actividad de Hidrocarburos, de manera tal que en un lenguaje simple, reproduzca en lo posible el contenido del Resumen Ejecutivo.
2. La delimitación del área de influencia directa e indirecta del proyecto.
3. Descripción del proyecto: localización, etapas, dimensiones, costos estimados, cronograma de ejecución, procesos, identificación y estimación básica de insumos, productos, residuos, emisiones, vertimientos y riesgos inherentes a la tecnología a utilizar, sus fuentes y sistemas de control.
4. Un estudio de Línea Base para determinar la situación ambiental y el nivel de contaminación del área en la que se llevaran a cabo las Actividades de Hidrocarburos, incluyendo la descripción de los recursos naturales existentes, aspectos geográficos, así como aspectos sociales, económicos y culturales de las poblaciones en el área de influencia del proyecto. La Línea Base deberá contener los transectos o zonas evaluadas, indicando orientación geográfica y/o coordenadas UTM; asimismo deberá consignar el área total evaluada de la línea base ambiental.
5. La identificación y evaluación de los Impactos Ambientales que pueda ocasionar el proyecto, indicando cuales pueden prevenirse, mitigarse, corregirse o compensarse.
6. Plan de Manejo Ambiental del proyecto que deberá contener lo siguiente:
a) Descripción y evaluación técnica de los efectos previsibles directos e indirectos, acumulativos y sinérgicos en el Ambiente, a corto y largo plazo, para cada una de las Actividades de Hidrocarburos que se plantea desarrollar en el área del proyecto.
b) El programa de monitoreo del proyecto, obra o actividad con el fin de verificar el cumplimiento de los estándares de calidad ambiental establecidos en las normas vigentes. Así mismo, evaluar mediante indicadores de desempeño ambiental previsto del proyecto, obra o actividad, la eficiencia y la eficacia de las medidas de manejo ambiental adoptadas y la pertinencia de medidas correctivas necesarias y aplicables en cada caso en particular.
c) El Plan de Contingencia, el cual contendrá las medidas de prevención y atención de las emergencias que puedan presentarse durante la vida del proyecto.
d) Plan de Relaciones Comunitarias.
e) Los costos proyectados del Plan de Manejo en relación con el costo total del proyecto, obra o actividad y cronograma de ejecución.
f) El Titular deberá presentar estudios de valorización económica de los Impactos Ambientales a ocasionarse.
g) Las medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación de los Impactos Ambientales negativos que pueda ocasionar el proyecto al Ambiente durante las fases de construcción, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono y/o terminación del proyecto o actividad.
h) Plan de Abandono.
Artículo 28.- La DGAAE se pronunciará sobre el Estudio de Impacto Ambiental dentro de los siguientes sesenta (60) días calendario después de haberlo recibido. En caso de existir observaciones, la DGAAE notificará al Titular para que, en un plazo máximo de noventa (90) días calendario, subsane las observaciones planteadas, bajo apercibimiento de declarar el abandono del procedimiento,
Durante el período que el Estudio de Impacto Ambiental se encuentre observado, no se computará el plazo para que opere el silencio administrativo.
Artículo 29.- La DGAAE podrá solicitar opinión a otras autoridades públicas respecto a los temas relacionados con la eventual ejecución del proyecto de inversión, a fin de recibir sus opiniones al Estudio de Impacto Ambiental presentado por el Titular del proyecto.
Artículo 30.- Las instalaciones donde se desarrollen Actividades de Hidrocarburos, deberán contar con una zona física de seguridad alrededor de ellas que permita amortiguar la interacción de las Actividades de Hidrocarburos y el entorno. El establecimiento de esta zona de seguridad de las instalaciones de Hidrocarburos se realizará a través del EIA.

CAPÍTULO III
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL SEMIDETALLADO
Artículo 31.- El Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd) se podrá presentar por una sola vez por cada proyecto de ampliación, para aquellos supuestos indicados en el Anexo Nº 6, cuya ejecución puede incluir o no, el empleo de nuevas áreas.
Artículo 32.- El EIA-sd incluirá los aspectos considerados en el Artículo 27 del presente reglamento.
Para aquellos Titulares que cuenten con un EIA previamente aprobado, podrán emplear o hacer referencia al Estudio de Línea de Base de aquel, siempre que no tenga más de cinco (5) años de antigüedad, contados desde la fecha de su elaboración.
Artículo 33.- La DGAAE se pronunciará sobre el EIA-sd dentro de los primeros treinta (30) días hábiles de haberlo recibido. En caso de existir observaciones, la DGAAE notificará al Titular para que en un plazo máximo de quince (15) días hábiles subsane las observaciones planteadas, bajo apercibimiento de declarar el abandono del procedimiento.
Durante el período que el Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado se encuentre observado, no se computará el plazo para que opere el silencio administrativo.

CAPÍTULO IV
PLAN DE MANEJO AMBIENTAL
Artículo 34.- Es el Instrumento Ambiental producto de una evaluación ambiental que, de manera detallada, establece las acciones que se implementaran para prevenir, mitigar, rehabilitar o compensar los impactos negativos que se causen por el desarrollo de un proyecto, obra o actividad. Incluye los Planes de Relaciones Comunitarias, Monitoreo, Contingencia y Abandono según la naturaleza del proyecto, obra o actividad.
Se presentará de manera independiente, para los casos indicados en el Anexo Nº 6 de la presente norma.
Artículo 35.- El Plan de Manejo Ambiental (PMA) deberá contener:
a) Descripción y evaluación técnica de los efectos previsibles directos e indirectos, acumulativos y sinérgicos en el Ambiente, a corto y largo plazo, para cada una de las Actividades de Hidrocarburos que se plantea desarrollar en el área del proyecto.
b) El programa de monitoreo del proyecto, obra o actividad con el fin de verificar el cumplimiento de los estándares de calidad ambiental establecidos en las normas vigentes. Así mismo, evaluar mediante indicadores de desempeño ambiental previsto del proyecto, obra o actividad, la eficiencia y la eficacia de las medidas de manejo ambiental adoptadas y la pertinencia de medidas correctivas necesarias y aplicables en cada caso en particular.
c) El Plan de Contingencia, el cual contendrá las medidas de prevención y atención de las emergencias que se puedan ocasionar durante la vida del proyecto.
d) Plan de Relaciones Comunitarias.
e) Los costos proyectados del Plan de Manejo en relación con el costo total del proyecto, obra o actividad y cronograma de ejecución.
f) El Titular deberá presentar estudios de valorización económica de los Impactos Ambientales a ocasionarse.
g) Las medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación de los Impactos Ambientales negativos que pueda ocasionar el proyecto al Ambiente durante las fases de construcción, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono y/o terminación del proyecto o actividad.
h) Plan de Abandono.
Artículo 36.- El PMA deberá ser actualizado cuando el Titular de la Actividad de Hidrocarburos considere necesario modificar las técnicas o procedimientos aprobados, o cuando el proceso productivo sufra modificaciones que impacten de manera diferente al Ambiente físico y social, con relación a los impactos evaluados en los Estudios Ambientales, para lo cual presentará una solicitud a la DGAAE conteniendo el análisis de costo - beneficio ambiental, las razones técnicas que imposibiliten aplicar las medidas aprobadas y las ventajas de su actualización.
El OSINERG informará trimestralmente a la DGAAE los resultados de la supervisión y fiscalización del cumplimiento de los EIA a fin de que ésta requiera a los Titulares u operadores la actualización de los PMA.
Una vez presentado el PMA de forma independiente, en los casos establecidos en el Anexo 6, o su actualización, la DGAAE dispondrá de un plazo no mayor de veinte (20) días hábiles para evaluar lo solicitado. Luego de este plazo la DGAAE podrá por una sola vez solicitar información adicional, concediendo al Titular diez (10) días hábiles para alcanzar dicha información bajo apercibimiento de declarar el abandono del procedimiento, durante el cual no procederá el cómputo para efectos del silencio administrativo.(*)
(*) Artículo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 065-2006-EM, publicado el 04 noviembre 2006, cuyo texto es el siguiente:
Artículo 36.- “El PMA deberá ser actualizado cuando el Titular de la actividad de hidrocarburos considere necesario modificar las técnicas o procedimientos aprobados, o cuando el proceso productivo sufra modificaciones que impacten de manera diferente al ambiente físico y social, con relación a los impactos evaluados en los Instrumentos de Gestión Ambiental.
Dicha actualización de PMA, deberá presentarse a la DGAAE, en dos ejemplares impresos y digitalizados, acompañado del análisis de costo - beneficio ambiental, las razones técnicas que imposibiliten aplicar las medidas aprobadas y las ventajas de su actualización.
El plazo para la evaluación del PMA, en los casos establecidos en el Anexo 6 o su actualización, es de un máximo de cincuenta (50) días calendario. De existir observaciones, se comunicará y notificará al Titular para que, en un plazo máximo de treinta (30) días calendario, las subsane, bajo apercibimiento de declarar el abandono del procedimiento.
Durante el período de observación, no se computará el plazo para que opere el silencio administrativo.”
TÍTULO IV
DE LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA
Artículo 37.- La participación ciudadana en la Gestión Ambiental corresponde al proceso de información y difusión pública sobre las actividades que desarrollará la empresa, las normas que las rigen y los Estudios Ambientales de los proyectos de Hidrocarburos; y que permite la recolección de criterios y opiniones de la comunidad sobre el proyecto y sus implicancias ambientales, enriqueciendo de está manera la información con los conocimientos y experiencias locales y poder así garantizar el que a través de los Estudios Ambientales se planteen mecanismos adecuados e idóneos para minimizar y mitigar los Impactos Ambientales en el correspondiente Plan de Manejo Ambiental (PMA).
La participación ciudadana es un proceso de intercambio de información de doble vía, por un lado entre el Estado y el Titular que propone un proyecto o actividad y por otro la población. El proceso de información y difusión pública tiene como finalidad y de ser procedente considerar e incorporar los criterios de la comunidad; este proceso no implica derecho a veto ni es una instancia dirimente.
En las Actividades de Hidrocarburos, la participación ciudadana se desarrollará según lo establecido en la norma de participación ciudadana que para tal efecto se encuentre vigente al momento de la presentación del proyecto.
Artículo 38.- La DGAAE establecerá y aplicará los mecanismos, normas o guías específicas que aseguren la efectiva y oportuna participación ciudadana y el debido acceso a la información en la evaluación de los Estudios Ambientales.
Artículo 39.- La DGAAE pondrá a disposición de los interesados los documentos de carácter público que formen parte del expediente de evaluación de los estudios ambientales.
TÍTULO V
DE LAS DISPOSICIONES APLICABLES A LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS
Artículo 40.- Está terminantemente prohibido que el Titular, su personal, sus Subcontratistas y el personal de estos, lleven a cabo actividades de caza y pesca, recolección de especies de flora y fauna silvestre, mantenimiento de animales en cautiverio, así como la introducción al territorio nacional de especies no nativas.
Artículo 41.- Para el acceso al área donde se desarrollarán Actividades de Hidrocarburos se deberá observar lo siguiente:
a. Se deberá dar preferencia al uso de medios de acceso fluvial o aéreo, y de ser el caso aprovechar los caminos o trochas existentes, adecuándolos a las condiciones climáticas y requerimientos de operación.
b. En el cruce de ríos, quebradas o cauces del drenaje natural de las aguas de lluvia, deberán construirse instalaciones acordes con los regímenes naturales de estos cursos para evitar la erosión de sus lechos o riberas. Las obras deberán ser construidas de manera que no imposibiliten la normal migración de la fauna acuática.
c. En el desarrollo de la construcción de la vía, especialmente en las zonas de frecuentes precipitaciones pluviales y en las de alta incidencia de vientos, se aplicará tecnologías o métodos apropiados para evitar desbordes, canalizaciones y erosiones. Sin embargo, para proceder a la construcción de estas vías, será necesario demostrar que no es posible utilizar los medios de acceso fluvial o aéreo.
d. Tanto en los desmontes como en los cortes de las laderas que se produzcan por aplicación de las técnicas de construcción de caminos, se deberá aplicar relaciones de pendientes acordes con las características de los terrenos encontrados en su vinculación con los riesgos de erosión de la zona por lluvias o vientos.
Artículo 42.- Los campamentos para los trabajadores, las oficinas, bodegas e instalaciones para equipos y materiales deberán tener un área de terreno restringida al tamaño mínimo requerido, tomando en consideración las condiciones ambientales y de seguridad industrial. Dichas instalaciones se edificarán en terrenos donde se considere que el Impacto Ambiental será el menor.
Artículo 43.- Para el manejo y almacenamiento de Hidrocarburos, el operador Titular de las Actividades de Hidrocarburos cumplirá con los siguientes requisitos:
a. No se colocará Hidrocarburos en recipientes abiertos ni en pozas de tierra, excepto en casos de Contingencia comprobada y sujeto a informar al OSINERG en un lapso no mayor de veinticuatro (24) horas, mediante documento escrito. Terminada la Contingencia los Hidrocarburos serán colectados y depositados en recipientes cerrados y las pozas de tierra serán saneadas y cerradas. El saneamiento de las pozas de tierra se realizará siguiendo los métodos previstos en el Plan de Contingencias.
b. El almacenamiento de Hidrocarburos deberá realizarse de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos que se encuentre vigente. Los tanques de almacenamiento o de transferencia verticales deberán estar provistos de sistemas de doble contención en el fondo que permitan detectar fallas de hermeticidad del fondo interior, de acuerdo con la norma API 650. En el caso de Hidrocarburos con punto de inflamación igual o mayor a sesenta grados Celsius (60°C), OSINERG definirá la aplicabilidad de la norma API 650.
c. Cada tanque o grupo de tanques deberá estar rodeado por un dique que permita retener un volumen por lo menos igual al 110% del volumen total del tanque de mayor capacidad. Los muros de los diques de contención alrededor de cada tanque o grupo de tanques y el de las áreas estancas deberán estar debidamente impermeabilizados con un material de una permeabilidad igual o menor que un diez millonésimo (0,000 0001) metros por segundo. En el caso de tanques instalados con anterioridad a la vigencia de este Reglamento en que sea físicamente imposible rodear los tanques con la zona de contención, se debe construir un sistema de encauzamiento hacia pozas de recolección con capacidad no menor al 110% del volumen total del tanque de mayor capacidad. En localidades lluviosas, la capacidad de los cubetos de los tanques deberá ser mayor, de acuerdo a la intensidad de las precipitaciones. El drenaje del agua de lluvia y de las aguas contra incendio se realizará después de verificar mediante análisis químico que satisface los correspondientes Límites Máximos Permisibles vigentes. En caso de contaminarse el agua proveniente de lluvias, ésta deberá ser sometida a tratamiento para asegurar el cumplimiento de los LMP vigentes.
d. Se deberá contar por lo menos con un sistema de quemado de gases para situaciones de emergencia (mecheros o flares) que permita una emisión no visible. En caso de emergencia, por excepción la DGAAE podrá autorizar el uso de sistemas de venteo en sustitución de los sistemas de quemado. En estos casos, el responsable del proyecto o instalación - Titular de la Actividad de Hidrocarburos, deberá presentar el sustento que demuestre que el venteo no ocasionará daños ambientales a los receptores en la situación de emergencia descrita.
e. Los equipos eléctricos deberán estar conectados a tierra.
f. En áreas con tormentas eléctricas las instalaciones estarán equipadas con sistema contra rayos.
g. Las instalaciones o equipos tales como: ductos, tanques, unidades de proceso, instrumentos, etc, deberán ser sometidos a programas regulares de mantenimiento a fin de minimizar riesgos de accidentes, fugas, incendios y derrames.
h. Los recipientes y tuberías serán sometidos a una prueba de hermeticidad antes de su puesta en servicio por primera vez y cuando hayan sido sometidos a mantenimiento o reparación que pudiera haber comprometido su hermeticidad. La disposición del medio empleado para la prueba de hermeticidad deberá realizarse de modo de satisfacer los requisitos para la disposición de residuos del estado de agregación correspondiente y de modo que no represente un peligro para la población y el Ambiente.
Artículo 44.- En el almacenamiento y la manipulación de sustancias químicas en general, incluyendo lubricantes y combustibles, se deberá evitar la contaminación del aire, suelo, las aguas superficiales y subterráneas y se seguirán las indicaciones contenidas en las hojas de seguridad MSDS (Material Safety Data Sheet) de los fabricantes. Para ello, el almacenamiento deberá al menos proteger y/o aislar a las sustancias químicas de los agentes ambientales y realizarse en áreas impermeabilizadas y con sistemas de doble contención.
Artículo 45.- La utilización de material radiactivo en las Actividades de Hidrocarburos deberá estar autorizada por el Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN) y deberá ceñirse al Reglamento de Seguridad Radiológica en Actividades Industriales y a las demás reglas y pautas señaladas por dicho organismo.
Artículo 46.- Las áreas de proceso excepto el área de tanques, deberán estar sobre una losa de concreto adecuadamente impermeabilizada y contar con un sistema para colectar y recuperar fugas, drenajes de bombas, drenajes de puntos de muestreo, drenajes de tanques y otros. Los corredores de tuberías de los procesos podrán estar, alternativamente, sobre terrenos o zanjas de cualquier otro modo impermeabilizadas.
Artículo 47.- Los responsables de proyectos, obras e instalaciones, Titulares de Actividades de Hidrocarburos deberán elaborar y ejecutar programas regulares de inspección y mantenimiento de las maquinarias, equipos e instalaciones, y registrar los resultados de la ejecución, en especial de los cambios que se produzcan en las características de los mismos. Cuando se produzca tales cambios, se deberá actualizar el análisis de riesgos y de requerirse, los procedimientos e instructivos de operación y el plan de respuesta de emergencia.
Cuando el mantenimiento o reemplazo de equipos exponga suelos que estuvieron cubiertos por los equipos a reemplazar, se realizará una inspección organoléptica del suelo y del agua proveniente del subsuelo para determinar la eventual existencia de contaminación, registrando los resultados. En caso dicha inspección muestre indicios de existencia de contaminación del suelo, se realizará una evaluación para de ser el caso cuantificarla y plantear la rehabilitación y el saneamiento correspondiente; esta investigación se extenderá al agua subterránea.
Artículo 48.- Los residuos sólidos en cualquiera de las Actividades de Hidrocarburos serán manejados de manera concordante con la Ley Nº 27314 Ley General de Residuos Sólidos y su Reglamento, sus modificatorias, sustitutorias y complementarias. En los casos de Actividades de Hidrocarburos realizadas en áreas de contrato con el Estado donde no se cuente con servicios de empresas prestadoras de servicios de residuos sólidos, se aplicará las siguientes disposiciones:
a) Los residuos sólidos orgánicos de origen doméstico serán segregados de los residuos de origen industrial y procesados y/o dispuestos utilizando rellenos sanitarios, incineradores, biodegradación u otros métodos ambientalmente aceptados. Los residuos sólidos inorgánicos no peligrosos deberán ser segregados y reciclados o trasladados y dispuestos en un relleno sanitario.
b) Los residuos sólidos peligrosos serán segregados y retirados del área donde se realiza la actividad de Hidrocarburos y dispuestos en un relleno de seguridad, si se realizara almacenamiento temporal de estos residuos se hará en instalaciones que prevengan la contaminación atmosférica, de los suelos y de las aguas, sean superficiales o subterráneas, y su migración por efecto de la lluvia o el viento.
Las técnicas y el proyecto de relleno sanitario y de seguridad deberán contar con la opinión favorable de la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA), previa a la aprobación del proyecto por la DGAAE. Asimismo los lugares para la disposición final deberán contar con la aprobación de la municipalidad provincial correspondiente y la selección deberá tener en cuenta los efectos de largo plazo, en especial los posteriores a la terminación de la actividad y abandono del área.
c) Se prohibe disponer residuos industriales o domésticos en los ríos, lagos, lagunas, mares o cualquier otro cuerpo de agua.
CONCORDANCIA: R. Nº 693-2007-OS-CD
Artículo 49.- Se prohibe la disposición de residuos o efluentes líquidos en cuerpos o cursos de agua así como en tierra, si no se cuenta con la debida autorización, y la respectiva comunicación a la autoridad pertinente sobre las coordenadas del punto de vertimiento.
Antes de su disposición final, las Aguas Residuales Industriales, así como las de origen doméstico y de lluvia, serán segregadas y tratadas por separado para cumplir con los respectivos Límites Máximos Permisibles (LMP) vigentes. El Titular deberá demostrar mediante el uso de modelos de dispersión que la disposición del agua residual no compromete los usos actuales o futuros previstos del cuerpo receptor.
La DGAAE, previa opinión favorable de la DIGESA, establecerá limitaciones a los caudales de las corrientes de aguas residuales cuando éstas puedan comprometer el cumplimiento de los Estándares de Calidad Ambiental para las correspondientes aguas receptoras. Los métodos de tratamiento a utilizar podrán ser: neutralización, separación gravimétrica, flotación, floculación, biodegradación, centrifugación, adsorción, ósmosis inversa, etc.
Artículo 50.- En las Actividades de Hidrocarburos se llevará un registro sobre la generación de residuos en general; su clasificación; los caudales y/o cantidades generados; y la forma de tratamiento y/o disposición para cada clase de residuo. Un resumen con la estadística y la documentación sustentatoria de dicho registro se presentará en el informe anual a que se refiere el artículo 93 (*) RECTIFICADO POR FE DE ERRATAS.
CONCORDANCIA: R. Nº 693-2007-OS-CD
Artículo 51.- Las emisiones atmosféricas deberán ser tratadas para cumplir los correspondientes Límites Máximos Permisibles vigentes. El Titular deberá demostrar mediante el uso de modelos de dispersión el efecto de la disposición de las emisiones atmosféricas sobre los Estándares de Calidad Ambiental del aire en las áreas donde se ubiquen receptores sensibles. La DGAAE podrá establecer limitaciones a los caudales de las corrientes de emisiones atmosféricas cuando éstas puedan comprometer el cumplimiento de los Estándares de Calidad ambiental de aire.
Se diseñarán, seleccionarán, operarán y mantendrán los equipos de manera de reducir o eliminar las Emisiones Fugitivas.
Artículo 52.- La emisión de ruidos deberá ser controlada a fin de no sobrepasar los valores establecidos en el Reglamento Nacional de Estándares de Calidad Ambiental (ECA) de Ruido D.S. Nº 085-2003-PCM sus modificatorias, sustitutorias y complementarias, en los linderos de propiedad de la instalación donde se realice Actividades de Hidrocarburos. En áreas de licencia o concesión, los ECA de Ruido deberán cumplirse en los linderos de la ocupación más cercana incluyendo campamento móvil o permanente, o a trescientos (300) metros, lo que sea menor.
Artículo 53.- El operador Titular de la Actividad de Hidrocarburos deberá llevar un registro de los incidentes de fugas, derrames y descargas no reguladas de Hidrocarburos y de cualquier sustancia química peligrosa manipulada como parte de su actividad. Asimismo deberá informar al OSINERG del incidente cuando el volumen de la fuga, derrame o descarga no regulada sea mayor a un (1) barril en el caso de Hidrocarburos líquidos, y a mil (1000) pies cúbicos en el caso de Hidrocarburos gaseosos o la cantidad aprobada por la DGAAE a propuesta del Titular a través del PMA para otras sustancias químicas.
El manejo de suelos contaminados en cualquiera de las actividades, se realizará empleando métodos ambientalmente aprobados.
En el caso de ocurrencia de incidentes en el mar se aplicará lo dispuesto en el Convenio MARPOL y en lo dispuesto por DICAPI.
Artículo 54.- En las Actividades de Hidrocarburos se evitará el uso de los lugares arqueológicos. No obstante, y en el caso debidamente comprobado que ello fuera inevitable, se deberá seguir lo dispuesto en el presente artículo:
a. En el caso que durante el desarrollo de Actividades de Hidrocarburos se detectare la existencia de restos arqueológicos, el Titular de la actividad deberá detener las actividades en el lugar del hallazgo, comunicar el hecho al OSINERG y al Instituto Nacional de Cultura (INC) y gestionar ante el INC los permisos y autorizaciones que pudieren corresponder, informando al OSINERG de lo actuado, deteniendo las actividades en el lugar del hallazgo hasta recibir indicaciones del ente supervisor y fiscalizador. Recibida la comunicación del Titular de la actividad, OSINERG comunicará al INC, a la DGH y a PERUPETRO. El INC dispondrá las acciones a que hubiere lugar y las pondrá en conocimiento del OSINERG quien, a su vez, las trasladará al Titular de la actividad para su cumplimiento junto con la autorización o no para continuar con la actividad en ese lugar.
b. Para el mejor control y determinación de estos hallazgos, el personal deberá recibir capacitación sobre reconocimiento de sitios y/o restos arqueológicos.
Artículo 55.- Cuando un proyecto pueda afectar a comunidades nativas o campesinas, se incluirán en el EIA las medidas necesarias para prevenir, eliminar o minimizar los Impactos Ambientales negativos, debiendo la empresa divulgar entre la población los alcances de la actividad a realizar y el procedimiento de Contingencias frente a derrames, incendios y otros accidentes industriales que pueda afectarlas.
Artículo 56.- Las áreas que por cualquier motivo resultaren contaminadas o de cualquier otra forma afectadas por las Actividades de Hidrocarburos deberán ser rehabilitadas en el plazo establecido por OSINERG teniendo en cuenta la magnitud de la contaminación, el daño ambiental y el riesgo de mantener esa situación.
La ejecución de la rehabilitación será supervisada y fiscalizada por OSINERG.
Artículo 57.- El Titular de la actividad de Hidrocarburos deberá ejecutar los programas de monitoreo del estado del Ambiente aprobados con el PMA. Estos programas deberán permitir seguir la evolución del estado del Ambiente.
CONCORDANCIA: R. Nº 693-2007-OS-CD
Artículo 58.- La colección de muestras, la ejecución de mediciones y determinaciones analíticas, el informe, el registro de los resultados, y la interpretación de los mismos se realizará siguiendo los correspondientes protocolos de monitoreo aprobados por la DGAAE. Las actividades asociadas a las mediciones y determinaciones analíticas serán realizadas por laboratorios acreditados por INDECOPI o laboratorios internacionales que cuenten con la acreditación de la ISO/IEC 17025.
Los protocolos y metodologías deberán actualizarse periódicamente, conforme lo determine la DGAAE.
CONCORDANCIA: R. Nº 693-2007-OS-CD
Artículo 59.- Los Titulares de las Actividades de Hidrocarburos, están obligados a efectuar el muestreo de los respectivos puntos de control de los efluentes y emisiones de sus operaciones, así como los análisis químicos correspondientes, con una frecuencia que se aprobará en el Estudio Ambiental respectivo. Los reportes serán presentados ante la DGAAE, el último día hábil del mes siguiente al vencimiento de cada período de muestreo. Asimismo, deben presentar una copia de dichos reportes ante el OSINERG.
CONCORDANCIAS: R. Nº 693-2007-OS-CD, Art. 5 D.S. Nº 037-2008-PCM, Art. 7 (Resultados de Monitoreo)
Artículo 60.- El Titular deberá presentar a la DGH el Plan de Contingencia para su aprobación, previa opinión de la DGAAE y OSINERG. El Plan de Contingencia será actualizado por lo menos una vez al año.(*)
(*) Artículo modificado por el Artículo 2 del Decreto Supremo Nº 065-2006-EM, publicado el 04 noviembre 2006, cuyo texto es el siguiente:
Artículo 60.-“El Titular deberá presentar al OSINERG, cada cinco (05) años, el Plan de Contingencia para su aprobación. Dicho Plan será revisado anualmente por el OSINERG, con la presentación del Programa Anual de Actividades de Seguridad (PAAS).” (*)
(*) Artículo modificado por el Artículo 5 del Decreto Supremo Nº 043-2007-EM, publicado el 22 agosto 2007, cuyo texto es el siguiente:
“Artículo 60.- Los Planes de Contingencia serán aprobados por OSINERGMIN, previa opinión favorable de la entidad competente del Sistema Nacional de Defensa Civil, debiendo ser presentados a OSINERGMIN cada cinco (5) años y cada vez que sean modificados.”
Artículo 61.- El Plan de Contingencia contendrá información sobre lo siguiente:
a. Las medidas que deberá ejecutar el Titular en caso de producirse derrames, fugas, escapes, explosiones, accidentes, incendios, evacuaciones, desastres naturales y presencia de poblaciones en situación de aislamiento o en situación de contacto inicial. La metodología de Contingencias para el contacto con estas poblaciones deberá seguir los lineamientos del Protocolo de Relacionamiento con Pueblos en Aislamiento, elaborado por el Instituto Nacional de Pueblos Indígenas, Andinos, Amazónicos y Afroperuanos (INDEPA) o el que lo modifique o sustituya.
b. Los procedimientos, los recursos humanos, el equipamiento y materiales específicos con que debe contar para prevenir, controlar, colectar y/o mitigar las fugas, escapes y derrames de Hidrocarburos o productos químicos; para rehabilitar las áreas afectadas; atender a las poblaciones afectadas; y almacenar temporalmente y disponer los residuos generados.
c. Los equipos y procedimientos para establecer una comunicación sin interrupción entre el personal, los representantes de OSINERG, la DGH, la DGAAE, otras entidades gubernamentales requeridas y la población que pudiere verse afectada.
El Plan de Contingencia será elaborado sobre la base de un estudio de riesgo, según los términos de referencia genéricos del Anexo Nº 2. En el caso de Actividades de Hidrocarburos que puedan comprometer aguas marítimas o aguas continentales navegables, la sección del Plan de Contingencia para Derrames dedicada a la atención de derrames deberá seguir los Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencias en Caso de Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas, aprobados por Resolución Directoral Nº 0497-98/DCG; así como sus modificatorias o sustitutorias.
El personal del Titular y el de sus Subcontratistas deberán recibir entrenamiento sobre este Plan, dejándose registrado los resultados del entrenamiento. El Plan será evaluado después de la ocurrencia de todo incidente que requiera su activación y mediante la ejecución de al menos un simulacro anual. El OSINERG deberá ser informado anticipadamente de la programación de los simulacros y podrá acreditar un representante como observador de los mismos.
El OSINERG podría llegar a ordenar la paralización de las actividades en caso detecte que el Plan de Contingencias no se encuentra adecuadamente implementado.
En caso de que activen el Plan de Contingencia, y cuando la DGH o la Autoridad que resulte competente declaren estado de emergencia, el Plan deberá mantenerse activo hasta que se declare la finalización de la Contingencia. El Plan incluirá la difusión y capacitación, de las secciones pertinentes, a las poblaciones y comunidades que podrían ser afectadas en caso de ocurrencia de incidentes.
Artículo 62.- El Titular de la actividad de Hidrocarburos establecerá un sistema de control de cambios, para identificar, evaluar, controlar, mitigar y registrar los efectos sobre la salud, la seguridad y el Ambiente ante cualquier modificación a las instalaciones, los procesos, los procedimientos de operación, los procedimientos de mantenimiento, los procedimientos logísticos u otras actividades antes de implementar la modificación. La implementación de la modificación podría requerir a su vez, modificar el PMA.
Artículo 63.- Todo el personal, propio y contratado, deberá contar con capacitación actualizada sobre los aspectos ambientales asociados a sus actividades y responsabilidades, en especial sobre las normas y procedimientos establecidos para la Protección Ambiental y sobre las consecuencias ambientales y legales de su incumplimiento.
Artículo 64.- El PMA deberá establecer los volúmenes máximos, los lugares y las técnicas para la disposición de cortes y desmontes, teniendo en consideración la geografía y la dinámica ecológica del ecosistema.
TÍTULO VI
DE LOS LEVANTAMIENTOS GEOFÍSICOS
Artículo 65.- De ser necesario el corte de vegetación para hacer trochas en levantamientos geofísicos, éste deberá limitarse a un desbroce máximo de dos (2) metros de ancho por todo concepto, evitándose en lo posible la tala de especímenes que tengan valor comercial o las que se encuentren calificadas como únicas y/o en peligro de extinción.
Artículo 66.- El uso de dinamita y otros explosivos deberá sujetarse a las normas y disposiciones de la Dirección de Supervisión y Control de Armas, Municiones y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC) y a las siguientes normas:
a. Los puntos de disparos usados deben ser rellenados, compactados con tierra o materiales apropiados y cubiertos en la superficie, respetando el contorno original del terreno.
b. Las cargas en superficie deben ser detonadas a distancias mayores de quince (15) metros de cuerpos de agua superficiales, salvo el caso de zonas pantanosas o aguajales.
c. Se deben utilizar mantas de protección cuando se detone explosivos en lugares cercanos a edificios o viviendas.
d. Se advertirá a las poblaciones vecinas acerca de la ocurrencia y duración de las explosiones con una anticipación acorde con las actividades y costumbres de las mismas; el plazo mínimo estará establecido en el PMA; en el caso de comunidades nativas en la Selva el plazo mínimo será de cuatro (4) días.
e. Atender y respetar las distancias mínimas establecidas en el Anexo Nº 3.
f. No está permitido el uso de explosivos en el mar ni en cuerpos y cursos de agua.
TÍTULO VII
DE LA PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS O DE DESARROLLO
Artículo 67.- Se deberá seleccionar la ubicación del equipo de perforación y facilidades conexas de modo que se origine el menor movimiento de tierra posible, debiéndose tener en consideración las condiciones geológicas y topográficas, así como el acceso a las zonas requeridas.
Artículo 68.- Los trabajos de perforación en tierra deberán cumplir con las siguientes condiciones:
a. En el área donde se ubicará la plataforma se deberá realizar un estudio detallado de geotecnia y deberá contar con planes de manejo detallado de estabilidad de taludes y control de erosión.
b. Antes de iniciar la construcción de la plataforma de perforación se deberá evaluar el sistema natural de drenaje de la locación, para determinar las medidas de manejo a nivel detalle.
c. El área de afectación de las plataformas no deberá superar dos (2) ha y se deberá utilizar de preferencia la técnica de perforación dirigida para la perforación de nuevos pozos. Por cada pozo adicional se deberá permitir como máximo un área adicional de (media) 0,5 ha hasta un máximo de (cuatro) 4 ha en total.
d. Alrededor del área de perforación se construirán drenajes para prevenir el ingreso de aguas de escorrentía. Asimismo se construirán drenajes para canalizar las aguas de lluvia que caigan sobre la locación. De resultar contaminadas, estas aguas deberán ser tratadas para cumplir los LMP vigentes, antes de su descarga.
e. De ser necesario el corte de vegetación y movimiento de tierras en la ubicación de perforación, los diseños y técnicas constructivas deberán minimizar los riesgos de erosión.
f. Los Lodos serán cuidadosamente manejados en recipientes adecuados; no se permite el uso de pozas de tierra para este fin; los recipientes serán colocados en terrenos impermeabilizados y provistos de diques. Las muestras litológicas obtenidas en la perforación de los pozos, previa reducción de su humedad, podrán ser colocadas en pozas de tierra impermeabilizadas. En ambos casos la pendiente de los terrenos deberá ser menor que cinco por ciento (5%). Se exceptúa a las cantinas para agua dulce.
g. El equipo de control de pozos deberá estar instalado en buen estado de funcionamiento necesario para una operación segura y eficiente.
Artículo 69.- Las pozas que se utilicen para la colocación de las muestras litológicas obtenidas en la perforación de los pozos deberán ser cerradas al término de la perforación para asegurar la protección del suelo, del agua superficial y de los acuíferos subterráneos. Las técnicas a utilizar serán seleccionadas teniendo en cuenta las condiciones geográficas de la locación y las características de los fluidos utilizados en la formulación de los Iodos, así como la metodología y la tecnología usada de acuerdo a las buenas prácticas en Actividades de Hidrocarburos
Las técnicas seleccionadas deberán garantizar la no degradación del suelo, de las aguas superficiales y de las aguas freáticas y deberán estar descritas detalladamente en el PMA del EIA.
Artículo 70.- Cuando se decida dar por terminadas las actividades en una ubicación de perforación, el área será rehabilitada de acuerdo al Plan de Abandono. La rehabilitación tendrá en consideración las características y condiciones previas del área y su uso futuro.
Artículo 71.- Las plataformas de perforación ubicadas en el mar y en lagos deberán disponer de una capacidad adecuada para almacenar los cortes litológicos de perforación hasta su traslado a tierra firme para su tratamiento, disposición y eliminación. Por excepción se podrá autorizar, con la opinión técnica de la Dirección General de Capitanías y Guardacostas - DICAPI, la disposición en el mar de cortes no contaminados con sustancias que pudieren ser peligrosas.
Artículo 72.- Las plataformas de perforación ubicadas en el mar o en lagos deberán contar con un sistema para recolectar las aguas residuales, así como los productos químicos, los lubricantes y los combustibles derramados en la plataforma.
Artículo 73.- En las plataformas de perforación ubicadas en el mar o en lagos los residuos deberán ser manejados de acuerdo a las siguientes normas:
a. Los Lodos serán deshidratados y trasladados a tierra firme para su disposición. Los Lodos con base agua y las partículas en ellas contenidas, con excepción de los fluidos mezclados con aditivos químicos tóxicos o Hidrocarburos en cualquier forma o concentración, pueden ser descargados sin tratamiento por debajo de los diez (10) metros de la superficie del mar o lago.
b. Los Lodos con base no acuosa y aquellos con base acuosa mezclados con aditivos químicos tóxicos o Hidrocarburos, los desechos inorgánicos, basuras industriales, domésticas y no combustibles deberán ser conducidos hacia el continente para su adecuada disposición en tierra firme.
c. Las aguas usadas o servidas de las plataformas y las aguas de lluvia, si están contaminadas con Hidrocarburos, deben ser recolectadas y tratadas antes de ser descargadas en el mar o lago.
d. Los desechos orgánicos serán procesados utilizando incineradores, biodegradación u otros métodos ambientalmente aceptados antes de ser vertidos al mar o lagos, de lo contrario serán trasladados a tierra para su disposición, de acuerdo a la normatividad vigente.
Artículo 74.-
a) No se permite la descarga al aire de los fluidos producidos. Los líquidos serán recibidos en recipientes cerrados; los gases serán quemados en condiciones controladas para lograr su combustión completa y sin emisión significativa de ruido, salvo la excepción contemplada en el inciso “d” del artículo 43 (*) RECTIFICADO POR FE DE ERRATAS.
b) El agua producida en las pruebas de producción deberá ser colocada en recipientes y tratada para cumplir los LMP vigentes antes de su descarga.
Artículo 75.- Los pozos deberán tener tubería de revestimiento cementada hasta la superficie, siéndole de aplicación las reglas relativas a la cementación que se encuentran desarrolladas en detalle en el Reglamento de Exploración y Explotación de Hidrocarburos aprobado mediante D.S. 032-2004-EM; así como sus modificatorias o sustitutorias.
TÍTULO VIII
DE LA EXPLOTACIÓN
Artículo 76.- La disposición final del Agua de Producción se efectuará por Re-inyección. El método y sus características técnicas, así como la formación (reservorio) receptora, serán aprobados con el EIA correspondiente.
Artículo 77.- La disposición final del Agua de Producción producida por el sistema de reinyección será efectuada con sistemas diseñados y operados de acuerdo con las siguientes especificaciones:
a. Se podrá inyectar directamente por la tubería de revestimiento si la presión de inyección es menor al 80% de la máxima presión interna permitida para este tipo de tuberías. En caso contrario, cada pozo inyector deberá contar con tubería de inyección sentada con empaque por encima de la parte superior de la zona de disposición final y por debajo de fuentes de aguas subterráneas potables.
b. La tubería de revestimiento de superficie de cada pozo inyector deberá cubrir el hueco hasta por debajo de la fuente de agua subterránea más profunda diferente al agua deformación. Además, la tubería de revestimiento deberá estar cementada hasta la superficie.
c. Cada cinco (5) años se deberá someter cada pozo inyector a una Prueba de Integridad Mecánica. El informe de la prueba será remitido a OSINERG.
d. Se podrá reemplazar la Prueba de Integridad Mecánica por un control y registro mensual de la presión en el espacio anular entre la sarta de revestimiento y la tubería de inyección durante el proceso efectivo de inyección. Los registros deberán ser evaluados anualmente por un inspector / auditor contratado por el operador y su informe alcanzado a OSINERG. Este informe deberá contener las conclusiones del inspector / auditor sobre el estado mecánico del sistema de inyección y sobre las recomendaciones para la continuación de su uso.
e. El operador deberá proponer en el EIA las especificaciones complementarias para el adecuado funcionamiento del sistema y la efectiva protección del agua, el suelo y el ecosistema en su conjunto.
Artículo 78.- El quemado de Petróleo crudo y Gas Natural cuando sea previamente aprobado, se hará en condiciones controladas de combustión completa y de modo de cumplir los LMP vigentes.
Artículo 79.- En las operaciones de explotación de Hidrocarburos en las que se requiera agua para tareas de recuperación secundaria o mejorada, se utilizará en primer término el Agua de Producción. Podrá autorizarse el uso de agua superficial o de subsuelo cuando en el EIA se demuestre que el Agua de Producción disponible es insuficiente y previa opinión técnica de la autoridad competente en materia de recursos hídricos, el EIA deberá discutir sobre los usos actuales y los usos futuros previsibles de la fuente de agua, en especial su aptitud como fuente para consumo humano.
Artículo 80.- Las líneas de flujo deberán satisfacer las disposiciones para el transporte de Hidrocarburos por ductos.
Artículo 81.- Las plataformas en tierra deberán contar con sistemas de contención, recolección y tratamiento de fugas y derrames, equivalentes a los sistemas de contención para equipos de manipulación de Hidrocarburos líquidos.
TÍTULO IX
DEL PROCESAMIENTO O REFINACIÓN
Artículo 82.- Los siguientes lineamientos básicos deberán ser implementados para todas las instalaciones:
a) Todas las áreas de proceso, excepto el área de tanques y los corredores de tuberías, deberán estar sobre una loza de concreto y contar con un sistema para colectar fugas, drenajes de bombas, drenajes de puntos de muestreo, drenajes de tanques y otros.
b) Las instalaciones de procesamiento o refinación con terminales marítimos deberán contar con sistemas de recepción y sistemas de tratamiento de agua de lastre, de conformidad con lo estipulado en el convenio MARPOL.
TÍTULO X
DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
Artículo 83.- La construcción y operación de ductos para el transporte y distribución de Hidrocarburos deberá efectuarse conforme a las siguientes especificaciones:
a. Antes de iniciar la construcción del Derecho de Vía (DDV) el operador deberá desarrollar estudios geotécnicos detallados, de estabilidad de taludes, control de erosión, disposición de cortes y desmontes.
El OSINERG deberá verificar que el PMA del EIA asegure el manejo de los impactos identificados en los estudios detallados antes mencionados, de no ser así deberá solicitar la actualización del PMA.
b. Antes de iniciar la etapa constructiva el operador deberá contar con el PMA específico para el manejo de residuos, indicando la posición georeferenciada de cada relleno autorizado. Este PMA debe estar acompañado con un análisis de riesgos a fin de evitar afectaciones a las poblaciones que habiten en zonas adyacentes al DDV.
c. El área de afectación del DDV de los ductos no deberá superar un ancho de (veinticinco) 25 m. El operador deberá diseñar la instalación de los ductos considerando la mejor tecnología posible. En el caso de que se desarrollen actividades en zonas de altas precipitaciones y grados de erosión significativos, se deberán realizar estudios geotécnicos de detalle.
d. En la construcción de ductos no se permitirán cruces aéreos, salvo en casos excepcionales en los cuales, el Titular deberá presentar la justificación en el EIA y el diseño a nivel de detalle para aprobación de la DGAAE con previa opinión de OSINERG.
e. En los ductos se instalarán estratégicamente válvulas de bloqueo para minimizar los derrames y fugas en caso de roturas u otras fallas de la tubería. Adicionalmente, si los estudios técnicos aprobados por OSINERG así lo determinan, las válvulas de bloqueo deberán ser de accionamiento local.
f. Las soldaduras de unión de las tuberías deberán ser inspeccionadas mediante métodos de ensayo no destructivos, antes de ser puestos los ductos en operación.
g. Asimismo antes de ser puestos en operación, los oleoductos y gasoductos deberán ser sometidos a una prueba de hermeticidad a una presión no menor al ciento cincuenta por ciento (150%) de la máxima presión esperada en la operación normal o la que establezca la norma específica para el tipo de servicio deseado.
En el caso de ductos subacuáticos, éstos deberán ser colocados de tal modo que se evite cualquier desplazamiento.
Los ductos deben tener un sistema de medición de flujo que permita comparaciones continuas de los volúmenes entre el punto de bombeo y recepción, conforme a lo previsto en el Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 041-99-EM; así como sus modificatorias o sustitutorias.
Artículo 84.- El transporte de Hidrocarburos en barcazas o buques tanque deberá cumplir con los requisitos de seguridad establecidos por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú (DICAPI). Cualquier descarga de fluidos de las embarcaciones se hará de acuerdo a lo establecido en el Convenio MARPOL y otros convenios internacionales suscritos y ratificados por el Estado, en lo que le fuera aplicable según el caso sea marítimo, fluvial o lacustre.
Artículo 85.- Los terminales marítimos, fluviales y lacustres, de carga y descarga, deberán contar con sistemas de recepción, tratamiento y disposición de agua de lastre, así como de otros residuos líquidos y sólidos generados en las embarcaciones, de acuerdo con lo dispuesto por la autoridad marítima y el reglamento respectivo.
Artículo 86.- Las unidades de transporte por vías terrestre de productos líquidos derivados de Hidrocarburos deberán contar con equipos y materiales para enfrentar emergencias por derrames, fugas, volcaduras e incendios, que incluirá equipos y medios para su comunicación con los propietarios de la carga y los servicios de respuesta a emergencias y una cartilla de instrucciones sobre su uso. Los propietarios de la carga están obligados a colaborar, bajo responsabilidad, durante la respuesta a las emergencias.
El personal a cargo de estas unidades deberá haber recibido entrenamiento en el uso de tales equipos y materiales.
OSINERG verificará la disponibilidad de los equipos y materiales para la respuesta a emergencias y la capacitación del personal antes de otorgar la autorización de funcionamiento.
La Policía Nacional del Perú en caso de requerírselo OSINERG, podrá verificar en las vías terrestres, la disponibilidad de los equipos y materiales de respuesta de emergencia.
La unidad de transporte por vía terrestre deberá contar con una copia del Plan de Contingencia.
Artículo 87.- Las operaciones de carga y de descarga desde naves, y el despliegue previo de equipos de contención de derrames por parte de la nave se regirán por lo dispuesto por la DICAPI.
Artículo 88.- La limpieza y acondicionamiento de cisternas, barcazas, chatas y tanques de carga de buques se realizará en instalaciones que cuenten con sistemas para la gestión adecuada de los residuos que esas actividades generen.
TÍTULO XI
DE LA TERMINACIÓN DE LA ACTIVIDAD
Artículo 89.- El Titular que haya tomado la decisión de dar por terminada sus Actividades de Hidrocarburos, deberá comunicarlo por escrito a la DGAAE. Dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes deberá presentar ante la DGAAE un Plan de Abandono, coherente con las acciones de abandono descritas en los instrumentos de Gestión Ambiental aprobados, debiéndose observar lo siguiente:
a. Teniendo en cuenta el uso futuro previsible que se le dará al área, las condiciones geográficas actuales y las condiciones originales del ecosistema se propondrá, en el Plan de Abandono las acciones de descontaminación, restauración, reforestación, retiro de instalaciones y otras que sean necesarias para abandonar el área, así como el cronograma de ejecución.
b. La verificación del cumplimiento del Plan de Abandono a lo largo de su ejecución y la verificación del logro de los objetivos del Plan de Abandono será efectuada por OSINERG, constituyendo el incumplimiento del Plan de Abandono, infracción al presente Reglamento.
c. Conjuntamente con la presentación de la solicitud de aprobación del Plan de Abandono el responsable del proyecto deberá otorgar Garantía de Seriedad de Cumplimiento (Carta Fianza), que sustente el cumplimiento de los compromisos contenidos en el Plan de Abandono. La Garantía debe ser extendida a favor del Ministerio de Energía y Minas, por una entidad del sistema financiero nacional, por un monto igual al 30% del monto total de las inversiones involucradas en el Plan de Abandono propuesto, con vigencia hasta noventa (90) días calendario después de la fecha programada para la culminación de las actividades consideradas en el Plan de Abandono.
d. La garantía de Seriedad de Cumplimiento del Plan de Abandono, no podrá ser liberada hasta que el OSINERG informe a la DGAAE su conformidad a la ejecución del Plan de Abandono y al cumplimiento de las metas ambientales de éste.
Durante la elaboración del Plan de Abandono y el trámite de aprobación, el responsable u operador mantendrá vigilancia de las instalaciones y el área para evitar, y controlar de ser el caso, la ocurrencia de incidentes de contaminación o daños ambientales.
Artículo 90.- El Plan de Abandono Parcial se ceñirá a lo establecido en el artículo anterior en lo referente a tiempo y procedimiento. Este abandono parcial no requiere de Garantía de Seriedad de Cumplimiento.
Artículo 91.- Cuando el operador decida suspender temporalmente sus actividades en todo o en parte, deberá elaborar un Plan de Cese Temporal de Actividades destinado a asegurar la prevención de incidentes ambientales y su control en caso de ocurrencia, y someterlo a aprobación por la DGAAE. El procedimiento administrativo seguirá lo dispuesto en el artículo 89 (*) RECTIFICADO POR FE DE ERRATAS sobre terminación de actividades. El reinicio de actividades se realizará informando previamente a la DGAAE de tal hecho.
TÍTULO XII
DE LA SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN
Artículo 92.- El organismo competente para supervisar y fiscalizar el presente Reglamento, sus normas complementarias y las regulaciones ambientales derivados del mismo es el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG).
Artículo 93.- Las personas a que hace referencia el Art. 2 y que tienen a su cargo la ejecución de proyectos o la operación de instalaciones de Hidrocarburos, presentarán anualmente, antes del 31 de marzo, un informe correspondiente al ejercicio anterior, dando cuenta detallada y sustentada sobre el cumplimiento de las normas y disposiciones de este Reglamento, sus normas complementarias y las regulaciones ambientales que le son aplicables. Este informe será elaborado utilizando los términos de referencia incluidos en el Anexo Nº 1 y será presentado al OSINERG.
CONCORDANCIAS: R. 068-2007-OS-CD
TÍTULO XIII
DEL PROCESO DE DENUNCIAS
Artículo 94.- Cualquier entidad, persona natural o jurídica, podrá denunciar presuntas infracciones al presente Reglamento ante el OSINERG. Dicha denuncia deberá estar debidamente sustentada.
Si en la localidad no existiera representante del OSINERG, la denuncia se podrá hacer ante la Dirección Regional de Energía y Minas, el Gobierno Regional, la Municipalidad, la Defensoría del Pueblo, la Policía Nacional o las Fuerzas Armadas, las cuales deberán remitirla al OSINERG.
Una vez recepcionada la denuncia, el OSINERG procederá a resolverla de acuerdo a sus funciones y atribuciones, luego de lo cual remitirá un informe final a la DGAAE para su conocimiento y fines.
TÍTULO XIV
DE LAS INFRACCIONES Y SANCIONES
Artículo 95.- En caso de incumplimiento de las disposiciones del presente Reglamento, sus normas complementarias y de las disposiciones o regulaciones derivadas de la aplicación de éste, el responsable será pasible de sanciones administrativas por parte de OSINERG, las que deberán aplicarse de acuerdo a su Reglamento de Infracciones y Sanciones, teniendo en cuenta la magnitud y gravedad del daño ambiental así como los antecedentes ambientales del infractor. La sanción administrativa prescribe a los cinco (5) años de producido el hecho, sin perjuicio de la responsabilidad civil o penal que este pudiera generar.
TÍTULO XV
DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
Primera.- En los DIA, EIA, EIA-sd, y PMA se establecerán metas cuantitativas, susceptibles de ser auditadas.
Segunda.- En la elaboración de los Estudios de Impacto Ambiental se utilizarán procedimientos y metodologías actualizados e internacionalmente aceptados en la industria de Hidrocarburos, compatibles con la protección del Ambiente y conforme a las mejores técnicas reconocidas de Gestión y Manejo Ambiental, y las disposiciones específicas de este Reglamento.
Tercera.- El Titular designará ante la DGAAE del MEM a una persona que será la Responsable de la Gestión Ambiental, quien tendrá como función identificar los problemas existentes y futuros, desarrollar programas de rehabilitación y controlar el mantenimiento de los programas ambientales en las actividades del Titular. En el caso que no se designe al responsable de la Gestión Ambiental, el Titular del proyecto o actividad, asumirá estas funciones ante el Ministerio de Energía y Minas.
Cuarta.- La DGAAE debe establecer y mantener procedimientos sistematizados y actualizados de la información relativa a los diversos componentes de su sistema de Gestión Ambiental, el cual será difundido a través de la página web de la institución.
Quinta.- OSINERG alcanzará a PERUPETRO anualmente los resultados de la fiscalización en materia ambiental de las empresas Contratistas, para los fines de un mejor seguimiento de los compromisos del Contrato y la aplicación de lo establecido en el artículo 87 de la Ley Nº 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos.
OSINERG alcanzará a la DGH anualmente los resultados de la fiscalización de las empresas inscritas en el Registro de Hidrocarburos. Con esta información, la DGH reevaluará anualmente la continuidad del registro de dichas empresas.
OSINERG alcanzará a la DGAAE trimestralmente, un informe con los resultados de la supervisión y fiscalización del cumplimiento de los Estudios Ambientales, así como de las normas referidas a la conservación y protección del Ambiente en el desarrollo de Actividades de Hidrocarburos.(*)
(*) Disposición modificada por el Artículo 3 del Decreto Supremo Nº 065-2006-EM, publicado el 04 noviembre 2006, cuyo texto es el siguiente:
Quinta.- “Anualmente, el OSINERG remitirá a PERUPETRO, el informe de los resultados de la fiscalización realizada a las empresas contratistas en materia ambiental, a fin de que cuente con la información necesaria para llevar un control de los compromisos asumidos en los respectivos contratos, así como de la debida aplicación de lo dispuesto en el artículo 87 del Texto Único Ordenado de la Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.
El OSINERG informará a la DGAAE, trimestralmente, los resultados de la supervisión y fiscalización del cumplimiento de las obligaciones asumidas en los Instrumentos de Gestión Ambiental y de las normas de conservación y protección ambiental en el desarrollo de las actividades de hidrocarburos.
Sobre la base de la información recibida del OSINERG y de la propia de Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos, ésta llevará el registro del record de cumplimiento de las normas de conservación y protección ambiental de los Titulares de la actividad de hidrocarburos.”
Sexta.- En la elaboración de los EIA se evaluará la conveniencia de aplicar las técnicas de control y mitigación de Impactos Ambientales incluidos en las Guías Ambientales para el Subsector Hidrocarburos aprobadas por la DGAAE.
Los aspectos no contemplados en el presente Reglamento, las normas que lo complementen, las Guías Ambientales aprobadas por la DGAAE, serán tratados de conformidad con normas y guías internacionales y prácticas de la industria de Hidrocarburos.
Sétima.- En ningún caso la DGAAE podrá aprobar en forma parcial o sujeta al cumplimiento de una condición, los instrumentos de Gestión Ambiental contemplados en este Reglamento.
Octava.- Los Titulares que se encuentren desarrollando Actividades de Hidrocarburos y que a la fecha de entrada en vigencia del presente Reglamento no cuenten con EIA o PAMA aprobado, para regularizar esta omisión, en los sesenta (60) días siguientes de publicada esta norma deberán presentar un Plan de Manejo Ambiental (PMA), a fin de adecuar sus actividades a lo establecido en el presente Reglamento, previo informe favorable de OSINERG de cumplimiento de todas las normas de seguridad para su operación y funcionamiento. De no regularizar su situación o en el caso de obtener un informe desfavorable de OSINERG los Titulares deberán presentar un Plan de Cese de la Actividad.(*)
(*) Disposición modificada por el Artículo 4 del Decreto Supremo Nº 065-2006-EM, publicado el 04 noviembre 2006, cuyo texto es el siguiente:
Octava.- “Los Titulares que se encuentren desarrollando actividades de hidrocarburos y que a la fecha de entrada en vigencia del presente Reglamento no cuenten con algún Instrumento de Gestión Ambiental aprobado, llámese EIA o PAMA, para regularizar tal omisión, dentro de los nueve (09) meses siguientes de publicado el presente dispositivo legal, deberán presentar un PMA, acompañado de un informe de fiscalización realizado por el OSINERG.
Para el caso de los Titulares de las Establecimientos de Venta al Público de Combustibles y los Establecimientos de Venta al Público de GLP para Uso Automotor (gasocentros), que posean Constancia de Registro emitida por la DGH, bastará con señalar su número de registro al momento de presentar el respectivo PMA.
La presentación del PMA se efectuará ante la DGAAE, y en los casos de grifos, estaciones de servicios, gasocentros y plantas envasadoras de GLP, la presentación se hará ante la DREM respectiva, para su correspondiente evaluación. Dicho PMA se presentará, según el caso, en dos ejemplares impresos y digitalizados.
De no cumplir con tal presentación, el OSINERG, independientemente a las sanciones a que haya lugar, emitirá un informe de fiscalización, el mismo que se remitirá en copia a la DGAAE. Dicho Titular tendrá un plazo de sesenta (60) días calendario, contados desde el día siguiente de realizada la fiscalización, para presentar un Plan de Cese de Actividades a la DGAAE.
Entiéndase que el plazo señalado en el artículo modificado, debe contabilizarse desde la entrada en vigencia del Decreto Supremo Nº 015-2006-EM, es decir, desde el 6 de marzo de 2006.” (*)
(*) Disposición modificada por el Artículo 1 del Decreto Supremo N° 009-2007-EM, publicado el 24 febrero 2007, cuyo texto es el siguiente:
“Los Titulares que se encuentren desarrollando actividades de hidrocarburos y que a la fecha de entrada en vigencia del presente Reglamento no cuenten con algún Instrumento de Gestión Ambiental aprobado, llámese EIA o PAMA, para regularizar tal omisión, dentro de los nueve (09) meses siguientes de publicado el presente dispositivo legal, deberán presentar un PMA, acompañado de un informe de fiscalización realizado por el OSINERGMIN.
Para el caso de los Titulares de los Establecimientos de Venta al Público de Combustibles y los Establecimientos de Venta al Público de GLP para Uso Automotor (gasocentros), que posean Constancia de Registro emitida por la DGH, bastará con señalar su número de registro al momento de presentar el respectivo PMA.
La presentación del PMA se efectuará ante la DGAAE, y en los casos de grifos, estaciones de servicios, gasocentros y plantas envasadoras de GLP, la presentación se hará ante la DREM respectiva, para su correspondiente evaluación. Dicho PMA se presentará, según el caso, en dos ejemplares impresos y digitalizados.
Con una frecuencia mensual, la DGAAE y la DREM respectiva, informarán al OSINERGMIN, la relación de los PMA ingresados extemporáneamente, a fin de que se les imponga una sanción pecuniaria por dicho incumplimiento. No obstante, su presentación extemporánea, no impedirá la evaluación de dichos PMA.
El OSINERGMIN regulará normativamente lo relativo a la imposición de la sanción pecuniaria por el incumplimiento de dicha presentación extemporánea.
De no cumplir con tal presentación, y de haber sido requerido hasta en dos oportunidades por el OSINERGMIN, éste, independientemente a las sanciones a que haya lugar, emitirá un informe de fiscalización, el mismo que se remitirá en copia a la DGAAE. Dicho Titular tendrá un plazo de sesenta (60) días calendario, contados desde el día siguiente de realizada la fiscalización, para presentar un Plan de Cese de Actividades a la DGAAE.”
TÍTULO XVI
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Primera.- LMP para efluentes líquidos, emisiones atmosféricas y residuos sólidos peligrosos.
a. En un plazo de ciento veinte (120) días calendario contados desde la vigencia del presente Reglamento, la DGAAE elaborará un anteproyecto de norma para actualizar y complementar los Límites Máximos Permisibles para efluentes líquidos de las actividades de Hidrocarburos y lo presentará al CONAM para dar cumplimiento a lo establecido en el Reglamento Nacional para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles aprobado por D.S. Nº 044-98-PCM. En la elaboración se debe diferenciar el caso de las instalaciones preexistentes de las nuevas.
En tanto se aprueba la norma que actualiza y complementa los LMP para efluentes líquidos de las Actividades de Hidrocarburos, será de aplicación la R.D. 030-96-EM/DGAA.
El Decreto Supremo que apruebe la actualización y complementación de los LMP para efluentes líquidos incluirá el mecanismo y el plazo máximo para que las actividades existentes a la vigencia de este Reglamento se adecuen a ellos.
b. En un plazo de ciento veinte (120) días calendario contados desde la vigencia del presente Reglamento la DGAAE elaborará un anteproyecto de norma para establecer los Límites Máximos Permisibles para emisiones atmosféricas de gases, vapores y partículas de las actividades de Hidrocarburos y lo presentará al CONAM para dar cumplimiento a lo establecido en el Reglamento Nacional para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Limites Máximos Permisibles aprobado por D.S. Nº 044-98-PCM. En la elaboración se debe diferenciar el caso de las instalaciones preexistentes de las nuevas.
En tanto se apruebe la actualización y complementación de los mencionados Límites Máximos Permisibles para emisiones atmosféricas, las actividades que se inicien a partir de la vigencia del presente Reglamento, deberán cumplir con los límites recomendados en la publicación del Banco Mundial “Pollution Prevention and Abatement Handbook” (Julio, 1998) para las actividades de explotación en tierra y de refinación, los cuales se muestran en el Anexo Nº 4.
El Decreto Supremo que apruebe la actualización y complementación de los LMP para emisiones atmosféricas incluirá el mecanismo y el plazo máximo para que las actividades existentes a la vigencia de este Reglamento se adecuen a ellos.
Segunda.- Protocolos de monitoreo.
a. En un plazo de ciento ochenta (180) días calendario contados desde la vigencia del presente Reglamento la DGAAE actualizará el Protocolo de Monitoreo de Agua y Efluentes Líquidos y elaborará el Protocolo de Monitoreo de Emisiones, los cuales constituyen instrumentos de gestión a ser utilizados a efectos de reportar el estado del ambiente respecto de los componentes indicados en el Anexo 4.
b. En un plazo de ciento ochenta (180) días calendario contados desde la vigencia del presente Reglamento la DGAAE elaborará y aprobará un Protocolo de Monitoreo de Suelos, Sedimentos y Agua Subterránea.
c. En caso se requiera el monitoreo de parámetros no normados en los protocolos de monitoreo, y exigidos por una norma vigente aplicable a los hidrocarburos, se utilizarán los correspondientes métodos vigentes establecidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Unidos de América o equivalentes; la equivalencia deberá ser demostrada por el usuario.
Tercera.- LMP de Hidrocarburos en suelos y sedimentos.
En un plazo de ciento veinte (120) días calendario contados desde la vigencia del presente Reglamento la DGAAE elaborará un anteproyecto de norma para establecer los Límites Máximos Permisibles para Hidrocarburos en suelos y sedimentos y lo presentará al CONAM para dar cumplimiento a lo establecido en el Reglamento Nacional para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Limites Máximos Permisibles aprobado por D.S. Nº 044-98-PCM.
Cuarta.- Normatividad Complementaria.
La DGAAE queda facultada a dictar las disposiciones complementarias para la actualización y aplicación de este Reglamento.
Quinta.- Disposición final del Agua de Producción.
La exigencia de la disposición final del Agua de Producción mediante el sistema de reinyección operará para los Yacimientos que a la fecha de expedición del presente Reglamento no se encuentran en producción, salvo que en los respectivos instrumentos de gestión ambiental se haya considerado la disposición del Agua de Producción mediante la reinyección, en cuyo caso operará esto último.
Sexta.- Los expedientes que a la fecha de entrada en vigencia del presente Decreto Supremo se encuentren en proceso de evaluación, se regirán por lo establecido en la presente norma.
TÍTULO XVII
DISPOSICIONES FINALES
Primera.- Las normas de igual o inferior jerarquía que se opongan al presente Reglamento quedan sin efecto en lo que corresponde a las Actividades de Hidrocarburos.
Segunda.- Compete a PERUPETRO informar a la población de las áreas en las cuales se esté negociando la suscripción de un contrato de exploración y/o explotación, sobre las acciones que viene realizando al respecto. Así como una vez firmado el contrato, PERUPETRO deberá informar dicho hecho y presentar oficialmente a la otra parte contratante, con la finalidad de no transgredir el derecho de la población de ser informada; para lo cual establecerá sus procedimientos respectivos.
CONCORDANCIAS: R.M. Nº 571-2008-MEM-DM, Art. 12 (Aprueban Lineamientos para la Participación Ciudadana en las Actividades de Hidrocarburos)