Statement of Basis, Specific Statutory Authority, and Purpose 
New Rules and Amendments to Current Rules of the Colorado Oil and Gas 
Conservation Commission, 2 CCR 404‐1 
 
Cause No. 1R Docket No. 1211‐RM‐04  
Setbacks 
 
 
This statement sets forth the basis, specific statutory authority, and purpose for new Rules and 
amendments to the Rules and Regulations and Rules of Practice and Procedure of the Colorado 
Oil and Gas Conservation Commission, 2 CCR 404‐1 (“Rules,” or “Commission Rules”) 
promulgated by the Colorado Oil and Gas Conservation Commission (“Commission”) on 
February 11, 2013 concerning location requirements for Oil and Gas Facilities, mitigation and 
notice requirements, and related matters.  The new and amended Rules resulting from this rule 
making are referred to collectively herein as the “Setback Rules.” 
 
Overview of Purpose and Intent  
These Setback Rules are promulgated to protect the safety and welfare of the general public  
from environmental and nuisance impacts resulting from oil and gas development in Colorado, 
including spills, odors, noise, dust, and lighting.   
The Commission considered a diverse array of stakeholder comments, positions, and 
alternative proposed rules regarding setback distances, mitigation measures, and notice and 
communication requirements through the stakeholder process and during the formal rule 
making hearing.  Local governments, the regulated community, environmental and citizen 
interest groups, homebuilders, and agricultural and farming interests were among the 
stakeholder groups that participated in both the stakeholder process and as Parties to the rule 
making.  The Setback Rules ultimately adopted by the Commission strike an appropriate 
balance between the stakeholders’ competing positions, and between mineral estate and 
surface estate owners’ rights.  The Setback Rules provide strong protective measures, including 
notice and communication requirements, without imposing undue costs or restrictions on oil 
and gas exploration and production activities in the state.  
 
The Setback Rules are intended to require Operators to eliminate, minimize, or mitigate the 
impacts of oil and gas operations conducted in Designated Setback Locations by utilizing 
technically feasible and economically practicable protective measures.  Requiring oil and gas 
operations to be located a greater distance away from occupied buildings is one type of 
protective measure.  However, increasing the minimum setback distance has implications for, 
and can adversely affect, mineral owners’ property rights, existing and planned surface uses, 
contractual rights and obligations, and technical and economic considerations.  Mindful of 
these potential implications, the Commission opted to increase the existing setback distances of 
1 
 

 350 feet in High Density Areas and 150 feet elsewhere to a uniform 500 feet statewide, and to 
impose technically advanced best management practices and protective measures to eliminate, 
minimize or mitigate potential nuisances and other adverse impacts for all Oil and Gas 
Locations within 1,000 feet of occupied buildings.  In addition, Oil and Gas Locations may not be 
located within 1,000 feet of specified “High Occupancy Buildings,” including schools, day care 
centers, hospitals, nursing homes, and correctional facilities, without Commission approval 
following a public hearing, and such approval will be contingent on extensive mitigation 
measures.   
The Commission also has adopted Rules that will enhance notice to and communication with 
Building Unit owners within 1,000 feet of oil and gas operations, and will increase opportunities 
for local government representatives, including Local Governmental Designees (“LGDs”), to 
review and comment on new Oil and Gas Locations proposed within their jurisdictions.  As 
development expands into more urbanized areas, engaging nearby residents is increasingly 
important.  It has been Commission Staff’s experience that communicating with persons who 
live or work near drilling operations before those operations begin is an effective means of 
addressing concerns about what will occur, how long it will take, and what measures will be 
taken to eliminate, minimize, or mitigate potential nuisances and adverse impacts.  The 
Commission believes these Rules establish a regulatory framework that protects communities 
and the environment surrounding oil and gas activities while preserving reasonable access to 
the mineral estate throughout the state.    
These Setback Rules are not intended to alter, impair, or negate local governmental authority 
to regulate matters of local concern, including land use, related to oil and gas operations, or to 
regulate matters of mixed local and state concern provided such local regulations are not in 
operational conflict with these Rules.   
 
These Setback Rules do not govern surface development that occurs subsequent to the 
initiation of oil and gas operations at a location.  These Rules do not preclude occupied building 
units from being constructed within 500 feet of an Oil and Gas Location pursuant to a Surface 
Use Agreement or Site Specific Development Plan.  
 
These Setback Rules are not intended to address potential human health impacts associated 
with air emissions related to oil and gas development.  The Commission, after consulting with 
the Colorado Department of Health and Environment (“CDPHE”), believes that there are 
numerous data gaps related to oil and gas development’s potential effect on human health and 
that such data gaps warrant further study.   
 
In adopting the new and amended Rules, the Commission relied upon the entire administrative 
record for this rule making proceeding, which formally began on October 1, 2012 and informally 
2 
 

 began in February 2012.  This record includes the Commission Staff’s proposed Rules, revisions 
thereto and numerous recommended modifications and alternatives; public comment, written 
testimony, and exhibits; and hours of public and party hearings.  In formulating its proposed 
Rules, Commission Staff benefitted greatly from significant data and information gathered 
during a setback stakeholder process that occurred approximately monthly from February 2012 
through October 2012.  During this stakeholder process, the Commission Staff received 
significant information from diverse stakeholders, including concerned citizens, environmental 
and conservation groups, home builders, agricultural groups, local governments, the regulated 
industry and the CDHPE. 
       
Statutory Authority 
The Commission has the general authority to make and enforce these Setback Rules under § 
34‐60‐105(1), C.R.S., which provides:  “The commission has jurisdiction over all persons and 
property, public and private, necessary to enforce the provisions of this article, and has the 
power to make and enforce rules, regulations, and orders pursuant to this article, and to do 
whatever may reasonably be necessary to carry out the provisions of this article.”  The 
Commission’ specific authority to promulgate each of the new and amended Rules at issue in 
this rule making is set forth below. 
Effective Date 
The new and amended Setback Rules adopted by the Commission on February 11, 2013 shall 
become effective on August 1, 2013. 
Identification of New and Amended Rules 
New or amended Rules were adopted in the 100 Series (Definitions), 300 Series (Drilling, 
Development, Production, and Abandonment), 600 Series (Safety Regulations), and 800 Series 
(Aesthetic and Noise Control Regulations) of the Commission’s Rules.   
Amendments and Additions to Rules by Series 
The Setback Rules include those that correct any typographical and grammatical errors.  The 
general authority for adoption of these Setback Rules is set out in the Statutory Authority 
section above and is generally applicable to all amendments and new Rules.  The amendments 
also include revisions to reconcile the renumbering of various Rules and to make uniform the 
use of new or amended terms of art.  Such clarifying, or non‐substantive revisions, have been 
made with respect to Rules 216, 317, 317B, 503, 906, 1102, 1202, 1204, and 1205.   
 
100‐Series Definitions  
 
3 
 

 The revised 100‐Series Rules contain many definitions that occur throughout the Rules and 
throughout the Oil and Gas Conservation Act, § 34‐60‐101, C.R.S., that have been moved to, or 
included in, this Series to improve the usefulness and readability of the Series.  The following 
Rules have been added or substantively amended:  
 
BUFFER ZONE SETBACK 
 
Basis:  The statutory basis for this amendment is § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S., which 
provides:  The Commission shall “[p]romulgate rules, in consultation with the department of 
public health and environment, to protect the health, safety, and welfare of the general public 
in the conduct of oil and gas operations.”   
 
Purpose:  The purpose of this amendment is to impose heightened mitigation, notice, 
and communication requirements on Operators where a Well or Production Facility is proposed 
to be located within 1,000’ of a Building Unit.         
 
DESIGNATED SETBACK LOCATION  
 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
 
Purpose:   The purpose of this amendment is to create a term of art for all proposed Oil 
and Gas Locations located within, or proposed to be located in, any Buffer Zone Setback, an 
Exception Zone, within 1,000’ of a High Occupancy Building Unit, or within 350’ of a Designated 
Outside Activity Area. 
 
DESIGNATED OUTSIDE ACTIVITY AREA 
 
Basis:   § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S. and § 34‐60‐106(10), C.R.S., which provides: The 
commission shall “promulgate rules and regulations to protect the health, safety, and welfare 
of any person at an oil or gas well.”  
 
Purpose:  This definition has been revised to conform to other changes arising out of 
this Setback Rulemaking.  The Commission has also revised this Rule to reject the Colorado 
Court of Appeals’ interpretation of the existing Rule articulated in its decision captioned Chase 
Sutak v. Colo. Oil and Gas Conservation Comm’n and Magpie Operating Inc., No. 11CA1249 
(June 7, 2012).  By revising this Rule, the Commission intends to confer substantial discretion in 
the Commission to determine whether a Designated Outside Activity Area exists under the 
totality of the circumstances and consistent with statutory purposes.  The amended Rule also 
provides local governments express authority to file applications designating outdoor venues or 
recreation areas within their jurisdictions as Designated Outside Activity Areas. 
 

4 
 

 EXCEPTION ZONE LOCATION 
 
 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
 
Purpose:  The purpose of this amendment is to prohibit any Well or Oil and Gas Location 
proposed to be located within 500’ of a Building Unit unless, among other requirements, 
protective measures are put in place that are sufficient to eliminate, minimize or mitigate 
potential adverse impacts to public health, safety, welfare, the environment, and wildlife to the 
maximum extent technically feasible and economically practicable. 
 
HIGH OCCUPANCY BUILDING UNIT 
 
   
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  The purpose of this definition is to identify those buildings which are designed 
for and occupied by large numbers of people and, on that basis, warrant heightened standards 
and practices under specific Commission Rules.  
 
BUILDING UNIT 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  The purpose of this definition is to identify those buildings which are designed 
for human occupancy and, on that basis, warrant heightened standards and practices under 
specific Commission Rules.  
 
SURFACE OWNER  
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  The Setback Rules contemplate that Operators and Surface Owners may enter 
into a Surface Use Agreement, require Operators to consult with Surface Owners, and, among 
other things, provide for notice of operations to Surface Owners.  This definition incorporates 
the definition of Surface Owner by reference provided by § 34‐60‐103(10.5), C.R.S.  
 
SURFACE USE AGREEMENT 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  The purpose of this amendment is to define Surface Use Agreement as a term 
of art as used throughout the Rules.  
 
URBAN MITIGATION ZONE 
5 
 

  
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  The purpose of this amendment is to impose heightened mitigation, notice,  
and communication requirements on Operators where a Well or Oil and Gas Location is 
proposed to be located within an area containing at least 22 Building Units in a 1,000’ radius of 
the well, or in an area containing at least 11 Building Units in a 1,000’ semi‐circule of the Well, 
or within an area containing one High Occupancy Building within 1,000’ feet of the Well.    
 
300‐SERIES  
 
The following Rules were amended: 
 
RULE 303 (REQUIREMENTS FOR FORM 2, APPLICATION FOR PERMIT‐TO‐DRILL, DEEPEN, RE‐
ENTER, OR RECOMPLETE, AND OPERATE; FORM 2A, OIL AND GAS LOCATION ASSESSMENT) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(1)(f), § 34‐60‐106(11)(a)(II) and § 34‐60‐106(14), C.R.S.   
 
Purpose:  Substantial additions and revisions have been made to Rule 303, some of a 
technical nature and some merely to clarify the application of the Rule or delete extraneous 
language.  Director approval is now required for all Form 2A, Oil and Gas Location Assessment, 
applications.  This change conforms the Rule to Commission Staff’s long‐standing practice, as all 
Form 2As are reviewed and processed in the same manner. 
 
Other revisions to Rule 303 include Rule 303.b.(3)D., which requires that all improvements be 
identified and included on a scaled drawing.  Additionally, if a proposed Oil and Gas Location is 
within 1,000 feet of a Building Unit, operators must submit additional information with their 
application materials (Rule 303.b.(3)(J)).  Such heightened informational requirements will 
enable the Commission to quickly determine whether a pending application triggers additional 
analysis and safeguards under the new and amended Rules.  
 
RULE 305 (NOTICE, COMMENT, APPROVAL) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(1)(f), § 34‐60‐106(11)(a)(II) and § 34‐60‐106(14), C.R.S.   
 
Purpose:  Substantial additions and revisions have been made to Rule 305.  Under the 
existing Rules, LGDs and the public have 20 days to comment on pending applications.  
Depending on the proposed location, the CDPHE and Colorado Division of Parks and Wildlife 
may also comment on a pending application.  Under the Setback Rules this comment period, 
upon the written request of the LGD, shall be extended to 40 days for proposed facilities 
located within an Exception Zone, i.e., a facility proposed to be located 500 feet or less from a 
Building Unit. 
  
6 
 

 Rule 305 was substantially revised to include notice to Building Unit owners as well as surface 
owners.  Once Commission Staff have determined a Form 2A Oil and Gas Location Assessment 
(“OGLA”) is complete, the applicant must provide certain information, via an “OGLA Notice,” to 
the surface owners within 500 feet, as previously required, and to all owners of Building Units 
within the Exception Zone.  Lastly, operators must provide a Buffer Zone Notice to owners of 
Building Units within the Buffer Zone, i.e., 1,000 feet of the proposed location.   
 
The OGLA Notice and Buffer Zone Notice will alert surface and Building Unit owners that they 
will have an opportunity to meet with the operator to discuss their concerns about proposed oil 
and gas operations, including what will occur, how long it will take, and what measures will be 
taken to eliminate, minimize, or mitigate potential impacts of the operations, including odors, 
noise, dust, and lights.  
 
The Commission believes these changes enhance the transparency of the permitting process by 
extending individualized notice to adjacent landowners in the Buffer Zone and will result in 
permitting decisions that are better informed and more protective of public health, safety, and 
welfare.   
 
RULE 306 (CONSULTATION) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(1)(f), § 34‐60‐106(11)(a)(II) and § 34‐60‐106(14), C.R.S.   
 
Purpose:  New Rule 306.e requires operators to meet upon request with Building Unit 
owners within the Exception Zone (500 feet) and to specifically confer regarding the details of 
the proposed operation, such as duration of the operation and reclamation standards, as well 
as any related mitigation measures.  New Rule 306.e. also requires operators to meet upon 
request with Building Unit owners within the Buffer Zone (1,000 feet).  The Commission Staff 
believes providing more information to potentially affected individuals about the nature and 
extent of proposed operations will reduce anxiety and lead to a better understanding of 
potential impacts and measures that will be implemented to minimize those impacts.  
Numerous, non‐substantive revisions were made to Rule 306.  
 
600‐SERIES  
 
The following Rules were amended or renumbered: 
RULE 602 (GENERAL) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(1)(f), § 34‐60‐106(11)(a)(II) and § 34‐60‐106(14), C.R.S.   
 
 
Purpose:  A clarifying revision has been made to Rule 602.d. to indicate that previously 
plugged and abandoned wells are not considered “existing wells”.  
 
7 
 

 RULE 603 (STATEWIDE LOCATION REQUIREMENTS FOR OIL AND GAS FACILITIES, AND 
DRILLING, AND WELL SERVICING OPERATIONS) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(1)(f), § 34‐60‐106(11)(a)(II) and § 34‐60‐106(14), C.R.S.   
 
Purpose:  Substantial additions and revisions were made to Rule 603.  Under the 
Setback Rules, the statewide minimum setback to buildings, roads and major above ground 
utilities is changed from the greater of 150 feet or 1.5 times the height of the derrick, to 200 
feet.  This change eliminates confusing language in favor of a single, defined distance.  Setbacks 
from Building Units, i.e., structures intended for human occupancy, and Designated Outside 
Activity Areas are subject to Rule 604, which defines certain “Designated Zones,” and requires 
heightened mitigation measures be applied to Oil and Gas Facilities within the Designated  
Zones.  Conforming changes were made to existing Rules 603.b. though 603.e.(1)‐(17).         
 
RULE 604 (LOCATION REQUIREMENTS FOR OIL AND GAS FACILITIES, DRILLING AND WELL 
SERVICING OPERATIONS IN DESIGNATED ZONES)   
 
Basis:  Basis:  § 34‐60‐106(1)(f), § 34‐60‐106(11)(a)(II) and § 34‐60‐106(14), C.R.S.   
 
Purpose:  The primary substantive changes arising out of this rule making are reflected 
in Rule 604.a., which defines specific Designated Zones, and Rule 604.c., which defines various 
rights and obligations associated with each designation.  The Designated Zones include an 
“Exception Zone,” a “Buffer Zone,” a “High Occupancy Building Unit Zone,” and a “Designated 
Outside Activity Area Zone.”  Oil and Gas Facilities proposed to be located within one of these 
Zones are subject to heightened mitigation measures intended to eliminate, minimize, or 
mitigate impacts resulting from oil and gas development in Colorado, including odors, noise, 
dust, and lighting impacts, affecting Building Unit owners or occupants, as well as the general 
public.  The Commission determined heightened mitigation measures are necessary to protect 
the public welfare when new Oil and Gas Facilities are located within the Designated Zones. 
 
Mitigation measures include requiring noise, dust and light abatement, limiting pits to fresh 
water only, closed loop drilling, and berm and liner requirements.  Additionally, safety 
measures previously required for high density areas under existing Rule 603.e.(1)‐(17) have 
been relocated to Rule 604 and may now be required in all Designated Zones.  
 
The Commission may approve new Oil and Gas Locations within the Exception Zone pursuant to  
a Comprehensive Drilling Plan (CDP) under Rule 216.  The Commission determined CDPs offer 
substantial potential benefits related to planning for infrastructure and surface uses associated 
with multi‐well horizontal drilling programs, and for coordinating planning between local 
governments, and COGCC. 
 
RULE 605 (OIL AND GAS FACILITIES) 
 
8 
 

 Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  Amended Rule 605 was previously numbered Rule 604 and has been 
reorganized for easier readability   
 
800‐SERIES  
 
The following Rules were amended: 
 
RULE 802 (NOISE ABATEMENT) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  Minor modifications to Rule 802 were made to denote that the Director, and 
not the Commission, in consultation with the applicable LGD, if any, shall assess the type of land 
use surrounding the oil and gas location and shall assign the appropriate designation to reflect 
the applicable noise limitations.   
 
RULE 803 (LIGHTING) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  Lighting abatement requirements under Rule 803 were extended from 700 
feet to 1,000 feet in order to further reduce nuisance lighting affecting nearby public roads and 
Building Units. 
 
RULE 804 (VISUAL IMPACT MITIGATION) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  Minor editing has been made to modify Rule 804 deleting an obsolete 
regulatory deadline arising out of the Commission’s comprehensive 2008 rule making.  
 
RULE 805 (ODORS AND DUST) 
 
Basis:  § 34‐60‐106(11)(a)(II), C.R.S.  
 
Purpose:  Rule 805.b.(2) was changed to require statewide controls on fugitive 
emissions from production equipment and operations.  This requirement previously applied 
only to three Western Slope counties.  Additionally, the setback requirement was modified to 
meet the Designated Zone setbacks provided in Rule 604.a.  Minor modifications were made to 
Rule 805 to add clarity to the requirements.   
 
9 
 

 Rule 805.c., Fugitive Dust, was modified to include the control of silica dust during hydraulic 
fracturing operations.  

10