La linealización de Hubbert.

 La linealización de Hubbert es un método para calcular la cantidad total extraída de un recurso no renovable. Mediante esta técnica, se convierte una curva de producción (en forma de campana simétrica) en una línea recta. La proyección de esta línea sobre el eje de las X nos proporciona el valor total de las reservas finales.

Para graficar la línea en un plano sobre dos ejes, se utilizan dos datos.

En el eje X se coloca la cantidad acumulada desde el principio de la extracción.

En el eje Y ponemos la tasa de producción anual dividida por la cantidad acumulada.

Si linealizamos estos datos (trazamos una línea uniendo cada dato), obtenemos el recurso final (URR) al intersectar (la RAE solo admite intersecar, pero me gusta más intersectar, permítanme la licencia) la progresión en el eje de las X.

  

Con esta explicación ya podemos analizar como se calculan los modelos de producción futura en el caso del petróleo, por ejemplo.

El último caso publicado (Laherrere) fue la curva prevista de producción para el petróleo USA.

Primero vamos a ver el caso de la producción LTO (shale oil).

Pueden ver dos curvas. La línea azul forma una curva de campana, compuesta por una línea azul hasta Enero 2026 y una línea azul de puntos, donde se representa la esperada producción futura. La otra curva se compone de una línea marrón-naranja, con la cantidad de petróleo LTO extraída hasta Enero 2026 y una línea de puntos marrón, con la cantidad total de petróleo que se espera extraer en el futuro. El total alcanza los 68.000 millones de barriles.    

¿Cómo se obtiene esa cantidad de 68.000 millones?

Aquí entra en juego la linealización de Hubbert.

Puesto que la producción LTO ha ido variando, la cantidad final acumulada va variando, hasta que se estabiliza la producción. En este gráfico, el cálculo de 68.000 millones se obtiene al prolongar la línea producida por el periodo 2021-2025. Por supuesto es una cifra aproximada, puesto que cualquier variación de la producción puede cambiar la cifra final. Es preciso eliminar del cálculo, el año 2020 que distorsiona completamente el gráfico.

Una vez, concluida la estimación, volvemos a la primera curva y trazamos una curva que contenga la cantidad final acumulada de 68.000 millones de barriles, lo que nos da esa línea de puntos azul. El área bajo la curva formada por la línea azul de producción hasta Enero de 2026 y la línea de puntos azul entre Enero de 2026 y el año 2050, corresponde a los 68.000 millones de barriles. Puras matemáticas.

Ahora podemos entender algunas cosas.

Por ejemplo, en este informe de G&R de 2018, nos ponen el ejemplo de la linealización aplicado a la producción convencional del petróleo USA y luego de Ghawar en Arabia.

En principio, el cálculo obtenido le proporcionó una estimación de 200.000 millones de barriles, pero por supuesto, los nuevos descubrimientos añaden más reservas al cálculo inicial. Y cuando se desarrollan esos nuevos descubrimientos, la producción aumenta, generando una nueva línea que termina sumando las nuevas reservas en la intersección con el eje X. Por ejemplo, los descubrimientos de Alaska y el Golfo de México, deben añadirse al cálculo inicial.

En nuestro caso, la nueva curva de producción USA, sumando el shale oil, producción convencional más Alaska y Golfo de México, obtenemos este gráfico en el trabajo de Laherrere.

La nueva estimación sumando todas las partes, coloca la cantidad acumulada final en 340.000 millones de barriles. 

Y el gráfico correspondiente, desglosando en curvas cada parte es este.

La línea verde (continua y discontinua) es la suma de todas las partes (línea verde clara es la producción convencional, LTO marrón, Golfo de México azul y Alaska morado). 

Ya podemos ver que si hubiera nuevos descubrimientos, la producción aumentaría y la cantidad de reservas final recuperable, aumentaría también. 

Pero, puesto que los descubrimientos son casi despreciables en la última década (solo el 10% de reposición), cada vez se puede afirmar con más exactitud la previsible tendencia de la producción mundial.

Volviendo al informe de G&R, nos encontramos con el caso de Ghawar.

Puesto que no se ha descubierto más en la zona, la linealización nos proporciona una estimación aproximada de 100.000 millones de barriles.

En el informe de G&R de 2018, no se tenía buena información de la producción de Ghawar.

 Ahora sabemos que el pico de producción alcanzó los 5,5-5,8 millones y la estimación final de la producción actual está en torno a 3 millones de b/d, validando el modelo.

Si la URR (recuperación final) es de alrededor de 100.000 millones y en 2018 se habían producido unos 75.000 millones de barriles, ahora quedarán en torno a 16.000 millones de barriles, que es una cantidad impresionante, pero mucho menor que el total de reservas (agotamiento del 84%).

En Oriente Medio se cuida mucho la comunicación de reservas pendientes. Pero como dicen G&R, siempre se ha sospechado que Ghawar suponía la mitad de las reservas de Arabia Saudí. En 1980 antes de la revalorización automática de toda la Opep, las reservas oficiales de Arabia eran 170.000 millones, lo que justifica la estimación de que Ghawar contenía la mitad de las reservas de Arabia.

Si Ghawar solo tiene 16.000 millones, la cifra oficial de 267.000 millones de barriles de petróleo como reservas totales de Arabia, parece notablemente exagerada.

Lo mismo podemos decir del resto de países de la Opep, que también añadieron enormes reservas en los años 80, sin mediar ningún descubrimiento. 

Por mi parte tengo alguna queja sobre el método de la linealización. Desde los años 90, se utiliza sistemáticamente la perforación de relleno para maximizar la producción. Si la linealización se apoya en una observación natural de las curvas simétricas de producción, la perforación de relleno ha cambiado esas curvas, porque la producción se mantiene en una meseta artificial, aumentando la producción natural y desvirtuando el cálculo de las reservas finales. El resultado al aplicar la linealización  a la curva distorsionada, es una sobreestimación de las reservas finales

El gráfico obtenido con la perforación de relleno es más como este de abajo. 

La curva simétrica se ve distorsionada por la perforación de relleno, incrementando la producción y deformando la curva como se ve en el gráfico. Como el área bajo la curva debe ser la misma, la producción futura experimentará una caída mucho más rápida de lo esperado. 

    

Un ejemplo perfecto para demostrar este efecto es la comunicación de hoy de la producción del campo Sverdrup en Noruega.

https://worldoil.com/news/2026/2/4/equinor-forecasts-10-20-production-decline-at-johan-sverdrup-field-in-2026/

Equinor pronostica una disminución de la producción del 10% al 20% en el campo Johan Sverdrup en 2026

  La producción disminuirá entre un 10% y un 20%, según declaró el director ejecutivo, Anders Opedal, en una rueda de prensa el miércoles. Las exportaciones del yacimiento promediaron 712.000 bpd el año pasado, según los programas de carga recopilados por Bloomberg. 

 Equinor ha logrado mantener elevada la producción de Sverdrup durante un período más largo del previsto, dijo Opedal, y agregó que ahora está trabajando para optimizar la producción con nuevos pozos y otros métodos. 

“Hemos logrado posponer la caída durante mucho tiempo”, dijo el ejecutivo. “Este año anticipamos una caída de más del 10%, pero muy por debajo del 20%”.

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Como se puede ver, han prolongado la meseta de producción todo el tiempo posible, pero en cuanto la presión cede, la producción se derrumba. Lo mismo ocurrirá en los grandes megayacimientos de Oriente Medio, con décadas de perforación de relleno.

Nadie sabe con exactitud cuando ocurrirá este desplome, pero con el grado de agotamiento que llevan acumulado, la década de 2030 2040 es la opción más probable y por ello, una producción esperada realista es este gráfico que se muestra en mi hoja de ruta.

No importa si el descenso abrupto comienza en 2027, como señala el gráfico, sino la forma de la curva esperada. Puesto que no hay nuevos descubrimientos, el pico puede variar unos años en función de las reservas restantes y de los métodos secundarios y terciarios de recuperación, pero la caída casi vertical es muy, muy probable.

La fuente de reservas pendientes corresponde a las aportadas por Rystad Energy o por el análisis independiente de John Peach.