Mw Petroleum Corporation

En 1990, los ejecutivos (directivos), ingenieros y, consejeros financieros que trabajaban para la Corporación Amoco y para la Corporación Apache comenzaron una discusión seria sobre la venta a la Corporación Apache de MW Petroleum Corporation, una filial poseída en aquel entonces por la Empresa Amoco. Amoco había transferido a MW, algunos de sus propios activos que consideraba no eran estratégicos. El tamaño de Mw, la posición (ubicación), y operaciones eran todo muy atractivos para Apache, que había crecido casi el 30 % por año desde mediados de los años 1980, en gran parte por la adquisición. La transacción que estaba siendo negociada con Amoco sería para el Apache la transacción más grande hasta el momento. Esto era mas del doble del tamaño de las operaciones actuales en aquel entonces de Apache, así como sus reservas del aceite, petróleo y el gas natural.

Hacia finales de enero de 1991, los ejecutivos (directivos) de Apache y Consejeros estaban lo suficientemente familiarizados con las propiedades de Mw para comenzar a refinar las estimaciones de los resultados operativos y financieros a fin de estructurar una oferta formal. El director financiero de Apache, Sr. Wayne Murdy, Sabía que la financiación sería un desafío, considerando el tamaño de la transacción propuesta. De hecho, la disponibilidad de financiación externa, en particular la deuda bancaria, impuso algunos límites prácticos a ambos, sobre la cantidad y la forma en que Apache consideraría proponer una oferta a Amoco. Era esencial que apache evaluara cuidadosamente a Mw, tanto el conjunto y sus partes, y estudiara los posibles modelos de flujos de efectivo, de modo que algunas alternativas de financiación creativas pudieran ser desarrolladas.

Amoco Corporation

Amoco Corporation era una empresa integrada de petróleo y química con sede en Chicago, Illinois. . Con $ 28 mil millones de dólares en ingresos de operaciones y $ 1.9 mil millones de dólares en la ganancia neta en 1990, Amoco era la quinta compañía petrolera más grande en los estados unidos. Sus tres negocios primarios eran la exploración del aceite, de gas y la producción (Empresa de producción Amoco), refinando y comercializando (Compañía petrolera Amoco), y la producción química (Empresa química Amoco). Amoco había sido un activo comprador de propiedades de petróleo y gas, sobre todo de este último. Su compra de 1988 de petróleo del Domo de Canadá lo hizo el titular privado más grande de Norteamérica con la reserva privada de gas natural. y el segundo productor más grande del mundo de gas natural. En 1990, Amoco produjo 3,5 millones de pies cúbicos por día (BCFd) de gas natural y 782 mil barriles por día (MBD) de petróleo crudo y líquidos de gas natural.

Al 31 de diciembre de 1990, la empresa había estimado reservas demostradas y desarrolladas que sumaban 5.1 mil millones de barriles de petróleo sobre una base equivalente.
En los años de 1980, fueron una década difícil para la industria petrolera. Incluido Amoco. [Anexo 1 resume los datos financieros históricos para Amoco durante 1986-90]. De un máximo de más de $ 37 por barril en 1980. El precio del petróleo había descendido a poco más de $ 10/bbl en julio de 1986 en el mercado, y que sólo se había recuperado a un poco más de $ 18/bbl a finales de la década. Los bajos precios del barril de petróleo, deprimieron la rentabilidad de las compañías petroleras. la mayoría de los cuales respondieron con la reducción de los programas de reducción de costes y otras medidas destinadas a gastos generales. Muchas de las principales empresas también trataron de consolidar y racionalizar sus activos productivos, que a menudo significa la venta de propiedades marginales. Desde 1983, Amoco habían vendido más de $ 750 millones de pequeñas propiedades que, en su opinión, podría ser más económicamente explotados por empresas menores, con los índices más altos de empresas independientes.

En 1988, Amoco condujo una revisión extensa de su estructura de costes y rentabilidad.
El estudio concluyó que los costos directos de operación fueron bien controlados y que había ofrecido poca oportunidad para ahorros principales. Sin embargo, también demostró que en los Estados Unidos el 85% del margen bruto de la compañía fue proporcionado por sólo el 11% de su producción de 1150 campos de producción y que los campos restantes tenían un alto y desproporcionado nivel de gastos de reparación. Sobre la base de estas y otras conclusiones, Amoco inició una importante reestructuración para centrarse mejor en sus propiedades y más atractivas oportunidades. El primer paso fue la venta, de 1989, de más de 400 campos en "la cola" de la curva de margen, comprendiendo aproximadamente un tercio de la cartera de campo y el 12% de los arrendamientos. Estas propiedades se encuentran entre las menos rentables Amoco, contribuyendo sólo el 3% del margen directo.

Siguiente En enero de 1990, como parte de la reestructuración general de la producción de la empresa Amoco, la junta directiva de Amoco aprobó un plan para vender hasta $ 1.2 millones de dólares de adicional. Propiedades de la sección central de la curva de margen. Morgan Stanley fue contratado para asesorar y ayudar en este proceso, que comenzó con una revisión de las diferentes alternativas de venta. Estos incluyen la venta de las propiedades de los paquetes regionales, que forman una empresa conjunta, o la conservación de las propiedades hasta que se agotaran, pero sin hacer nuevas inversiones materiales. Entre estas alternativas, un cambio de acciones, fue juzgado con más probabilidades de producir el mayor valor de las propiedades. Sin embargo, después de un estudio más detenido se puso de manifiesto que, por diversas razones, un cambio de acciones podría tomar dos o más años para lograrse, lo que reduciría su atractivo, sobre todo porque el futuro de la receptividad del mercado es difícil de pronosticar. Por consiguiente, Amoco y Morgan Stanley decidieron montar las propiedades en una nueva entidad, de exploración y producción denominada MW Petroleum Corporation. . MW debía ser una Empresa totalmente operacional de aceite y de gas. En su creación, Amoco enfrentaria miles de operaciones de organización, de gestión, de dotación de personal, y otras cuestiones más allá del alcance de este caso. En última instancia, esta operación iba a ser tan grande que muchas empresas petroleras independientes de EE.UU. y licitadores no americanos, procuran establecer operaciones en los Estados Unidos.

Durante los últimos años 1990. MW mostró sus numeros a internacional de petróleo se refiere. Por diversas razones, todos estos se negaron a la oferta. Hacia el final del año, se también se acercaron a compradores americanos y examinó varias ofertas de los licitadores. Ninguna de estas ofertas era completamente satisfactoria, pese a todo. , sin embargo, Una gran compañía petrolera independiente estaba interesada en algunos, pero no en todos los activos de MW, pero ofreció un precio demasiado bajo; y un grupo de capital de empresa expresó el interés, pero Amoco dudó que esto pudiera obtener la financiación para su oferta. La expresión más prometedora de interés había venido del la Corporación Apache.

Corporación de Apache

La Corporación de Apache era una empresa de gas de petróleo independiente basada en Denver, Colorado y participó en la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas natural, principalmente en los Estados Unidos. Tuvo ingresos de 40 millones de dólares en 1990 y la capitalización de mercado de 850 millones de dólares. Las reservas aprobadas del apache sumaron 106.1 millones de barriles en una base del aceite equivalente y fueron concentradas en la región de costa de golfo, en las Montañas Rocosas, y en la Cuenca Anadarko de Oklahoma. La producción diaria en 1990 había sido 259.1 millones de pies cúbicos (MMCF) de gas y 9.2 mil barriles (el MB) del aceite. En estos niveles, en la base del aceite equivalente, la producción de gas del apache excedió su producción petrolífera hacia 4 a 1. Datos históricos financieros para apache son resumidos en el Objeto expuesto 2.

Apache tuvo bajo costote producción y se consideró un operador eficiente de pequeñas y medianas empresas (propiedades). Para explotar estas fuerzas, el presidente de apache Raymond Plank desarrolló una estrategia que él etiquetó "racionalizar y reconfigurar".la estrategia era la adquisición de pequeñas propiedades la cuelas Apache pudiera operar, controlar y hacer mas eficiente la producción. En los años 1980, la táctica del apache con frecuencia implicaba pedir préstamos significativos para financiar la compra de cartera de propiedades, lo mejor de cual sería conservado y manejado, mientras que el resto se vendió para ayudar a pagar la deuda. Un total de más de $ 1,4 mil millones en activos fueron adquiridos de esta forma en la década de 1980, con las dos compras más grandes que excedía cada una los $400 millones de dólares.

Las propiedades de MW tuvieron a varios compradores para Apache. En primer lugar, MW tenía una extensión que significaba el doble de las reservas de Apache y fue comprendido sobre todo de propiedades bien satisfechas a las capacidades de operaciones del apache. A si mismo, Amoco , en posesión de MW, los campos operados representaban casi el 80% de producción de MW. Esto se consideró un alto porcentaje de funcionamiento entre los productores de EE.UU. y por ende el Apache prometió oportunidades de economía de costes significativos (el 20 % restante de la producción del MW consistió en el interés a campos manejados por otras empresas).
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La Adición MW a su cartera también cambiaría la proporción de gas de petróleo del apache de 20-80 a aproximadamente 40-60. Tal cambio (movimiento) era deseable porque precios de gas habían sido sumamente volátiles recientemente: durante 1990 ellos se habían caído casi el 50 % de un de cuatro años alto al principio del año. a consiguiente inestabilidad en el flujo de ingresos de apache hizo el alto apalancamiento más peligroso y la estrategia de crecimiento conducida por adquisición de la empresa más difícil. . Finalmente, las propiedades del MW más lejos diversificarían apache geográficamente. Esto añadiría la remota estabilidad, realzaría (mejoraría) la empresa permanente entre independientes americanos, y podría conducir a otras futuras oportunidades de adquisición.

Mw Corporación De petróleo

Mw había sido instalado como una filial libre, totalmente poseída de Amoco, con sus propias reservas, equipo directivo, y con la propiedad llena de o el acceso a datos extensos geológicos y de la ingeniería de estudios realizados o adquiridos por Amoco en campos MW. La propiedad de Mw incluía el trabajo de más de 9500 pozos en más de 300 campos de producción situados sobre casi 350,000 acres netos en la costa del golfo, Montaña de Rocky, y Mediados de regiones Continentes y en la Cuenca Permian de Texas y Nuevo México. La empresa demostró, probables y posibles reservas, según las estimaciones independientes de consultores en ingeniería del petróleo, un total de 264 millones de barriles equivalentes de petróleo sobre una base. . De esto, aproximadamente el 60 % era el gas del aceite y del 40 %. El cuadro A presenta un desglose más de MW de la reserva de acuerdo a su ingeniería de desarrollo, y estado de la producción.

Sr. Plank estaba interesado en MW, ya que la mayoría de sus propiedades se ajustan bien con Apache Desafortunadamente, Mw era simplemente demasiado grande para el Apache a la financiación respectiva. Por consiguiente, el apache tuvo la intención de excluir de su oferta un grupo de propiedades localizadas en Michigan y Golfo de México que se ajustaban menos con su propia cartera.
Amoco, para su parte, indicó que esto entretendría tal oferta y, si esto pareciera la promesa, Aun de noche estaría dispuesto a ayudar a la financiación.
Reservas demostradas desarrolladas.

Mw había demostrado reservas desarrolladas asociadas tanto con pozos que producían como con los que no producían. Ellos incluyeron la producción proyectada tanto del actual funcionamiento de wellbores como de los otros que requirieron de gastos totalmente operacionales. . El apache estuvo interesado en 121.4 MMBOE de las reservas demostradas desarrolladas del MW, o aproximadamente el 80 % del total. . Más de la mitad de las reservas de Apache se proponía excluir la de gas. La producción anual de petróleo y gas de los pozos que se pueden adquirir disminuiría con el tiempo ya que las reservas se agotaron. Aunque la producción podría ser más lenta para ampliar la vida de las reservas, esta práctica de "cierre en" reservas fue poco frecuente en los Estados Unidos. Esperaron que la producción petrolífera se cayera de 45.3 a 6.2 MMCF durante los quince años a partir de 1991 hasta 2005, A finales de 2005, sólo alrededor del 14% de las reservas de gas permanecerían. Cuadro 3 presenta las proyecciones para la producción de reservas desarrollado junto con los flujos de efectivo asociados, con exclusión de los campos antedichos en Michigan y Golfo de México.

Reservas demostradas sin explotar.

Mw había otras reservas que se señalado, pero no desarrollado. El desarrollo de estas reservas requeriría pozos adicionales adyacentes a los pozos existentes, completando de nuevo existiendo wellbores, o, en algunos casos, utilizando técnicas de recuperación supuesta “secundaria" "y terciarias". El más común de ellas fue waterflooding, en el que la producción de un campo es inyectar con el agua en sitios seleccionados para aumentar la presión en el campo y pulse más de petróleo y gas fuera de la tierra. Las propiedades de Apache en el que estaba interesado comprendían alrededor del 75% de las reservas demostradas sin explotar del MW, incluyendo más del 80 % de las reservas disponibles del aceite. Con lo que estas reservas en la producción requerirían gastos estimados para el desarrollo de alrededor de $ 35 millones a lo largo de dos años, y sólo después de un mínimo gasto de capital. Una vez que estas reservas fueron desarrolladas, aproximadamente el 70 % del aceite y el 90 % del gas podría ser extraído durante los quince primeros años de producción. . En la mayor parte de campos, MW podría dejar estas reservas sin explotar conservando el derecho de desarrollarlos más tarde, ¿Cuánto tiempo podría esperar, sin perder sus derechos de propiedad variado a la propiedad, en función de los términos del contrato de arrendamiento, sobre acuerdos de participación con otras empresas, y en el nivel de producción de otros pozos en la propiedad?. En prácticamente todos los casos, Mw podrían esperar 5-7 años sin poner en peligro sus derechos. . El objeto expuesto 4 muestra la producción y las proyecciones de flujo de caja para explotar demostraron reservas sin explotar, excluyendo, otra vez, aquellas reservas en Michigan y Golfo de México.

Reservas probables

Los datos Geológicos y de la ingeniería mostraron algunas reservas para ser potencialmente recuperables, pero una carencia de datos completos o alguna incertidumbre irresuelta hicieron que ellos fueran clasificados como probables en lugar de reservas demostradas. Por lo tanto, la producción y el flujo de caja las previsiones para las reservas probables a menudo tenía que ser "riesgo ponderado" sobre la base de datos disponibles y la experiencia histórica en campos comparables, para llegar a una estimación que refleje su valor esperado, los importes efectivamente recaudados podrían ser mayores o menores, dependiendo de la geología y la naturaleza y el alcance de las operaciones de recuperación realizadas. Para las propiedades en MW, Amoco y apache cada hecho sus propias estimaciones independientes. Anexo 5 se presenta la producción y proyecciones de flujos de efectivo MW de reservas probables excluyendo Michigan y el Golfo de México. . La explotación de reservas probables requeriría gastos significativos, excediendo 40 millones de dólares en los cinco primeros años, de más de ingeniería para probar las reservas y, la continuación, para su posterior desarrollo y producción, principalmente mediante las técnicas de recuperación secundaria. Al igual que con las reservas subdesarrolladas, la ingeniería y los gastos de desarrollo podría aplazarse, en la opción MW, durante al menos 5-7 años.

Reservas posibles

Las Posibles reservas especuladas por los datos geológicos y de ingeniería sugería la presencia de cantidades significativas de petróleo o de gas, pero demostrando, el desarrollo de los mismos, la recuperación, se considera bastante arriesgado.
En consecuencia, estos también tenían que ser ponderadas por riesgo a fin de llegar a la producción y previsiones de explotación.
. El objeto expuesto 6 muestra que los gastos estimados en más de 100 millones de dólares dentro de los cinco primeros años serían necesarios para recuperarse estas reservas, por lo que Mw debía decidir si perseguirlos.
Los gastos esperados (previstos) eran altos porque las técnicas de recuperación avanzadas, tanto secundarias como terciarias, requerirían desarrollarse para obtener los productos finales en las posibles reservas.

Otras oportunidades

Además de las reservas existentes, existian otras oportunidades para crear valor a partir de las propiedades existentes en MW. Tal vez la más obvia, si no el más fácil, es una exploración más profunda. A través de MW, Apache poseria o tendria acceso a la sofisticada técnica de los datos recogidos por Amoco. Estos datos y la remota exploración del área en MW podrían conducir al descubrimiento de nuevas reservas. Todos los partidos (las partes) estuvieron de acuerdo, sin embargo, que la posibilidad de nuevo descubrimiento principal en estas áreas geográficas era remota y el valor de las oportunidades de exploración era probablemente aproximadamente 25 millones de dólares. No esperaron que esta figura (número) fuera una parte polémica de las negociaciones.

El resto de oportunidades no implicaba el aumento de las reservas, sino encontrar la manera de optimizar la producción. Procesos como recompletion, plugbakc, que estaban en función, y la reparación podría ser utilizado en algunos pozos existentes para reducir los costos, ampliar así la vida, o aumentar la tasa de producción. Del mismo modo, el calendario y la hábil aplicación de métodos secundarios y terciarios podría incluso mejorar la producción de los pozos en buen estado. Tales oportunidades tuvieron que ser reconocidas y explotadas por el operador en el campo como ellos sugirieron. . Sus efectos de flujo de caja netos eran positivos, pero por lo general no grandes para alguno bien, y aparte eran difíciles de estimar. No se incluyen en las proyecciones que se muestran en los Anexos 3-6. Más en general, Apache creia que sería posible reducir los costos, tanto directos como indirectos, de las propiedades de funcionamiento en MW.

MW total flujos de efectivo

La producción y estimaciones de flujos de efectivo se presentan en exposición 3-6 para cada uno de los diferentes tipos de reservas se agregan por año de exposición de 7 a producir una imagen posible de los diferentes tipos de reservas se agregan por año de exposición de 7 a producir una imagen posible de toda la empresa, en concreto el precio de compra, los precios de la energía, la inversión, y las hipótesis de funcionamiento. En particular, en el objeto 3-7 se excluyen las propiedades en Michigan y Golfo de México. Fueron estas propiedades que se incluirán en el momento de la compra de Apache de MW, que casi seguro venderían tan pronto como fuera posible. Los ingresos proyectados estaban basados en las previsiones de precios del aceite y de gas, que a su vez se basan en las opiniones ofrecidas por el economista de Morgan Stanley (Amoco y el apache cada uno también preparó previsiones privadas, para el uso interno) A finales de 1990, la mayor parte de analistas predijeron gradualmente precios crecientes tanto para el aceite como para el gas durante los próximos quince años; diferían principalmente durante la crisis del Golfo Pérsico, a corto plazo y sus predicciones específicas para la tarifa a largo plazo por el aumento de precios en el petróleo.

Las estimaciones de gastos de explotación y gastos generales en los Objetos expuestos 3-7 también fueron desarrolladas por ingenieros independientes y por Amoco y Morgan Stanley, respectivamente, no el Apache. Que se basaban, en primer lugar, el costo histórico, y en el segundo, el ahorro efectivo generales. Amoco en realidad esperó realizar(comprender) si MW era vendido. . La experiencia del apache podría ser mejor o peor, dependiendo(según) como de manera eficiente las propiedades fueron manejadas. La depreciación, el agotamiento, y estimaciones de amortización fueron condescendidos por el casewriter. basado en el productor de listas(programas) por Amoco y Morgan Stanley para el MW el ofrecimiento del memorándum. Estos dependieron del precio de compra total, la asignación del precio de compra sobre las reservas diferentes, y en la naturaleza y el engranaje de distribución de gastos de capital. Por último, exhibición 7 asume todas las oportunidades que se explotan sin demora, el gasto de capital para poco resultado, probable, posible y la reserva comienza en 1991 y posteriormente el producto tal y como se muestra en el Anexo 3-6. Si todos o algunos de esos gastos fueron aplazados, los correspondientes flujos de efectivo de explotación también se retrasarían.

Riesgo

La exploración del aceite y de gas y la producción en los Estados Unidos habían sido un negocio volátil durante los veinte años precedentes La causa principal era la volatilidad en precios de la energía, que habían sido pronunciados desde principios de los años 1970. Los precios de petróleo en particular durante mucho tiempo habían sido bajo la influencia de acontecimientos globales políticos y económicos además de condiciones de oferta y demanda locales. . La fuerte caída de los precios del petróleo en 1986 fue seguida por un período de volatilidad, aunque generalmente los precios crecientes, alzaba por un punto ascendente asociado con la invasión de Kuwait por Irak en agosto de 1990. Hacia enero de 1991, la guerra había estallado en la región de Golfo Pérsico. Sin embargo, otros países de producción petrolífera, principalmente Arabia Saudí, habían aumentado la producción para compensar interrupciones en el suministro y la mayor parte del mundo fue unido en la oposición con Irak de Kuwait. Como resultado de ello, a finales de año 1990 los precios del petróleo habían caído desde sus máximos septiembre. Sin embargo, los Precios eran volátiles a principios de 1991 y muchos analistas esperaron que ellos permanecieran así. La desviación típica anualizada de los cambios en los precios del petróleo, calculado sobre la base de las fluctuaciones de los precios semanales, era un poco más del 50 % por año al final de enero de 1991. Durante 1989 y la primera mitad de 1990, esta desviación anual estándar era por lo general entre el 20 % y el 30 %, pero esto se había elevado regularmente desde el principio de la crisis de Golfo Pérsico. Exposición 8 muestra los datos históricos sobre los precios del petróleo y la desviación estándar de los cambios del precio del petróleo estimado a partir de datos históricos sobre precios semanales.
Precios de gas habían disminuido gradualmente de sus altos niveles relativos en 1984, pero se hicieron mucho más volátiles con el transcurso del tiempo. Durante la mayor parte de 1988 y 1989, la desviación estándar de los cambios en los precios del gas cambios saltó hacia arriba a una desviación típica anualizada de alrededor de un 40% por año, casi dos veces mayor que los cambios en los precios del petróleo. Exposición 8 muestra los datos históricos sobre los precios del gas y la desviación estándar de los cambios en los precios del gas.

Además de la volatilidad de los precios, naturalmente, el Apache se enfrentaría a la incertidumbre sobre las cantidades de petróleo y gas que se produce a partir de los campos de MW y los gastos de producción. Algunos riesgos geológicos derivados de la respuesta y sobre la base de consultores de ingeniería sísmica y otros datos geológicos, la producción de Amoco, su experiencia hasta ese momento, y otros factores determinaron la eficacia de las técnicas de recuperación específicas. Los ingenieros del apache y consejeros también evaluaban operaciones de producción y reservas. . Además de la comprobación de las estimaciones independientes de la reserva, ellos buscaban oportunidades de economía de costes. La capacidad para gestionar en función de los costos directos y gastos generales, sería un importante factor determinante de la rentabilidad de MW.

Estructuración de una oferta

Para aprovechar las ventajas de lo que ellos consideran como una atractiva oportunidad de crecimiento, los ejecutivos del Apache y asesores tenían que diseñar la transacción y había que satisfacer el deseo de Amoco de vender a MW a buen precio, esto sería rentable para la deuda de Apache 's, y el actual entorno de préstamo .

En 1991, el importe máximo de préstamo-valor permitido por los bancos de crédito contra activos de petróleo y gas era típicamente 50% del valor de las reservas. Además, el proceso de aprobación de crédito requirió el análisis del peor escenario del caso, y los términos (las condiciones) de préstamo serían puestos para proteger al prestamista tanto como fuera posible como en el peor de los casos. El préstamo de dinero en 1991 era muy estricto que la que sugerían a las restricciones prescritas, porque los bancos americanos estaban bajo la presión de reguladores para mejorar la igualdad de sus carteras de préstamo después de pérdidas sobre algunas transacciones de los años 1980.