Cypress Energy Partners LP
Annual Report 2015

Plain-text annual report

Table Of Contents (MARK ONE) UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 Form 10-K ☒ ☐ ANNUAL REPORT     PURSUANT     TO     SECTION     13     OR     15(d)     OF     THE     SECURITIES     EXCHANGE     ACT     OF      1 934 For the fiscal year ended December 31, 2015 TRANSITION     REPORT     PURSUANT     TO     SECTION     13     OR     15(d)     OF     THE     SECURITIES     EXCHANGE     ACT     OF     1934 FOR THE TRANSITION PERIOD FROM________   TO_______ Commission File No. 001-36260 CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware (State or other jurisdiction of incorporation or organization) 61-1721523 (I.R.S. Employer Identification No.) 5727 South Lewis Avenue, Suite 300 Tulsa, Oklahoma (Address of principal executive offices) 74105 (Zip Code) (Registrant’s telephone number, including area code):  (918)   748-3900 Securities Registered Pursuant to Section 12(b) of the Act: Common Units Representing Limited Partner Interests (Title of each class) New York Stock Exchange (Name of each exchange on which registered) Securities Registered Pursuant to Section 12(g) of the Act:  NONE Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act.    Yes ☐     No ☒ Indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act.    Yes ☐     No ☒ Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.    Yes ☒     No ☐ Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically and posted on its corporate Web site, if any, every Interactive Data File required to be submitted and posted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit and post such files).    Yes ☒       No ☐ 1                                                                 Table Of Contents Indicate by check mark if disclosure of delinquent filers pursuant to Item 405 of Regulation S-K is not contained herein, and will not be contained, to the best of the registrant’s knowledge, in definitive proxy or information statements incorporated by reference in Part III of this Annual Report on Form 10-K or any amendment to this Annual Report on Form 10-K.    ☐ Indicate  by  check  mark  whether  the  registrant  is  a  large  accelerated  filer,  an  accelerated  filer,  a  non-accelerated  filer,  or  a  smaller  reporting  company.  See  the definitions of “large accelerated filer,” “accelerated filer” and “smaller reporting company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. (Check one): Large accelerated filer ☐ Accelerated filer ☐ Non-accelerated filer ☒ Smaller  reporting company   ☐ Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act).    Yes ☐     No ☒ (Do not check if a smaller reporting company) The aggregate market value of the registrant’s Common Units Representing Limited Partner Interests held by non-affiliates computed by reference to the price at which the limited partner units were last sold as of June 30, 2015 was $69,085,578. As of March 23, 2016, the registrant had 5,923,975 common units and 5,913,000 subordinated units outstanding. DOCUMENTS   INCORPORATED   BY   REFERENCE:     N O N E 2                                 Table Of Contents Table of Contents PART I Item 1. Item 1A. Item 1B. Item 2. Item 3. Item 4. PART II Item 5. Item 6. Item 7. Item 7A. Item 8. Item 9. Item 9A. Item 9B. PART III Item 10. Item 11. Item 12. Item 13. Item 14. PART IV Item 15. Business Risk Factors Unresolved Staff Comments Properties Legal Proceedings Mine Safety Disclosures Market for Our Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities Selected Financial Data Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk Financial Statements and Supplementary Data Changes in and Disagreements With Accountants on Accounting and Financial Disclosure Controls and Procedures Other Information Directors, Executive Officers and Corporate Governance Executive Compensation Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters Certain Relationships, Related Transactions and Director Independence Principal Accounting Fees and Services Exhibits and Financial Statement Schedules Signatures 3 Page 6  17 44 44 45 45 45 48 52 71 72 114 114 115 115 120 124 125 132 133 135                                                   Table Of Contents GLOSSARY OF TERMS The following includes a description of the meanings of some of the terms used in this Annual Report on Form 10-K. “Dig   site ” The location where pipeline maintenance occurs by excavating the ground above the pipeline. “ Flowback water ” The fluid that returns to the surface during and for the weeks following the hydraulic fracturing process. “ Gun barrel ” A settling tank used for treating oil where oil and brine are separated only by gravity segregation forces. “ Hydraulic fracturing ” The  process  of  pumping  fluids,  mixed  with  granular  proppant,  into  a  geological  formation  at  pressures  sufficient  to  create fractures in the hydrocarbon-bearing rock. “ In-line inspection ” An inspection technique used to assess the integrity of natural gas transmission pipelines from inside of the pipe. “IPO” Our initial public offering of common units representing limited partner interests in us. “ Injection intervals ” The part of the injection zone in which the well is screened or in which the waste is otherwise directly emplaced. “ NGLs ” Natural  gas liquids. The combination  of ethane, propane, butane, isobutene and natural  gasolines that, when removed from natural gas, become liquid under various levels of higher pressure and lower temperature. “ OPEC ” The Organization of Petroleum Exporting Countries. “ Pig tracking ” The locating, mapping and monitoring of the in-line inspection pig. “ Produced water ” Naturally occurring water found in hydrocarbon-bearing formations that flows to the surface along with oil and natural gas. “ Proppant ” Sized particles mixed with fracturing fluid to hold fractures open after a hydraulic fracturing treatment. “ Residual oil ” Oil separated and recovered during the saltwater treatment process. “ Separation tank ” A cylindrical or spherical vessel used to separate oil, gas and water from the total fluid stream produced by a well. “ Settling tank ” A non-circulating storage tank where gravitational segregation forces separate liquids from solids. “ Staking ” “ SWD ” The process of marking the location where pipeline maintenance will occur. Salt water disposal. 4                                                                           Table Of Contents Unless the context otherwise requires, references in this Annual Report on Form 10-K to “Cypress Energy Partners, L.P.,” “our partnership,” “we,” “our,” “us,” or like terms, refer to Cypress Energy Partners, L.P. and its subsidiaries. NAMES OF ENTITIES References to: ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  ●  “ Brown ” refers to Brown Integrity, LLC, a 51% owned subsidiary of CEP LLC acquired May 1, 2015; “ CEM LLC ” refers to Cypress Energy Management, LLC, a wholly owned subsidiary of the General Partner; “ CEM TIR ” refers to Cypress Energy Management - TIR, LLC, a wholly owned subsidiary of CEM LLC; “ CEM-BO ” refers to Cypress Energy Management – Bakken Operations, LLC, a wholly owned subsidiary of CEM LLC; “ CEP LLC ” refers to Cypress Energy Partners, LLC, which became our wholly owned subsidiary at the closing of our initial public offering (“IPO”); “ CEP-TIR ” refers to Cypress Energy Partners – TIR, LLC, an indirect subsidiary of Holdings, and an owner of 673,400 common units representing 11.4% of our outstanding common units, 673,400 subordinated units representing 11.4% of our subordinated units and an owner of a 36.2% interest in the TIR Entities prior to the sale of its interests to the Partnership effective February 1, 2015; “ CES LLC ” refers to Cypress Energy Services, LLC, a wholly owned subsidiary as of June 1, 2015 that performs management services for our salt water disposal (“SWD”) facilities, as well as third party facilities.  SBG Energy Services, LLC (“SBG Energy”) owned 49% of CES LLC prior to the Partnership’s June 1, 2015 acquisition of this ownership interest; “  CF Inspection ”  refers  to  CF  Inspection  Management,  LLC,  owned  49%  by  TIR-PUC  and  consolidated  under  generally  accepted  accounting principles by TIR-PUC. CF Inspection is 51% owned, managed and controlled by Cynthia A. Field, an affiliate of Holdings; “ General Partner ” refers to Cypress Energy Partners GP, LLC, a subsidiary of Holdings II; “ Holdings ” refers to Cypress Energy Holdings, LLC, the owner of Holdings II; “ Holdings II ” refers to Cypress Energy Holdings II, LLC, the owner of 671,250 common units representing 11.3% of our outstanding common units and 4,939,299 subordinated units representing 83.5% of our subordinated units; “ IS ” refers to our Integrity Services business segment; “ Partnership ” refers to the registrant, Cypress Energy Partners, L.P.; “PIS” refers to our Pipeline Inspection Services business segment; “ TIR Entities ” refer collectively to TIR LLC and its subsidiary; TIR Holdings and its subsidiaries and TIR-NDE, all of which were 50.1% owned by CEP LLC from our IPO until February 1, 2015, at which time CEP LLC acquired the remaining interests from affiliates of Holdings and now owns 100%; “ TIR Holdings ” refers to Tulsa Inspection Resources Holdings, LLC; “ TIR LLC ” refers to Tulsa Inspection Resources, LLC; “ TIR-Canada ” refers to Tulsa Inspection Resources – Canada ULC, a Canadian subsidiary of TIR Holdings; “ TIR-Foley ” refers to Foley Inspection Services ULC, a Canadian subsidiary of TIR Holdings; “ TIR-NDE ” refers to Tulsa Inspection Resources – Nondestructive Examination, LLC; “ TIR-PUC ” refers to Tulsa Inspection Resources – PUC, LLC, a subsidiary of TIR LLC that has elected to be treated as a corporation for U.S. federal income tax purposes; and ●  “W&ES” refers to our Water and Environmental Services business segment. 5                                                                                                         Table Of Contents CAUTIONARY REMARKS REGARDING FORWARD LOOKING STATEMENTS The information discussed in this Annual Report on Form 10-K includes “forward-looking statements.” These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “may,” “expect,” “estimate,” “project,” “plan,” “believe,” “intend,” “achievable,” “anticipate,” “continue,” “potential,” “should,” “could,” and similar terms and phrases.  Although we believe that the expectations reflected in these forward-looking statements are reasonable, they do involve certain assumptions, risks and uncertainties  and we can give no assurance that such expectations or assumptions will be achieved.  Important factors that could cause actual results to differ materially from those in the forward-looking statements are described under “ Item 1A - Risk Factors ” and “ Item 7 - Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations ” in this Annual Report.  All forward-looking statements attributable to us or persons acting on our behalf are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements in this paragraph and elsewhere in this Annual Report on Form 10-K and speak only as of the date of this Annual Report on Form 10-K.  Other than as required under the securities laws, we do not assume a duty to update these forward- looking statements, whether as a result of new information, subsequent events or circumstances, changes in expectations or otherwise. PART I ITEM 1. BUSINESS Overview The Partnership is a Delaware limited partnership formed on September 19, 2013 to become a diversified Partnership serving energy companies throughout North America.  We currently provide independent pipeline inspection and integrity services to producers and pipeline companies and water and environmental services with SWD facilities to U.S. onshore oil and natural gas producers and trucking companies.  On January 21, 2014, we completed the IPO of our limited partner common units.  As part of the transaction, affiliates of Holdings, conveyed an aggregate 50.1% interest in the TIR Entities in exchange for an aggregate 15.7% ownership in the Partnership.  Affiliates of Holdings held the remaining 49.9% interest in the TIR Entities that was acquired by the Partnership effective February 1, 2015.  As a result, the Partnership now owns 100% of the TIR Entities. Our  business  is  currently  organized  into  three  reportable  segments:    (1)  Pipeline  Inspection  Services  (“PIS”),  (2)  Integrity  Services  (“IS”)  and  (3)  Water  and Environmental  Services  (“W&ES”).    We  also  have  a  number  of  other  lines  of  business  in  our  IRS  private  letter  ruling  (“PLR”)  that  would  allow  us  to  further diversify our business activities and lines of business serving the energy industry.  Through  the  PIS  segment,  we  provide  independent  inspection  services  to  various  energy,  public  utility  and  pipeline  companies  in  both  the  United  States  and Canada.  Inspectors in this segment perform a variety of inspection services on midstream pipelines, midstream assets and infrastructure, gathering systems and distribution systems, including data gathering and supervision of third-party construction, inspection, and maintenance and repair projects.  Results in this segment are driven primarily by the number and type of inspectors performing services for our customers and the fees they charge for those services, which depend on the nature and duration of the project. PIS is mainly comprised of the historical operations of the TIR Entities.  The  IS  segment  primarily  provides  hydrostatic  testing  services  to  major  natural  gas  and  petroleum  companies  and  pipeline  construction  companies  of  newly constructed and existing natural gas and petroleum pipelines. Field personnel in this segment perform various integrity services on newly constructed and existing oil and natural gas pipelines. Results in this segment are driven primarily by the number and skill level of field personnel performing the integrity services, size and length of the pipelines inspected, the complexity of services provided, the utilization of our equipment and the nature and duration of the projects, typically based on fixed bid agreements with customers. The IS segment is mainly comprised of the historical operations of Brown. W&ES provides SWD services to oil and natural gas producers and trucking companies and consists of the operations of CEP LLC, which owns and operates eight commercial SWD facilities in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota and two in the Permian Basin in Texas.  We generate revenue by treating produced water and flowback water and injecting the water into our SWD facilities.  Results are driven primarily by the volume of water injected into our SWD facilities and the fees charged related to these services.  These fees are charged on a per barrel basis and vary based on the quantity and type of saltwater disposed, competitive dynamics and operating costs.  Our SWD facilities currently utilize specialized equipment, full-time attendants, and remote monitoring to minimize downtime and increase efficiency for peak utilization and are located in close proximity to existing producing wells and expected future drilling sites, making  our  SWD  facilities  economically  attractive  to  our  current  and  future  customers.    These  facilities  also  contain  oil  skimming  processes  that  remove  any remaining  oil  from  flowback  and  produced  water  that  has  been delivered  to  the  sites.   We  then generate  revenue  by selling  the  residual  oil  recovered  from  the water  treatment  process.   In  addition  to  the  ten  SWD facilities  owned by CEP LLC, our  consolidated  subsidiary,  CES LLC, provides  management  and  staffing services  for  an  additional  SWD facility  in  the  Bakken  Shale region,  pursuant  to  a  management  agreement.   CES LLC also  owns a  25% member  interest  in  the managed well.   The W&ES segment is directly tied to oil and gas activity and is impacted by lower commodity prices and newly completed oil and gas wells. 6                           Table Of Contents Our Relationship with Cypress Energy Holdings, LLC All of the equity interests in our general partner are owned by Holdings, which is owned by Charles C. Stephenson, Jr., various family trusts, a company controlled by our Chairman, Chief Executive Officer and President, Peter C. Boylan III and Henry Cornell.  Holdings’ owners bring substantial industry relationships and specialized, value-creation capabilities that we believe will continue to benefit us.  Mr. Stephenson has over 50 years of experience as a leader in the oil and natural gas industry.  He was the founder, Chairman and Chief Executive Officer of Vintage Petroleum prior to its sale to Occidental Petroleum in 2006 and is currently the Chairman of Premier Natural Resources, a private oil and natural gas exploration and production company that he co-founded.  Mr. Boylan has extensive executive management experience with public and private companies and also has extensive public company directorship experience.  As the owners of our general partner and the direct or indirect owners of approximately 64.6% of our outstanding limited partner interests, Holdings and its affiliates have a strong incentive to support and promote the on-going successful execution of our business plan. Business Strategies Our principal business objective is to build a diversified Partnership serving energy customers that will allow us, over time, to incrementally increase the quarterly cash distributions that we pay to our unitholders. We expect to achieve this objective through the following business strategies: ● Capitalize on compelling industry fundamentals . ● ● ● PIS .    We  intend  to  continue  to  position  ourselves  as  a  trusted  provider  of  high  quality  inspection  services,  as  we  believe  the  pipeline  inspection services market offers attractive long-term growth fundamentals.  Over the last few years, new laws have been enacted in the U.S. that, in the future, will require operators to undertake more frequent and more extensive inspections of their pipeline assets.  These requirements are independent and not tied to the current state of the oil and gas industry as a whole.  Additionally, a significant portion of the pipeline infrastructure in North America was installed decades ago and is therefore more susceptible to failure and requires more frequent inspections.  We believe that increasingly stringent U.S. federal and state laws and regulations and aging pipeline infrastructures will result in increased need for inspection and integrity services and higher  demand  for  independent,  third-party  inspectors  capable  of  navigating  these  complicated  requirements.  The  current  energy  downturn  has impacted our customers.  However, most of our clients are investment–grade, well-capitalized companies that have long lead time projects requiring our  services  in  addition  to  the  ongoing  maintenance  and  integrity  work  on  their  aging  pipelines.    Our  business  is  not  immune  to  the  downturn, however,  we  believe  that  we  can  continue  to  grow  organically  by  acquiring  new  customers  and  additional  work  from  existing  customers.    We continue to grow our business development team to pursue these opportunities. IS .  Effective  May 1,  2015,  we acquired  Brown, effectively  our  Integrity  Services  business segment.  We  remain  cautiously  optimistic  about  this acquisition and the potential synergies that may develop between this segment and other current customers of the Partnership, as well as the growth and  nurturing  of  the  historical,  ongoing  IS  business.  It  is  our  intent  to  capitalize  on  the  solid  structure  and  reputation  of  Brown  and  assist  in expanding the geography of our IS business. W&ES .  We believe that the on-going water and environmental services market will continue to offer long-term growth fundamentals and we intend to maintain our position as a high quality operator of SWD facilities despite the recent downturn in the oil and gas industry as a whole.  We plan to focus on pipeline opportunities with E&P companies that will secure water for our SWD facilities.  Regulations continue to increase and we have proven  to  our  customers  that  we  are  a  trusted  and  dependable  service  provider.    Increasingly,  we  are  seeing  E&P  companies  have  their  central procurement and Environment, Health and Safety ("EHS") groups inspect our SWD facilities.  This trend should benefit our Partnership.  Although the oil and gas industry can be cyclical in nature (as is evidenced by the current downturn), our current business strategy is such that 75% - 80% of our  treated  water  is  derived  from  existing  wells.    Although  new  drilling  activity  is  currently  curtailed  and  commodity  oil  prices  have  declined significantly, our focus will remain on the produced water that is generated for the life of an oil and gas well.  With curtailed drilling activity and depressed  oil  prices,  a  portion  of  W&ES  will  suffer  declines  in  volumes  and  pricing  until  the  market  rebounds  leading  to  additional  drilling  and completions  that,  in  turn,  generate  new  produced  water  for  the  life  of  those  newly  completed  oil  and  gas  wells.    We  intend  to  capitalize  on  the continued demand for removal, treatment, storage and disposal of flowback and produced water by positioning ourselves as a trusted, dependable provider of safe, high-quality water and environmental services to our energy customers. 7                                 Table Of Contents ● ● ● ● Optimize existing SWD assets.    The average age of our SWD facilities was 3.3 years at the end of 2015.  We estimate that we utilized approximately 45%  of  the  aggregate  annual  capacity  of  these  facilities  for  the  year  ended  December  31,  2015.   Our  permitted  capacity  is  much  higher  than  our estimated capacity.  We are seeking to increase the utilization of our existing SWD facilities by attracting new volumes from existing customers and by developing new customer relationships, including pipelines.  In 2012, only one pipeline was directly connected to our SWD facilities.  Today we have six pipelines connected to our facilities.  Because many of the costs of constructing and operating an SWD facility are either upfront capital costs or fixed costs, we expect that increased utilization of our existing SWD facilities over time will lead to increased gross margin and operating cash flow in W&ES.  The downturn in the energy industry will continue to place pressure on both the volumes we process and the prices we are able to charge for our services. Increase the number of pipelines connected to our SWD facilities.   As more oil and natural gas producers focus on improving operational safety and reducing  liability,  carbon  footprint,  road  damage  and  the  total  transportation  cost  associated  with  trucking  saltwater,  we  anticipate  that  they  will increasingly  prefer to utilize pipeline  systems to transport  their saltwater directly  to SWD facilities.   We intend to purchase or construct,  whether alone or in joint ventures, saltwater pipeline systems that connect producers to our SWD facilities or newly developed SWD facilities.  We continue to focus on increasing pipeline water delivered to our facilities.  Our 2015 pipeline water volumes increased 67% from 2014.  As a percentage of total  water  volume,  pipeline  water  was  17%  in  2014  and  was  30%  of  total  water  volume  in  2015.    We  will  continue  to  focus  on  these  potential pipeline opportunities. Leverage customer relationships in our business segments.   We intend to pursue new strategic development opportunities with oil and natural gas producing  customers  that  increase  the  utilization  of  our  assets  and  lead  to  cross-selling  opportunities  between  our  business  segments.    Many customers of W&ES also own gathering systems, storage facilities, gas plants, compression stations, and other pipeline assets to which we can offer pipeline inspection and integrity services.  In North Dakota, new inspection rules have been proposed in the legislature that may benefit PIS and IS.  In  addition,  we  intend  to  enhance  our  relationships  with  our  customers  in  PIS  by  broadening  the  services  we  provide,  including  expanding  our ultrasonic nondestructive examination services.  By cross-selling our service offerings and adding complementary service offerings, we believe that we can further integrate into our customers’ operations and increase our profitability and distributable cash flow. Pursue strategic, accretive acquisitions.   We intend to pursue accretive acquisitions that will complement the Partnership.  Our business segments operate in industries that are fragmented, giving us the opportunity to make strategic and accretive acquisitions.  We exercised discipline throughout 2014  and  2015  and  avoided  overpaying  for  acquisitions.    We  remain  optimistic  that  good  acquisition  opportunities  are  currently  present  or  will present themselves in the near future.  We plan to expand W&ES by seeking water and solid acquisition opportunities in existing and additional high- growth resource plays throughout the U.S. that will diversify our customer base with a particular focus on pipeline opportunities directly with E&P customers.  In addition, provided certain opportunities fit with our strategic plan of expanding our business (like the addition of our IS segment), we intend to grow PIS and IS by acquiring other strategic pipeline service companies that will allow us to broaden the suite of services we offer our existing customer base.  In addition, we expanded our PIS ownership in February 2015 by acquiring the remaining 49.9% of the TIR Entities not previously owned by the Partnership. Our Business Segments Our  business  is  currently  operated  in  three  reportable  segments:    (1)  Pipeline  Inspection  Services  (“PIS”),  (2)  Integrity  Services  (“IS”)  and  (3)  Water  and Environmental Services (“W&ES”).  Our IRS private letter ruling (“PLR”) also includes other lines of business.  Our long-term goal continues to be focused on diversifying  the  Partnership  into  other  attractive  lines  of  business  including,  but  not  limited  to,  traditional  midstream  activities,  production  chemicals,  remote monitoring of energy infrastructure, etc. in addition to the continued expansion and build out of our segments. For information relating to revenues from external customers, operating income and total assets for each segment, refer to “ Note 14 – Segment Disclosures ” of our Consolidated Financial Statements included in “ Item 8. – Financial Statements and Supplementary Data .” PIS Overview .  We believe that PIS is a leading provider of independent inspection services to the pipeline industry.  We provide services for pipelines, gathering systems, local distribution systems, equipment and facilities to our well established customer base.  We provide inspection to oil and natural gas producers, public utility companies and other pipeline operators that are required by law to inspect their gathering systems, storage facilities, infrastructure, distribution systems and pipelines.  Our approximately 85 pipeline inspection and integrity customers include oil and natural gas producers, pipeline owners and operators and public utility companies throughout North America.  For the years ended December 31, 2015 and 2014 and for the period from June 26, 2013 through December 31, 2013, our Canadian operations generated less than $0.1 million, $0.6 million and $0.1 million, respectively, of the operating income attributable to PIS, representing less than 5% of the total PIS operating income in those years. Total long-lived assets located in Canada attributable to PIS as of December 31, 2015, 2014 and 2013 were $5.7 million, $2.5 million and $4.8 million, respectively. 8                               Table Of Contents PIS offers independent inspection services for the following facilities and equipment: ● ● ● ● ● Transmission pipelines (oil, gas and liquids); Oil and natural gas gathering systems; Pump and compressor stations; Storage facilities and terminals; and Gas distribution systems. Operations. Oil and natural gas producers, public utility companies and other pipeline operators are required by federal and state law and regulation to inspect their pipelines  and  gathering  systems  on  a  regular  basis  in  order  to  protect  the  environment  and  ensure  the  public  safety.  At  the  beginning  of  an  engagement,  our personnel meet with the customer to determine the scope of the project and related staffing needs.  We then develop a customized, detailed staffing plan utilizing our  proprietary  database  of  more  than  12,000  professionals.    Our  inspectors  have  significant  industry  experience  and  are  certified  to  meet  the  qualification requirements  of  both  the  customer  and  the  Pipeline  and  Hazardous  Materials  Safety  Administration  (“PHMSA”).    As  the  industry  continues  to  adopt  new technology, demand has increased  for inspectors  with greater  technical  skills and computer  proficiencies.   Our customers  require  inspectors  to undergo specific training  prior  to  performing  inspection  work  on  their  projects.    We  utilize  the  National  Center  for  Construction  Education  and  Research  and  Veriforce  training curricula to train and evaluate employees, along with other resources.  In addition to assignment-specific training, welding inspectors and coating inspectors also must meet special certification requirements.  During the years ended December 31, 2015 and 2014 and the period from June 26, 2013 through December 31, 2013, we  employed  or  engaged  an  average  of  1,392,  1,535  and  1,706  inspectors,  respectively,  in  the  U.S.  and  Canada.    Through  CF  Inspection,  a  nationally approved Diverse Business Enterprise (woman-owned business), in which we own a 49% interest, we intend to provide services to current and future customers, including public utilities that have incentives to contract with minority and other diverse business enterprises. Our scope of services include the following: Project coordination (construction or maintenance coordination for in-line pipeline inspection projects); Staking services (marking a dig site for surveyed anomalies); Pig tracking services (mapping and tracking of third-party pipeline cleaning and inspection units, called pigs); Maintenance inspection (third-party pipeline periodic inspection to comply with PHMSA regulations); Construction inspection (third-party new construction inspection / oversight on behalf of owner); Ultrasonic nondestructive examination services (using high-frequency sound waves to detect pipeline imperfections); and Related data management services. ● ● ● ● ● ● ● IS Overview . The IS segment provides hydrostatic testing and related services to the pipeline industry, including major natural gas and petroleum companies, as well as pipeline construction companies. We focus on helping our customers meet regulatory pipeline integrity requirements. The company’s primary emphasis is on recurring  hydrostatic  testing  projects  required  to  maintain  compliance  with  state  and  federal  regulations.  We  perform  all  aspects  of  pipeline  hydrostatic  testing including filling, pressure testing, and dewatering. Unique test conditions, such as ultra-high pressure tests and pneumatic or nitrogen testing, are performed on a routine basis as well. We provide services on newly constructed and existing natural gas and petroleum pipelines. Operations .  Oil  and  natural  gas  producers,  midstream  operators,  public  utility  companies  and  other  pipeline  operators  are  required  by  federal  and  state  law  to perform routine maintenance on their pipelines and gathering systems on a regular basis. In addition, operators and or pipeline construction companies are required to  integrity-test  newly  constructed  pipelines  prior  to  placing  them  in  service.  In  the  IS  segment,  we  contract  directly  with  pipeline  owners  or  with  pipeline construction companies to provide testing services. We own and operate our own fill and testing equipment, including specially designed test trailers. We use a range  of  fill  and  pressure  equipment  to  accommodate  projects  of  various  sizes.  The  segment  averages  approximately  30  to  35  field  technicians  performing  the testing services.   9                                                             Table Of Contents W&ES Segment Overview.  Through W&ES, which specializes in water and environmental services, we own and operate ten SWD facilities, eight of which are in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota and two of which are in the Permian Basin in west Texas.  One of the North Dakota facilities was acquired effective December 1, 2014 and is connected to a pipeline with a large public E&P company’s production.  In addition to owning and operating the ten SWD facilities, we manage another SWD facility which is 25% owned by CES LLC that we built for third parties in the Bakken Shale region.  W&ES is comprised of the operations of CEP LLC and its Predecessor. Operations.  W&ES currently generates revenue by providing the following services: ● ● ● ● Flowback water management.   We dispose of flowback water produced from hydraulic fracturing operations during the completion of oil and natural gas wells.  Fracturing fluids, including a significant amount of water, are originally injected into the well during the completion process and are partially recovered as flowback water.  When it is removed, this flowback water contains salt, chemicals and residual oil.  The drilling and completion phase typically occurs during the first 30 to 90 days following commencement of production of the life of a well.  The oil and natural gas producer typically either transports the flowback water to one of our SWD facilities via pipeline or by truck or contracts with a trucking company for transport.  Once the water  is  received  at  the  SWD  facility,  we  treat  the  water  through  a  combination  of  separation  tanks,  gun  barrels  and  chemical  processes,  store  as necessary  prior  to  injection  and  then  inject  into  the  SWD  well  at  depths  of  at  least  4,000  feet.    Like  produced  water,  we  assess  the  composition  of flowback water in our facilities so that we can maximize oil separation and treat the water to maximize the life of our equipment and the wellbore.  We believe our approach to scientifically and methodically filtering and treating the flowback water prior to injecting it into our wells helps extend the life of our wells and furthers our reputation as an environmentally conscious service provider. Produced water management.   We dispose of naturally  occurring  water that is extracted  during the oil and natural  gas production process.  This produced water is generated during the entire lifecycle of each oil and natural gas well.  While the level of hydrocarbon production declines over the life of a well, the amount of saltwater produced may decline more slowly or in some cases, may even increase over time.  The oil and natural gas producer  separates  the  produced  water  from  the  production  stream  and  either  transports  it  to  one  of  our  SWD  facilities  by  truck  or  pipeline  or contracts with a trucking company to transport it to one of our SWD facilities.  Once we receive the water at one of our SWD facilities, we filter and treat the water and then inject it into the SWD well at depths of at least 4,000 feet.  We also maintain the ability to store saltwater pending injection.  All of our existing facilities were constructed using completion techniques consistent with current industry practices.  We periodically sample, test and  assess  produced  water  to  determine  its  chemistry  so  that  we  can  properly  treat  the  water  with  the  appropriate  chemicals  that  maximize  oil separation and the life of the wells. Byproduct sales.   Before we inject flowback and/or produced water into an SWD well, we separate the residual oil from the saltwater stream.  We then store the residual oil in our tanks and sell it to third parties. Management of existing SWD facilities.   In addition to the SWD facilities  we own or lease, we own CES LLC, a management and development company that manages an additional SWD facility in North Dakota.  Our responsibilities in managing an SWD facility typically include operations, billing, collections, insurance, maintenance, repairs and, in some cases, sales and marketing.  We are compensated for management of this facility generally based on the gross revenue of the facility. The majority of our disposed saltwater volumes are derived from produced water that is generated throughout the life of the oil or natural gas well.  For the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, produced water represented approximately 93%, 82% and 75%, respectively, of our total barrels of disposed water.  This differentiates us from many competitors that focus on flowback and the associated skim oil revenue.  As a region matures and the predominant activity shifts from drilling and completion of wells to production, our facilities continue to experience demand for ongoing processing of waste produced over the life of the wells. Each of our SWD facilities are open 365 days per year.  Our locations in North Dakota currently include onsite offices and sleeping quarters for our employees while  they  are  on  call.    In  Texas,  we  have  an  office  and  housing  for  management  at  our  Pecos,  Texas  facility.    We  supplement  our  operations  with  various automated technologies to improve their efficiency and safety.  We have installed 24-hour digital video monitoring and recording systems at each facility.  These systems allow us to track operations and unloading as well as identifying the identity of customers at our facilities.  We believe that our commitment to operating our facilities with sophisticated technology and automation contributes to our enhanced operating margins and provides our customers with increased safety and regulatory  compliance.    We  anticipate  that  more  of  our  SWD  facilities  will  be  run  through  technological  automation  with  off-site  monitoring  and  control.  Our facilities have been inspected and approved by several of our public E&P companies that have stringent approval standards and field audits performed by their EHS groups. 10                                  Table Of Contents The amount of saltwater disposed in our SWD facilities decreased 0.2 million barrels for the year ended December 31, 2015 to 18.9 million barrels as compared to the year ended December 31, 2014 due primarily to increased competition, as well as decreased oil and gas well activity in the regions we serve. The volume of saltwater  decreased  slightly  from  19.7  million  barrels  for  the  year  ended  December  31,  2013  to  19.1  million  barrels  for  the  year  ended  December  31,  2014,  a decline  of  approximately  3%,  driven  primarily  by  increased  competition.      Numerous  new  facilities  opened  during  2014  that  competed  for  business  with  our locations. As of December 31, 2015, we had an aggregate of approximately 115,000 barrels of maximum daily disposal capacity in the following SWD facilities, all of which were built using completion techniques consistent with current industry practices and utilizing well depths of at least 5,000 feet with injection intervals beginning at least 4,000 feet beneath the surface.  Our permitted capacity is much higher. Location Tioga, ND Manning, ND Grassy Butte, ND New Town, ND (1) Pecos, TX (1) Williston, ND Stanley, ND Orla, TX (1) Belfield, ND Watford City, ND (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Reeves Williams Mountrail Reeves Billings McKenzie McKenzie In-service Date June 2011 Dec. 2011 May 2012 June 2012 July 2012 Aug. 2012 Sept. 2012 Sept. 2012 Oct. 2012 May 2013 August 2014 Leased or Owned (3) Owned Owned Leased Leased Owned Owned Owned Owned Leased Leased Leased (1) (2) (3) Currently receives piped water. We own a 25.0% non-controlling interest in this SWD facility. Certain SWD facilities are constructed on land leased under long term arrangements. Principal Customers PIS Customers of PIS are principally oil and natural gas producers, pipeline owners and operators and public utility or local distribution companies with infrastructure in North America.  During the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, PIS had approximately 85 customers.  The five largest customers in this segment generated  approximately  58%, 65% and 71% of our segment  revenue for the years  ended December  31, 2015 and 2014 and for the period from  June 26, 2013 through December 31, 2013, respectively.  For the years ended December 31, 2015 and 2014, we had three customers that individually accounted for more than 10% of segment revenues.  For the period from June 26, 2013 through December 31, 2013, two pipeline inspection services customers accounted for more than 10% of our segment revenue. IS IS customers  are  primarily  pipeline  construction  companies  and in some instances,  the pipeline  owners. During the period from  May 1, 2015 (acquisition  date) through December 31, 2015, we had 61 customers. Our ten largest customers in terms of revenue generated approximately 70% of our total segment revenue. We had two customers that each generated 10% or more of the total segment revenues. W&ES W&ES customers are oil and natural gas exploration and production companies, including majors and independents, trucking companies and third-party purchasers of residual oil operating in the regions that we serve.  In the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, we had approximately 178, 206 and 228 customers, respectively, in W&ES.  Our ten largest customers generated approximately 62%, 60% and 55% of W&ES revenue for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively.  For the years ended December 31, 2015 and 2014, there was one customer that generated 10% or more of W&ES revenue. There were no customers for the year ended December 31, 2013 that generated 10% or more of W&ES segment revenues. 11                                                                                                             Table Of Contents Competition PIS The  pipeline  inspection  business  is  highly  competitive.    PIS’  competition  consists  primarily  of  three  types  of  companies:  independent  energy  inspection  firms, engineering and construction firms, and diversified inspection service firms.  Diversified inspection firms may inspect, for example, electric and nuclear facilities in addition to pipelines.  We believe that the principal competitive factors in our business include gaining and maintaining customer approval to service their pipelines and  gathering  systems,  the  ability  to  recruit  and  retain  qualified  experienced  inspectors  with  multiple  skills  and  non-destructive  examination  experience,  safety record, insurance, the level of inspector training provided, reputation, dependability of services, customer service and price. IS The pipeline integrity services business is highly competitive. We believe that the principal competitive factors in our business are customer service and price. Our competition consists primarily of smaller regional integrity firms. W&ES The  oilfield  waste  treatment,  water  and  environmental  services,  and  disposal  business  is  highly  competitive  with  relatively  low  entry  barriers.    During  2014, competitors  opened a number of new locations  around our existing facilities  based upon anticipated  new drilling  activity  prior to a downturn in the oil and gas industry beginning in November 2014.  Our competition consists primarily of smaller regional companies that utilize a variety of disposal methods and generally serve  specific  geographical  markets.    In  addition,  we  face  competition  from  other  large  oil  field  service  companies  that  also  own  trucking  operations  and  our customers, who may have the option of using internal disposal methods instead of outsourcing to us or another third-party disposal company.  We believe that the principal competitive factors in our businesses include gaining and maintaining customer approval of treatment and SWD facilities, location of facilities in relation to customer activity, reputation, safety record, reliability of services, track record of environmental & regulatory compliance, customer service, insurance and price. Seasonality PIS Inspection work varies depending upon the geographic location of our customers.  As we expand our relationships with public utility commissions in California and other locations with moderate climates, the seasonality of our inspection and integrity business is expected to decline.  The third and fourth quarters are historically the most active for our pipeline inspection services as our customers focus on completing projects by year end.  In addition, our Canadian customers use inspection services the most during the fourth and first quarters of the year when the tundra is frozen.  We believe our presence across various regions in the U.S. and our presence in Canada helps mitigate the seasonality of our business. IS As  most  of  the  work  in  this  segment  is  currently  performed  in  the  southern  United  States,  weather  does  not  create  a  seasonality  issue.  However,  business  has historically been slower in the first calendar quarter, presumably due to the budgeting cycles of our customers. W&ES The  overall  operations  and  financial  performance  of  our  Bakken  Shale  operations  are  impacted  by  seasonality.    The  volume  of  saltwater  that  we  handle  in  the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota tends to be lower in the winter due to heavy snow and cold temperatures, and in the spring due to heavy rains and muddy conditions that may lead to road restrictions and weight limits that can impact business.  The amount of residual oil is also less prevalent and more difficult to separate from the saltwater during the winter months when the outside temperature is lower.  Seasonality is not typically a major factor in the Permian Basin in west Texas, however, the 2013-2014 winter saw more ice and snow than normal leading to reduced activity as reported by a number of large E&P companies operating in the region. Regulation of the Industry Environmental and Occupational Health and Safety Matters Our operations and the operations of our customers are subject to numerous federal, state and local environmental laws and regulations relating to worker health and safety, the discharge of materials and environmental protection.  These laws and regulations may, among other things, require the acquisition of permits for regulated activities; govern the amounts and types of substances that may be released into the environment in connection with our operations; restrict the way we handle or dispose of wastes; limit or prohibit our or our customers’ activities in sensitive areas such as wetlands, wilderness areas or areas inhabited by endangered or threatened species; require investigatory and remedial actions to mitigate pollution conditions caused by our current or former operations; and impose specific standards addressing worker protections.  Numerous governmental agencies issue regulations to implement and enforce these laws, for which compliance is often costly and difficult.  The violation of these laws and regulations may result in the denial or revocation of permits, issuance of corrective action orders, assessment of administrative and civil penalties and even criminal prosecution. 12                                         Table Of Contents We  do  not  anticipate  that  compliance  with  existing  environmental  and  occupational  health  and  safety  laws  and  regulations  will  have  a  material  effect  on  our Consolidated Financial Statements.  However, these rules and regulations are constantly evolving, and amendments thereto could result in a material effect on our operations and financial position.  Further, while we may occasionally receive citations from environmental regulatory agencies for minor violations, such citations occur in the ordinary course of our business and are not material to our operations.  However, it is possible that substantial costs for compliance or penalties for non-compliance  may be incurred  in the future.  It is also possible that other developments,  such as the adoption of stricter  environmental  laws, regulations  and enforcement  policies,  could  result  in  additional  costs  or  liabilities  that  we cannot  currently  quantify.   Moreover,  changes  in  environmental  laws  could  limit  our customers’ businesses or encourage our customers to handle and dispose of oil and natural gas wastes in other ways, which, in either case, could reduce the demand for our services and adversely impact our business.  For example, as a result of regulations issued in March 2014, all waste haulers transporting produced water in North Dakota must possess a valid permit for transporting solid waste from the North Dakota Department of Health to legally transport such waste. Texas already required the same. The  following  is  a  summary  of  the  more  significant  existing  environmental  and  occupational  health  and  safety  laws  and  regulations  to  which  our  business operations and the operations of our customers are subject and for which compliance in the future may have a material adverse impact on our financial position, results of operations, or future cash flows. Hazardous substances and wastes.  Our  operations  are  subject  to  environmental  laws  and  regulations  relating  to  the  management  and  release  of  hazardous substances,  solid  wastes,  hazardous  wastes  and  petroleum  hydrocarbons.    These  laws  generally  regulate  the  generation,  storage,  treatment,  transportation  and disposal  of  solid  and  hazardous  waste  and  may  impose  strict  joint  and  several  liability  for  the  investigation  and  remediation  of  affected  areas  where  hazardous substances  may  have  been  released  or  disposed.    For  instance,  the  Comprehensive  Environmental  Response  Compensation  and  Liability  Act,  or  CERCLA  and comparable state laws impose liability, without regard to fault or the legality of the original conduct, on certain classes of persons that contributed to the release of a hazardous substance into the environment.  We may handle hazardous substances within the meaning of CERCLA, or similar state statutes, in the course of our ordinary  operations  and,  as  a  result,  may  be  jointly  and  severally  liable  under  CERCLA  for  all  or  part  of  the  costs  required  to  clean  up  sites  at  which  these hazardous  substances  have  been  released  into  the  environment.    Under  such  laws,  we  could  be  required  to  remove  previously  disposed  substances  and  wastes (including substances disposed of or released by prior owners or operators) or remediate  contaminated  property (including groundwater contamination,  whether from prior owners or operators or other historical activities or spills).  These laws may also require us to conduct natural resource damage assessments and pay penalties for such damages.  It is not uncommon for neighboring landowners and other third-parties to file claims for personal injury and property damage allegedly caused by the release of hazardous substances or other pollutants into the environment.  These laws and regulations may also expose us to liability for our acts that were in compliance with applicable laws at the time the acts were performed. Petroleum hydrocarbons and other substances arising from oil and natural gas-related activities have been disposed of or released on or under many of our sites.  At some of our facilities, we have conducted and continue to conduct monitoring or remediation of known soil and groundwater contamination.  We will continue to perform  such  monitoring  and  remediation  of  known  contamination,  including  any  post  remediation  groundwater  monitoring  that  may  be  required,  until  the appropriate regulatory standards have been achieved.  These monitoring and remediation efforts are usually overseen by state environmental regulatory agencies.  We estimate that we will incur costs of less than $0.1 million over the next one to three years in connection with continued monitoring and remediation of known contamination at our facilities. In the future, we may also accept for disposal solids that are subject to the requirements of the federal Resource, Conservation and Recovery Act, or RCRA, and comparable  state  statutes.    While  RCRA  regulates  both  solid  and  hazardous  wastes,  it  imposes  strict  requirements  on  the  generation,  storage,  treatment, transportation and disposal of hazardous wastes.  Most Exploration & Production (“E&P”) waste is exempt from stringent regulation as a hazardous waste under RCRA.  None of our facilities are currently permitted to accept hazardous wastes for disposal, and we take precautions to help ensure that hazardous wastes do not enter  or  are  not  disposed  of  at  our  facilities.    Some  wastes  handled  by  us  that  currently  are  exempt  from  treatment  as  hazardous  wastes  may  in  the  future  be designated as “hazardous wastes” under RCRA or other applicable statutes.  For example, in September 2010, a nonprofit environmental group filed a petition with the EPA requesting reconsideration of the RCRA E&P waste exemption.  To date, the EPA has not taken any action on the petition.  If the RCRA E&P waste exemption is repealed or modified, we could become subject to more rigorous and costly operating and disposal requirements. 13                 Table Of Contents We are required to obtain permits for the disposal of E&P waste as part of our operations.  These regulations vary widely from state to state.  State permits can restrict pressure, size and location of disposal operations, impose limits on the types and amount of waste a facility may receive and the overall capacity of a waste disposal facility.  States may add additional restrictions on the operations of a disposal facility when a permit is renewed or amended.  As these regulations change, our permit requirements could become more stringent and may require material expenditures at our facilities or impose significant restraints or financial assurances on our operations. In  the  course  of  our  operations,  some  of  our  equipment  may  be  exposed  to  naturally  occurring  radiation  associated  with  oil  and  natural  gas  deposits,  and  this exposure may result in the generation of wastes containing naturally occurring radioactive materials, or NORM.  NORM wastes exhibiting trace levels of naturally occurring radiation in excess of established state standards are subject to special handling and disposal requirements, and any storage vessels, piping and work area affected by NORM may be subject to remediation or restoration requirements.  It is possible that we may incur costs or liabilities associated with elevated levels of NORM. Safe Drinking Water Act.  Our  underground  injection  operations  are  subject  to  the  Safe  Drinking  Water  Act,  or  SDWA,  as  well  as  analogous  state  laws  and regulations.  Under the SDWA, the EPA established the Underground Injection Control, or UIC, program, which established the minimum program requirements for  state  and  local  programs  regulating  underground  injection  activities.    The  UIC  program  includes  requirements  for  permitting,  testing,  monitoring,  record keeping and reporting of injection well activities, as well as a prohibition against the migration of fluid containing any contaminant into underground sources of drinking water.  State regulations require us to obtain a permit from the applicable regulatory agencies to operate our underground injection wells.  Any leakage from the subsurface portions of the injection wells could cause degradation of fresh groundwater resources, potentially resulting in suspension of our UIC permit, issuance of fines and penalties from governmental agencies, incurrence of expenditures for remediation of the affected resource and imposition of liability by third parties for property damages and personal injuries.  In addition, storage of residual crude oil collected as part of the saltwater injection process prior to sale could impose liability on us in the event that the entity to which the oil was transferred fails to manage and, as necessary, dispose of residual crude oil in accordance with applicable environmental and occupational health and safety laws. Our  customers  are  subject  to  these  same  regulations.    While  these  largely  result  in  their  needing  our  services,  some  waste  regulations  could  have  the  opposite effect.  For instance, some states, including Texas, have considered laws mandating the recycling of flowback and produced water.  If such laws are passed, our customers may divert some saltwater to recycling operations that may have otherwise been disposed of at our facilities. Oil Pollution Act of 1990.  The Oil Pollution Act of 1990, or OPA, as amended, establishes strict liability for owners and operators of facilities that are the site of a release of oil into regulated waters.  The OPA also imposes ongoing requirements on owners or operators of facilities that handle certain quantities of oil, including the  preparation  of  oil  spill  response  plans  and  proof  of  financial  responsibility  to  cover  environmental  cleanup  and  restoration  costs  that  could  be  incurred  in connection with an oil spill.  We handle oil at many of our facilities, and if a release of oil into the regulated waters occurred at one of our facilities, we could be liable for cleanup costs and damages under the OPA. Water discharges.  The federal Water Pollution Control Act, referred to as the Clean Water Act, and analogous state laws impose restrictions and strict controls regarding the discharge of pollutants into regulated waters and impose requirements affecting our ability to conduct activities in regulated waters and wetlands.  Pursuant to the Clean Water Act and analogous state laws, permits must be obtained to discharge pollutants into regulated waters, and permits or coverage under general permits must also be obtained to authorize discharges of storm water runoff from certain types of industrial facilities, including many of our facilities.  The Clean Water Act and regulations implemented thereunder also prohibit the discharge of dredge and fill material into regulated waters, including jurisdictional wetlands, unless authorized by an appropriately issued permit.  Spill prevention, control and countermeasure requirements of federal laws require appropriate containment berms and similar structures to help prevent the contamination of regulated waters in the event of a hydrocarbon storage tank spill, rupture or leak.  Some states also maintain groundwater protection programs that require permits for discharges or operations that may impact groundwater conditions.  Federal and state regulatory agencies can impose administrative, civil and criminal penalties for non-compliance with discharge permits or other requirements of the Clean Water Act and analogous state laws and regulations.  We believe that compliance with existing permits and regulatory requirements under the Clean Water Act and state counterparts will not have a material adverse effect on our business.  Future changes to permits or regulatory requirements under the Clean Water Act, however, could adversely affect our business. Endangered species.  The federal Endangered Species Act, or ESA, restricts activities that may affect endangered or threatened species or their habitats.  Many states also have analogous laws designed to protect endangered or threatened species.   For example, the lesser-prairie chicken was listed as threatened in March 2014, although a district court recently vacated this decision.  Additionally, as a result of a settlement approved by the U.S. District Court for the District of Columbia in September 2011, the Fish and Wildlife Service is required to make a determination on the listing of more than 250 species as endangered or threatened under the ESA by the end of the Fish and Wildlife Service’s 2017 fiscal year. Although current listings have not had a material impact on our operations, the designation of previously unidentified endangered or threatened species under the ESA or similar state laws could limit our ability to expand our operations and facilities or could force us to incur material additional costs.  Moreover, listing such species under the ESA or similar state laws could indirectly, but materially, affect our business by imposing constraints on our customers’ operations, including the curtailment of new drilling or a refusal to allow a new pipeline to be constructed. 14                       Table Of Contents Air emissions.  Some of our operations also result in emissions of regulated air pollutants.  The Clean Air Act, or CAA, and analogous state laws require permits for and impose other restrictions on facilities that have the potential to emit substances into the atmosphere above certain specified quantities or in a manner that could adversely  affect  environmental  quality.    Failure  to  obtain  a  permit  or  to  comply  with  permit  requirements  could  result  in  the  imposition  of  substantial administrative, civil and even criminal penalties.  We do not believe that any of our operations are subject to CAA permitting or regulatory requirements for major sources of air emissions, but some of our facilities could be subject to state “minor source” air permitting requirements and other state regulatory requirements for air emissions. Our customers’ operations may be subject to existing and future CAA permitting and regulatory requirements that could have a material effect on their operations.  The EPA recently approved and proposed new CAA rules requiring additional emissions controls and practices for oil and natural gas production wells, including wells that are the subject of hydraulic fracturing operations.  The rules also establish new emission requirements for compressors, controllers, dehydrators, storage tanks,  natural  gas  processing  and  certain  other  equipment  used  in  the  hydraulic  fracturing  process.    These  rules  may  increase  the  costs  to  our  customers  of developing and producing hydrocarbons, and as a result, may have an indirect and adverse effect on the amount of oilfield waste delivered to our facilities by our customers. Climate c hange .    The  EPA  has  adopted  regulations  under  existing  provisions  of  the  federal  Clean  Air  Act,  that,  for  example,  require  certain  large  stationary sources to obtain Prevention of Significant Deterioration, or PSD, pre-construction permits and Title V operating permits for GHG emissions. The EPA has also adopted rules requiring the monitoring and reporting of GHG emissions from specified sources in the United States, including, among others, certain onshore oil and natural gas processing and fractionating facilities, which was expanded in October 2015 to include onshore petroleum and natural gas gathering and boosting activities and natural gas transmission pipelines. Additionally, the U.S. Congress has in the past considered adopting legislation to reduce emissions of GHGs, and almost  one-half  of  the  states  have  already  taken  legal  measures  to  reduce  emissions  of  GHGs,  primarily  through  the  planned  development  of  GHG  emission inventories and/or regional GHG cap-and-trade programs.  Most of these cap and trade programs work by requiring major sources of emissions, such as electric power plants or major producers of fuels, such as refineries and natural gas processing plants, to acquire and surrender emission allowances that correspond to their annual  emissions  of  GHGs.    In  addition,  in  December  2015,  over  190  countries,  including  the  United  States,  reached  an  agreement  to  reduce  greenhouse  gas emissions. The EPA and other federal and state agencies have also acted to address greenhouse gas emissions in other industries, most notably coal-fired power generation, and as a result could attempt in the future to impose additional regulations on the oil and natural gas industry. Although it is not possible at this time to estimate how potential future laws or regulations addressing GHG emissions would impact our business, either directly or indirectly, any future federal or state laws or implementing regulations that may be adopted to address GHG emissions in areas where we operate could require us or our customers to incur increased operating costs.  Regulation of GHGs could also result in a reduction in demand for and production of oil and natural gas, which would result in a decrease  in demand for our services.  We cannot predict  with any certainty at this time how these possibilities  may affect our operations, but effects could be materially adverse. Hydraulic fracturing .  We do not conduct hydraulic fracturing operations, but we do provide treatment and disposal services with respect to the fluids used and wastes generated by our customers in such operations, which are often necessary to drill and complete new wells and maintain existing wells.  Hydraulic fracturing involves  the  injection  of  water,  sand  or  other  proppants  and  chemicals  under  pressure  into  target  geological  formations  to  fracture  the  surrounding  rock  and stimulate  production.    Presently,  hydraulic  fracturing  is  regulated  primarily  at  the  state  level,  typically  by  state  oil  and  natural  gas  commissions  and  similar agencies.  Several states, including Texas and North Dakota, where we conduct our water and environmental services business, have either adopted or proposed laws and/or regulations to require oil and natural gas operators to disclose chemical ingredients and water volumes used to hydraulically fracture wells, in addition to more  stringent  well  construction  and monitoring  requirements.   The chemical  ingredient  information  is generally  available  to the  public  via online  databases including fracfocus.org, and this may bring more public scrutiny to hydraulic fracturing operations. At the federal level, the SDWA regulates the underground injection of substances through the UIC program and generally exempts hydraulic fracturing from the definition of “underground injection.”  The U.S. Congress has in recent legislative sessions considered legislation to amend the SDWA, including legislation that would  repeal  the  exemption  for  hydraulic  fracturing  from  the  definition  of  “underground  injection”  and  require  federal  permitting  and  regulatory  control  of hydraulic fracturing, as well as legislative proposals to require disclosure of the chemical constituents of the fluids used in the fracturing process.  Federal agencies have also asserted regulatory authority over certain aspects of the process within their jurisdiction. For example, the EPA issued an Advanced Notice of Proposed Rulemaking seeking comment on its intent to develop regulations under the Toxic Substances Control Act to require companies to disclose information regarding the chemicals used in hydraulic fracturing, and proposed effluent limitations for the disposal of wastewater from unconventional resources to publicly owned treatment works.  In addition, the U.S. Department of the Interior (“DOI”) published a rule that updates existing regulation of hydraulic fracturing activities  on  federal  lands,  including  requirements  for  disclosure,  well  bore  integrity  and  handling  of  flowback  water.    This  rule  has  been  stayed  pending  the resolution of various legal challenges. 15                   Table Of Contents The EPA is conducting a study of the potential impacts of hydraulic fracturing activities on drinking water. The EPA released a draft of its report for peer review and public comment in 2015.  As part of this study, the EPA requested that certain companies provide them with information concerning the chemicals used in the hydraulic fracturing process.  This study and other studies that may be undertaken by the EPA or other governmental authorities, depending on their results, could spur initiatives to regulate hydraulic fracturing under the SDWA or otherwise.  If new federal, state or local laws or regulations that significantly restrict hydraulic fracturing are adopted, such legal requirements could result in delays, eliminate certain drilling and injection activities and make it more difficult or costly for our customers  to  perform  fracturing.    Any  such  regulations  limiting  or  prohibiting  hydraulic  fracturing  could  reduce  oil  and  natural  gas  exploration  and  production activities by our customers and, therefore, adversely affect our business.  Such laws or regulations could also materially increase our costs of compliance and doing business by more strictly regulating how hydraulic fracturing wastes are handled or disposed. Occupational Safety and Health Act.  We  are  subject  to  the  requirements  of  the Occupational  Safety  and Health  Act, or  OSHA and comparable  state  laws  that regulate  the  protection  of  employee  health  and  safety.    OSHA’s  hazard  communications  standard  requires  that  information  about  hazardous  materials  used  or produced in our operations be maintained and provided to employees, state and local government authorities and citizens.  These laws and regulations are subject to frequent changes.  Failure to comply with these laws could lead to the assertion of third-party claims against us, civil and/or criminal fines and changes in the way we operate our facilities that could have an adverse effect on our financial position. Seismic activity .  Several states have acted to address a growing concern that the underground injection of water into disposal wells has triggered seismic activity in  certain  areas.  Some  states,  including  Texas,  have  promulgated  rules  or  guidance  in  response  to  these  concerns.    In  Texas,  the  Texas  Railroad  Commission (“TRC”) published a final rule in October 2014 governing permitting or re-permitting of disposal wells that will require, among other things, the submission of information on seismic events occurring within a specified radius of the disposal well location, as well as logs, geologic cross sections and structure maps relating to the disposal area in question. If the permittee or an applicant of a disposal well permit fails to demonstrate that the injected fluids are confined to the disposal zone or if scientific data indicates such a disposal well is likely to be or determined to be contributing to seismic activity, then the TRC may deny, modify, suspend or terminate the permit application or existing operating permit for that well. These new seismic permitting requirements applicable to disposal wells impose more stringent permitting requirements and are likely to result in added costs to comply or, perhaps, may require alternative methods of disposing of salt water and other fluids,  which  could  delay  production  schedules  and  also  result  in  increased  costs.  Additional  regulatory  measures  designed  to  minimize  or  avoid  damage  to geologic formations may be imposed to address such concerns. Employees The Partnership does not have any employees.  All of the employees that conduct our business are employed by affiliates of our general partner, but we sometimes refer to these individuals in this report as our employees.  We are managed and operated by the directors and officers of our general partner.  All of our executive management personnel are employees of CEM LLC or another affiliate of Holdings, and devote the portion of their time to our business and affairs that is required to manage and conduct our operations.  As of December 31, 2015, 2014 and 2013, that entity employed 27, 15 and ten people, respectively, who provide direct support for our operations, none of whom are covered by collective bargaining agreements.  Under the terms of our amended and restated omnibus agreement, we reimburse CEM LLC for the provision of various general and administrative services incurred for our benefit, for direct expenses incurred by CEM LLC on our behalf  and  for  expenses  allocated  to  us  as  a  result  of  our  becoming  a  public  entity.    In  addition,  PIS  does  not  have  any  employees.    All  of  the  employees  that conduct the PIS business do it through CEM TIR, providing the necessary personnel resources to PIS.  PIS employed or engaged 1,002, 1,147 and 1,476 inspectors as of December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively, of which 971, 1,131 and 1,397 were employed directly by CEM TIR. The inspectors not employed by CEM TIR  are  contractors  engaged  in  our  Canadian  operations.  The  number  of  employees  in  the  PIS  group  vary  month  to  month  and  project  to  project.    The  Tulsa headquarters group of PIS consists of approximately 70 employees who were also employed by CEM TIR.  Virtually all of our inspector employees are billable to clients and they work in the field on client assets and infrastructure including, but not limited to, pipelines. Our IS segment directly employed 70 individuals at December 31, 2015. We also had a co-employment  relationship  between CEM LLC and a third-party  management  company that employed  nine and ten people as of December  31, 2014 and 2013, respectively, working at our SWD facilities in west Texas.  The co-employment arrangement was terminated in January 2015 and all employees are now employed solely by CEM LLC.  There were six people employed by CEM at December 31, 2015 that worked at our Texas facilities. CEM LLC also owns CEM-BO, which provides staff for our North Dakota SWD facility operations.  As of December 31, 2015, 2014 and 2013, CEM-BO employed approximately 28, 39 and 41 employees, respectively.  CEM LLC and CEM-BO have been reimbursed a management fee to compensate them for the cost of the Texas and North Dakota employees, benefits and various other services provided to us. 16               Table Of Contents Insurance Matters Our  customers  require  that  we  maintain  certain  minimum  levels  of  insurance  and  evaluate  our  insurance  coverage  as  part  of  the  initial  and  ongoing  approval process they require to use our services to treat and dispose of their waste.  We carry a variety of insurance coverages for our operations.  However, our insurance may not be sufficient to cover any particular loss or may not cover all losses, and losses not covered by insurance would increase our costs.  Also, insurance rates have been subject to wide fluctuation, and changes in coverage could result in less coverage, increases in cost or higher deductibles and retentions. Also, insurance rates have been subject to wide fluctuation, and changes in coverage could result in less coverage, increases in cost or higher deductibles and retentions. The SWD and the pipeline inspection and integrity businesses can be dangerous, involving unforeseen circumstances such as environmental damage from leaks, spills  or  vehicle  accidents.    To  address  the  hazards  inherent  in  W&ES,  our  insurance  coverage  includes  business,  auto  liability,  commercial  general  liability, employer’s  liability,  environmental  and  pollution  and  other  coverage.    To  address  the  hazards  inherent  in  PIS  and  IS,  insurance  coverage  includes  employer’s liability,  auto  liability,  employee  benefits  liabilities,  and  contractor’s  pollution  and  other  coverage.    Coverage  for  environmental  and  pollution-related  losses  is subject to significant limitations and are commonly provided for exclusion on such policies. Available Information Our annual reports on Form 10-K, quarterly reports on Form 10-Q, current reports on Form 8-K and amendments to those reports filed or furnished pursuant to Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 (the “Exchange Act”) are made available free of charge on our website at www.cypressenergy.com as soon as reasonably practicable after these reports have been electronically filed with, or furnished to, the SEC.  These documents are also available on the SEC’s website  at  www.sec.gov,  or  a  unitholder  may  obtain  information  on  the  operation  of  the  Public  Reference  Room  by  calling  the  SEC  at  1-800-SEC-0330.    No information from either the SEC’s website or our website is incorporated herein by reference. ITEM 1A. RISK FACTORS Unitholders should consider carefully the following risk factors together with all of the other information included in this Annual Report on Form 10-K and our other reports filed with the SEC before investing in our common units. If any of the following risks were actually to occur, our business, financial condition or results of operations could be materially adversely affected. In that case, the trading price of our common units could decline and a unitholder could lose all or part of their investment. Risks Related to Our Business We may not have sufficient cash from operations following the establishment of cash reserves and payment of fees and expenses, including cash reimbursement to our general partner and its affiliates to enable us to pay our minimum quarterly distributions to holders of our units. In  order  to  pay  the  minimum  quarterly  distribution  of  $0.3875  per  unit  per  quarter,  or  $1.55  per  unit  on  an  annualized  basis,  we  will  require  available  cash  of approximately $4.6 million per quarter, or $18.3 million per year, based on the number of common and subordinated units outstanding as of March 23, 2016. We may not have sufficient available cash from operating surplus each quarter to enable us to pay the minimum quarterly distribution. The amount of cash we can distribute on our units principally depends upon the amount of cash we generate from our operations, which will fluctuate from quarter to quarter based on, among other things: ● ● ● ● ● ● ● ● ● the fees we charge, and the margins we realize, from PIS, IS and W&ES; the number and types of projects conducted by PIS and IS and the volume of saltwater handled in W&ES; the amount of residual oil we are able to separate and sell from the saltwater we receive that can be impacted by the quality and price of the oil; the cost of achieving organic growth in current and new markets; our ability to make profitable acquisitions of pipeline inspection and integrity companies and other SWD facilities; the level of competition from other companies; governmental regulations, including changes in governmental regulations, in our industry; prevailing economic and market conditions, including low or volatile commodity prices and their effect on our customers; and weather and natural disasters, lightning, seismic activity, vandalism and acts of terror. 17                                                               Table Of Contents In addition, the actual amount of cash we will have available for distribution will depend on other factors, some of which are beyond our control, including: ● ● ● ● ● ● ● ● ● the level of capital expenditures we make; the cost of acquisitions; the level of our operating costs and expenses and the performance of our various facilities, inspectors and staff; our debt service requirements and other liabilities; fluctuations in our working capital needs; our ability to borrow funds and access capital markets; restrictions contained in our debt agreements; the amount of cash reserves established by our general partner; and other business risks affecting our cash levels. We would not have had sufficient cash available for distribution to pay the full minimum quarterly distribution on all of our units for the year ended December 31, 2013. We must generate approximately $18.3 million of cash available for distribution to pay the aggregate minimum quarterly distributions for four quarters on all units outstanding as of March 23, 2016. The amount of cash available for distribution that we generated during the year ended December 31, 2013 on a pro forma basis would have been sufficient to pay 100% of the aggregate minimum quarterly distribution on all common units, and 54.2% of the aggregate minimum quarterly distributions  on  our  subordinated  units  for  that  period.  Our  ability  to  pay  the  minimum  quarterly  distribution  is  subject  to  various  restrictions  and  other  factors described in more detail under “Item 5 – Market for Registration ’ s Common Equity, Related Unitholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities – Our Cash Distribution Policy.” If we are not able to generate additional cash for distribution to our unitholders in future periods, we may not be able to pay the full minimum quarterly distribution or any amount on our common or subordinated units, in which event the market price of our common units may decline materially. We serve customers who are involved in drilling for, producing and transporting oil and natural gas. Adverse developments affecting the oil and natural gas industry or drilling activity, including sustained low or further reduced oil or natural gas liquids prices, reduced demand for oil and natural gas products, adverse weather conditions, and increased regulation of drilling and production, could have a material adverse effect on our results of operations. W&ES depends on our oil and natural gas customers’ willingness to make operating and capital expenditures to develop and produce oil and natural gas in the United  States.  A  reduction  in  drilling  activity  generally  results  in  decreases  in  the  volumes  of  new  flowback  and  produced  water  generated,  which  adversely impacts our revenues. Therefore, if these expenditures decline, our business is likely to be adversely affected. The level of activity in the oil and natural gas exploration and production industry in the U.S. has been volatile. According to the Baker Hughes oil and gas drilling rig  count,  the  U.S.  weekly  aggregate  rig  count  reached  an  all-time  high  of  4,530  rigs  in  December  1981  and  a  post-1942  low  of  488  rigs  in  April  1999.  From January 2010 through February 2015, the aggregate U.S. weekly rig count has remained above 1,220 rigs, reaching a peak of 2,026 rigs in November 2011 and declining to 571 rigs in February 2016. The prices of crude oil and related products has dropped substantially in the fourth quarter of 2014 and have been negatively affected  by  a  combination  of  factors,  including  weakening  demand,  increased  worldwide  production,  the  decision  by  the  Organization  of  Petroleum  Exporting Countries to keep production levels unchanged and a strengthening in the U.S. dollar relative to most other currencies. Further downward pressure on commodity prices continued throughout 2015, and we expect continuing low commodity prices through 2016. If crude oil prices do not recover, or take longer to recover than anticipated, exploration and production companies, pipeline owners and operators and public utility or local distribution companies in the regions we conduct our business may reduce capital spending on maintaining their pipelines or oil and natural gas production.  W&ES constitutes approximately 4% and 6% of our revenue for the years ended December 31, 2015 and 2014. Therefore, a continued decrease in drilling activity or hydraulic fracking could have an adverse effect on our financial position, results of operations, demand for services, cash flows or our ability to make cash distributions to our unitholders or required payments on our outstanding debt. 18                                                       Table Of Contents Our customers’ willingness to engage in drilling and production of oil and natural gas depends largely upon prevailing industry conditions that are influenced by numerous factors over which our management has no control, such as: ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● the supply of and demand for oil and natural gas; the level of prices, and expectations about future prices, of oil and natural gas; the cost of exploring for, developing, producing and delivering oil and natural gas, including fracturing services; the expected rate of decline of current oil and natural gas production; the discovery rates of new oil and natural gas reserves; available pipeline and other transportation capacity; lead times associated with acquiring equipment and products and availability of personnel; weather conditions, including hurricanes, tornadoes, earthquakes, wildfires, drought or man-made disasters that can affect oil and natural gas operations over a wide area, as well as local weather conditions such as unusually cold winters in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota that can have a significant impact on drilling activity in that region; domestic and worldwide economic conditions; contractions in the credit market; political instability in certain oil and natural gas producing countries; the continued threat of terrorism and the impact of military and other action, including military action in the Middle East or other parts of the world; governmental regulations, including income tax laws or government incentive programs relating to the oil and natural gas industry and the policies of governments regarding the exploration for and production and development of their oil and natural gas reserves; the level of oil production by non-OPEC countries and the available excess production capacity within OPEC; oil refining capacity and shifts in end-customer preferences toward fuel efficiency; potential acceleration in the development, and the price and availability, of alternative fuels; the availability of water resources for use in hydraulic fracturing operations; public pressure on, and legislative and regulatory interest in, federal, state, and local governments to ban, stop, significantly limit or regulate hydraulic fracturing operations; technical advances affecting energy consumption; the access to and cost of capital for oil and natural gas producers; ● merger and divestiture activity among oil and natural gas producers; and ● the impact of changing regulations and environmental and safety rules and policies. The working capital needs of the PI S segment are substantial, which will reduce our borrowing capacity for other purposes and reduce our cash available fo r distribution. PIS has substantial working capital needs throughout the year as we pay the majority of our inspectors on a weekly basis, but typically receive payment from our customers 45 to 90 days after the services have been performed. We intend to make borrowings under our credit facility to fund the working capital needs of PIS, and these borrowings will reduce the amount of credit available for other uses, such as working capital for our water disposal business, acquisitions and growth projects,  and  increase  interest  expense,  thereby  reducing  cash  available  for  distribution  to  our  unitholders.  Any  cash  generated  from  operations  used  to  fund working  capital  needs  will  also  reduce  cash  available  for  distribution  to  our  unitholders.  Additionally,  if  we  experience  any  delays  in  payment  by  our  pipeline inspection and integrity services customers, we may be subject to significant and rapid increases in our working capital needs that could require us to make further borrowings under our revolving credit facility or impact our ability to pay our minimum quarterly distributions. 19                                                                                                   Table Of Contents Our business is dependent upon the willingness of our customers to outsource their pipeline inspection and integrity service activities and waste management activities. Our business is largely dependent on the willingness of customers to outsource their pipeline inspection and integrity service activities and the treatment of their water and environmental services. Some pipeline owners and operators currently inspect and perform integrity activities on their own pipeline systems using the same techniques and technologies that we use, as well as others that we currently do not employ. In addition, many oil and natural gas producing companies own and operate waste treatment, recovery and SWD facilities, and some producers recycle saltwater on-site. Most oilfield operators, including many of our customers, have  numerous  abandoned  wells  that  could  be  licensed  for  use  in  the  disposition  of  internally  generated  waste  and  third-party  waste  in  competition  with  us. Additionally, technologies may be developed that could be used by our customers to recycle saltwater and to recover oil through oilfield waste processing. Our current customers could decide to inspect and perform integrity activities on their own pipeline systems or process and dispose of their waste internally, either of which could have a material adverse effect on our financial position, results of operations, cash flows and our ability to make cash distributions to our unitholders. Our markets are highly competitive, and competition could adversely impact our financial position, results of operations, demand for services, cash flows or our ability to make required payments on debt outstanding. We have many competitors in PIS, IS and W&ES. Other companies offer similar pipeline inspection and integrity services or third-party saltwater disposal in our primary markets. Some of our customers also compete with us in the treatment and disposal sector by offering such services to other oil and natural gas companies. Our customers regularly evaluate the best combination of value and price from competing alternatives and new technologies and can move between alternatives or, in some cases, develop their own alternatives with relative ease. This competition influences the prices we charge and requires us to control our costs aggressively and  maximize  efficiency  in  order  to maintain  acceptable  operating  margins;  however,  we  may  be unable  to  do so and  remain  competitive  on a  cost-for-service basis.  In  addition,  existing  and  future  competitors  may  develop  or  offer  services  or  new  technologies  that  have  pricing,  location  or  other  advantages  over  the services we provide, including a lower cost of capital. We do not enter into long-term contracts with our customers, which subjects us to renewal or termination risks. We do not typically enter into long-term contracts with customers. While we frequently operate under master services agreements with customers that set forth the terms on which we will provide services, customers operating under these agreements typically have the ability to terminate their relationship with us at any time at their  sole discretion  by choosing  to not use us to provide  pipeline  inspection  and integrity  management  services  or by ceasing  to deliver  saltwater  to our SWD facilities. Therefore, there is a heightened risk that our customers may decide not to use our inspection and integrity services or dispose of their saltwater through us.  The  failure  of  customers  to  continue  to  use  our  services  could  adversely  affect  our  operations,  financial  condition,  cash  flows  and  ability  to  make  cash distribution to our unitholders. We depend on a limited number of customers for a substantial portion of our revenues. The loss of, or a material nonpayment by, our key customers could adversely affect our results of operations, financial condition and ability to make cash distributions to our unitholders. Our ten largest customers generated approximately 71%, 78% and 80% of our consolidated revenue for the years ended December 31, 2015, 2014 and the period from June 26, 2013 through December 31, 2013. There were three customers that accounted for more than 10% of revenues for the years ended December 31, 2015 and  2014;  Enbridge  Energy  Partners,  Enterprise  Products  Partners  and  Plains  All  America  Pipeline.    For  the  period  from  June  26,  2013  through  December  31, 2013, Enbridge Energy Partners and Enterprise Products Partners each individually made up more than 10% of consolidated revenues of PIS.  Revenues from these customers resulted from inspection operations, which are activities conducted by our PIS segment.  The loss of all, or even a portion of, the revenues from these customers, as a result of competition, market conditions or otherwise, could have a material adverse effect on our business, results of operations, financial condition and cash flows. The credit risks of our concentrated customer base could result in losses. Many  of  our  customers  are  oil  and  natural  gas  companies  that  are  facing  liquidity  constraints  in  light  of  the  current  commodity  price  environment.  This concentration of our customers in the energy industry may impact our overall exposure to credit risk as customers may be similarly affected by prolonged changes in  economic  and  industry  conditions.  If  a  significant  number  of  our  customers  experience  a  prolonged  business  decline  or  disruptions,  we  may  incur  increased exposure to credit risk and bad debts. 20                           Table Of Contents Disruptions in the transportation services of trucking companies transporting saltwater could adversely affect our results of operations and cash available for distribution to our unitholders. We primarily depend on trucking companies to transport saltwater to our SWD facilities. In recent years, certain states, including North Dakota and Texas, and counties have increased enforcement of weight limits on trucks used to transport raw materials on their public roads. Also, as a result of regulations issued in March 2014, all waste haulers transporting produced water in North Dakota must possess a valid permit for transporting solid waste from the North Dakota Department of Health to legally transport such wastes. It is possible that the states, counties and cities in which W&ES conducts its operations may modify their laws to further reduce  truck  weight  limits,  or  impose  curfews  or  other  restrictions  on  the  use  of  roadways.  Such  legislation  and  enforcement  efforts  could  result  in  delays  in transporting saltwater to our SWD facilities and increased costs to transport saltwater to our facilities, which may either increase our operating costs or reduce the amount  of  saltwater  transported  to  our  SWD  facilities.  This  could  decrease  our  operating  margins  or  amounts  of  saltwater  disposed  at  our  SWD  facilities  and thereby affect our results of operations and cash available for distribution.  A significant increase in fuel or insurance prices may adversely affect the transportation costs of our trucking company customers, which could result in a decrease in the rates for our saltwater and environmental services they would be willing to pay. Fuel is a significant operating expense for our trucking customers, and a significant increase in fuel prices will result in increased transportation costs to them. The price and supply of fuel is unpredictable and fluctuates based on events such as geopolitical developments, supply and demand for oil and natural gas, actions by oil and natural gas producers, war and unrest in oil producing countries and regions, regional production patterns and weather concerns. A significant increase in fuel prices could drive down the prices our trucking company customers would be willing to pay, which would reduce our revenues and impact our ability to make distributions to our unitholders. Insurance is a significant operating expense for our trucking customers, and a significant increase in insurance prices or decrease in availability of coverage results in increased transportation costs to them. Volumes of residual oil recovered during the saltwater water treatment process can vary. Any significant reduction in residual oil content in the water we treat, or the price we achieve for residual oil sales, will affect our recovery of residual oil and, therefore, our profitability. Approximately  8%  and  22%  of  our  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2015  and  2014,  respectively,  in  W&ES  was  derived  from  sales  of  residual  oil recovered during the saltwater treatment process. Our ability to recover sufficient volumes of residual oil is dependent upon the residual oil content in the saltwater we treat, which is, among other things, a function of water type, chemistry, source and temperature. Generally, where outside temperatures are lower, there is less residual oil content and separation is more difficult. Thus, our residual oil recovery during the winter season is lower than our recovery during the summer season in North Dakota. Additionally, residual oil content will decrease if, among other things, producers begin recovering higher levels of residual oil in saltwater prior to delivering such saltwater to us for treatment. Also, the revenues we derive from sales of residual oil are subjected to fluctuations in the price of oil. Any reduction in residual crude oil content in the saltwater we treat or the prices we realize on our sales of residual oil could materially and adversely affect our profitability. Our business may be difficult to evaluate because we have a limited period of historical financial and operating data. Prior to June 26, 2013, our historical financial and operating data does not include PIS. Prior to May 1, 2015, our historical financial and operation data does not include IS. As a result, we have provided only limited financial and operating data regarding the consolidated business that we operate. The historical financial and operating  results  of  our  business  may  be  materially  different  from  our  future  financial  and  operating  results.  Our  future  results  will  depend  on  our  ability  to efficiently manage our integrated operations and execute our business strategy. Our historical financial performance should not be considered reliable indicators of our future performance. In  addition,  we  face  challenges  and  uncertainties  in  financial  and  operational  planning  as  a  result  of  the  limited  access  to  historical  data  regarding  volumes  of oilfield waste treated and related sales and pricing. Our first facilities were opened during 2011, and other companies in the SWD industry do not regularly release historical data related to their SWD facilities. This limited data may make it more difficult for us and our investors to evaluate our business and prospects and to forecast our future operating results. We are vulnerable to the potential difficulties, expenses and uncertainties associated with rapid growth and expansion. We have grown rapidly since our inception in 2012, primarily through acquisitions. We believe that our future success depends on our ability to manage the rapid growth that we have experienced and the demands from increased responsibility on our management personnel. The following factors could present difficulties to us: ● ● ● organizational challenges common to large, expansive operations; administrative burdens; employee insurance; 21                                       Table Of Contents ● ● ● ● ● ● limitations with systems and technology; safety and training; ability to recruit, train and retain personnel and managers; ability to obtain permits for expanded operations; access to debt and equity capital on attractive terms; and long lead times associated with acquiring equipment and building any new facilities. Our operating results could be adversely affected if we do not successfully manage these potential difficulties. Our ability to grow in the future is dependent on our ability to access external growth capital. We will distribute all of our available cash after expenses and prudent operating reserves to our unitholders. We expect that we will rely primarily upon external financing sources, including borrowings under our credit facilities and the issuance of debt and equity securities, to fund growth capital expenditures. However, we may not be able to obtain equity or debt financing on terms favorable to us, or at all. To the extent we are unable to efficiently finance growth externally, our cash distribution  policy  will  significantly  impair  our  ability  to  grow.  In  addition,  because  we  distribute  all  of  our  available  cash,  we  may  not  grow  as  quickly  as businesses that reinvest their available cash to expand ongoing operations. Furthermore, Holdings is under no obligation to fund our growth. To the extent we issue additional units in connection with the financing of other growth capital expenditures, the payment of distributions on those additional units may increase the risk that we will be unable to maintain or increase our per-unit distribution level. There are no limitations in our partnership agreement on our ability to issue additional units, including units ranking senior to the common units. The incurrence of borrowings or other debt by us to finance our growth strategy would result in interest expense, which in turn would affect the available cash that we have to distribute to our unitholders. Our utilization of existing capacity, expansion of existing SWD facilities and construction or purchase of new SWD facilities may not result in revenue increases and will be subject to regulatory, environmental, political, legal and economic risks, which could adversely affect our operations and financial condition. A portion of our strategy to grow and increase distributions to unitholders is dependent on our ability to utilize available capacity at our existing facilities, expand existing SWD facilities and construct or purchase new SWD facilities. The construction of a new SWD facility or the extension, renovation or expansion of an existing SWD facility, such as by connecting the SWD facility to pipeline systems, involves numerous business, competitive, regulatory, environmental, political and legal uncertainties, most of which are beyond our control. If we undertake these projects, they may not be completed on schedule or at all or at the budgeted cost.  Furthermore,  we  will  not  receive  any  material  increases  in  revenues  until  after  completion  of  the  project,  although  we  will  have  to  pay  financing  and construction costs during the construction period. As a result, new SWD facilities may not be able to attract enough demand for water and environmental services to achieve our expected investment return, which could materially adversely affect our results of operations and financial condition and our ability in the future to make distributions to our unitholders. Our ability to acquire assets from Holdings or third parties is subject to risks and uncertainty. If we are unable to make acquisitions on economically acceptable terms, our future growth would be limited, and any acquisitions we may make may reduce, rather than increase, our cash flows and ability to make distributions to unitholders. Furthermore, we may not realize the benefits from or successfully integrate any acquisitions. A portion of our strategy to grow our business and increase distributions to unitholders is dependent on our ability to make acquisitions that result in an increase in cash we generate on a per unit basis. The acquisition component of our strategy is based, in large part, both on our expectation of continuing consolidation in the industries in which we operate and our ability to acquire interests in additional assets from Holdings. Holdings is developing or seeking to purchase several water and environmental services assets and facilities that may be suitable to our operations in the future. We may have the opportunity to make acquisitions directly from Holdings and its affiliates in the future. The consummation and timing of any future acquisitions of these assets will depend upon, among other things, Holdings’ and its affiliates’ willingness to offer these assets for sale, our ability to negotiate acceptable purchase agreements and commercial agreements with respect to the assets and our ability to obtain financing on acceptable terms. We can offer no assurance that we will be able to successfully consummate any future acquisitions with Holdings and its affiliates, and Holdings and its affiliates are under no obligation to accept any offer that  we  may  choose  to  make.  In  addition,  certain  of  these  assets  may  require  substantial  capital  expenditures  in  order  to  maintain  compliance  with  applicable regulatory requirements or otherwise make them suitable for our commercial needs. For these or a variety of other reasons, we may decide not to acquire these assets from Holdings and its affiliates if, and when, Holdings and its affiliates offers such assets for sale, and our decision will not be subject to unitholder approval. 22                                                 Table Of Contents Additionally, we may not be able to make accretive acquisitions from third parties if we are: ● ● ● ● unable to identify attractive acquisition candidates or negotiate acceptable purchase contracts; unable to obtain financing for these acquisitions on economically acceptable terms; outbid by competitors; or for any other reason. If  we  are  unable  to  make  acquisitions  from  Holdings  and  its  affiliates  or  third  parties,  our  future  growth  and  ability  to  increase  distributions  will  be  limited. Furthermore, even if we do consummate acquisitions that we believe will be accretive, they may in fact result in a decrease in cash flow. Any acquisition involves potential risks, including, among other things: ● mistaken assumptions about disposal capacity, number and quality of inspectors, revenues and costs, cash flows, capital expenditures and synergies; ● ● the assumption of unknown liabilities; limitations on rights to indemnity from the seller; ● mistaken assumptions about the overall costs of equity or debt; ● ● ● ● ● the diversion of management’s attention from other business concerns; integrating business operations or unforeseen regulatory issues; unforeseen new regulations; unforeseen difficulties operating in new geographic areas; and customer or key personnel losses at the acquired businesses. If we consummate any future acquisitions, our capitalization and results of operations may change significantly, and unitholders will not have the opportunity to evaluate the economic, financial and other relevant information that we will consider in determining the application of these funds and other resources. We conduct a portion of our operations through entities that we partially own, which subjects us to additional risks that could have a material adverse effect on our financial condition and results of operations. We own a 51.0% interest in Brown Integrity, LLC and a 49.0% interest in CF Inspection Management, LLC. We may also enter into other arrangements with third parties in the future. Other third parties in future arrangements may have, obligations that are important to the success of the arrangement, such as the obligation to pay their share of capital and other costs of these partially owned entities. The performance  of these third-party obligations, including the ability of our current partners to satisfy their respective obligations, is outside our control. If these parties do not satisfy their obligations under the arrangements, our business may be adversely affected. Our joint venture arrangements may involve risks not otherwise present without a partner, including, for example: ● ● ● our partner shares certain blocking rights over transactions; our partner may take actions contrary to our instructions or requests or contrary to our policies or objectives; although we may control these joint ventures, we may have contractual duties to the joint ventures’ respective other owners, which may conflict with our interests and the interests of our unitholders; and ● disputes between us and other partners may result in delays, litigation or operational impasses. 23                                                                                             Table Of Contents The risks described above or any failure to continue joint ventures or to resolve disagreements with our third-party partners could adversely affect our ability to transact  the  business  that  is  the  subject  of  such  business,  which  would,  in  turn,  negatively  affect  our  financial  condition,  results  of  operations  and  ability  to distribute cash to our unitholders. Restrictions in our Credit Agreement could adversely affect our business, financial condition, results of operations, ability to make cash distributions to our unitholders and the value of our units. On  December  24,  2013,  we  entered  into  a  $120.0  million  Credit  Agreement,  which  we  used  to  replace  the  TIR  Entities’  existing  revolving  credit  facility  and mezzanine  facilities.  On  October  21,  2014,  the  Credit  Agreement  was  amended  to  increase  the  aggregate  availability  under  the  Credit  Agreement  from  $120.0 million to $200.0 million.  Our Credit Agreement limits our ability to, among other things: ● incur or guarantee additional debt; ● make certain investments and acquisitions; ● ● ● incur certain liens or permit them to exist; alter our line of business; enter into certain types of transactions with affiliates; ● merge or consolidate with another company; and ● transfer, sell or otherwise dispose of assets. The Credit Agreement also contains certain covenants requiring us to maintain certain financial ratios. Our ability to meet those financial ratios and tests can be affected by events beyond our control, and we cannot assure unitholders that it would meet those ratios and tests. The  provisions  of  our  new  and  future  credit  agreements  may  affect  our  ability  to  obtain  future  financing  and  pursue  attractive  business  opportunities  and  our flexibility in planning for, and reacting to, changes in business conditions. For example, our funds available for operations, future business opportunities and cash distributions to unitholders may be reduced by that portion of our cash flow required to make interest payments on our debt. Our ability to service our debt may depend  upon,  among  other  things,  our  future  financial  and  operating  performance,  which  will  be  affected  by  prevailing  economic  conditions  and  financial, business, regulatory and other factors, some of which are beyond our control. If our operating results are not sufficient to service any future indebtedness, we will be forced to take actions such as reducing distributions, reducing or delaying our business activities, acquisitions, investments or capital expenditures, selling assets or seeking additional equity capital. We cannot assure unitholders that we would be able to take any of these actions, that these actions would be successful and permit us to meet our scheduled debt service obligations or satisfy our capital requirements, or that these actions would be permitted under the terms of our Credit Agreement or future debt agreements. Our new and future debt documents restrict our ability to dispose of assets and use the proceeds from the disposition. We may not be able to consummate those dispositions or to obtain the proceeds which we could realize from them and these proceeds may not be adequate to meet any debt service obligations then due. In addition, a failure to comply with the provisions of our new or future credit facilities could result in a default or an event of default that could enable its lenders to declare the outstanding principal of that debt, together with accrued and unpaid interest, to be immediately due and payable. If the payment of debt is accelerated, defaults under its other debt instruments, if any, may be triggered, and our assets may be insufficient to repay such debt in full, and the holders of our units could experience a partial or total loss of their investment in us. Please read “Item 7 – Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations – Liquidity and Capital Resources” for additional information about our credit facilities. Our existing and future debt levels may limit our flexibility to obtain financing and to pursue other business opportunities. As  of  December  31,  2015,  we  had  $140.9  million  of  indebtedness  outstanding  under  our  Credit  Agreement.    We  will  have  the  ability  to  incur  additional  debt, subject to limitations in our Credit Agreement. Our degree of leverage could have important consequences to us, including the following: ● ● ● ● our ability to obtain additional financing, if necessary, for working capital, capital expenditures, acquisitions or other purposes may be impaired or such financing may not be available on favorable terms; our funds available for operations, future business opportunities and distributions to unitholders will be reduced by that portion of our cash flow required to make interest payments on our debt; we may be more vulnerable to competitive pressures or a downturn in our business or the economy generally; and our flexibility in responding to changing business and economic conditions may be limited. 24                                                                 Table Of Contents Our  ability  to  service  our  debt  will  depend  upon,  among  other  things,  our  future  financial  and  operating  performance,  which  will  be  affected  by  prevailing economic  conditions  and  financial,  business,  regulatory  and  other  factors,  some  of  which  are  beyond  our  control.  If  our  operating  results  are  not  sufficient  to service our current or future indebtedness, we will be forced to take actions such as reducing distributions, reducing or delaying our business activities, acquisitions, investments or capital expenditures, selling assets or seeking additional equity capital. We may not be able to effect any of these actions on satisfactory terms or at all. Our business could be adversely impacted if we are unable to obtain or maintain the regulatory permits required to develop and operate our facilities and to dispose of certain types of waste. We  own  and  operate  SWD  facilities  in  North  Dakota  and  Texas,  each  with  its  own  regulatory  program  for  addressing  the  handling,  treatment,  recycling  and disposal of saltwater. We are also required to comply with federal laws and regulations governing our operations. These environmental laws and regulations require that we, among other things, obtain permits and authorizations prior to the development and operation of waste treatment and storage facilities and in connection with the disposal and transportation of certain types of waste. The applicable regulatory agencies strictly monitor waste handling and disposal practices at all of our facilities. For many of our sites, we are required under applicable laws, regulations, and/or permits to conduct periodic monitoring, company-directed testing and third-party testing. Any failure to comply with such laws, regulations, or permits may result in suspension or revocation of necessary permits and authorizations, civil or criminal liability and imposition of fines and penalties, which could adversely impact our operations and revenues and ability to continue to provide oilfield water and environmental services to our customers. In addition, we may experience a delay in obtaining, be unable to obtain, or suffer the revocation of required permits or regulatory authorizations, which may cause us  to  be  unable  to  serve  customers,  interrupt  our  operations  and  limit  our  growth  and  revenue.  Regulatory  agencies  may  impose  more  stringent  or  burdensome restrictions or obligations on our operations when we seek to renew or amend our permits. For example, permit conditions may limit the amount or types of waste we can accept, pressures, require us to make material expenditures to upgrade our facilities, implement more burdensome and expensive monitoring or sampling programs,  or  increase  the  amount  of  financial  assurance  that  we  provide  to  cover  future  facility  closure  costs.  Moreover,  nongovernmental  organizations  or  the public may elect to protest the issuance or renewal of our permits on the basis of developmental, environmental or aesthetic considerations, which protests may contribute to a delay or denial in the issuance or reissuance of such permits. It is not uncommon for local property owners or, in some cases oil and natural gas producers, to oppose SWD permits. Any such limitations or requirements could limit the water and environmental services we provide to our customers, or make such services more expensive to provide, which could have a material adverse effect on our financial position, results of operations, cash flows and our ability to make cash distributions to our unitholders. Delays in obtaining permits by our customers for their operations could impair our business. In most states, our customers are required to obtain permits from one or more governmental agencies in order to perform drilling and completion activities and to operate pipeline and gathering systems. Such permits are typically issued by state agencies, but federal and local governmental permits may also be required. The requirements for such permits vary depending on the location where such drilling and completion, and pipeline and gathering, activities will be conducted. As with all governmental permitting processes, there is a degree of uncertainty as to whether a permit will be granted, the time it will take for a permit to be issued, and the conditions that may be imposed in connection with the granting of the permit. Recently, moratoriums on the issuance of permits for certain types of drilling and completion  activities  have  been  imposed  in  some  areas,  such  as  New  York.  Some  of  our  customers’  drilling  and  completion  activities  may  also  take  place  on federal land or Native American lands, requiring leases and other approvals from the federal government or Native American tribes to conduct such drilling and completion activities. In some cases, federal agencies have cancelled proposed leases for federal lands and refused or delayed required approvals. Consequently, our customers’ operations in certain areas of the U.S. may be interrupted or suspended for varying lengths of time, causing a loss of revenue to us and adversely affecting our results of operations in support of those customers. 25                   Table Of Contents In the future we may face increased obligations relating to the closing of our SWD facilities and may be required to provide an increased level of financial assurance to guaranty the appropriate closure activities occur for an SWD facility. Obtaining a permit to own or operate an SWD facility generally requires us to establish performance bonds, letters of credit or other forms of financial assurance to address clean up and closure obligations at our SWD facilities. In particular, the regulatory agencies of the two states in which we operate require us to post letters of credit in connection with the operation of our SWD facilities. As we acquire additional SWD facilities or expand our existing SWD facilities, these obligations will  increase.  Additionally,  in  the  future,  regulatory  agencies  may  require  us  to  increase  the  amount  of  our  closure  bonds  at  existing  SWD  facilities.  We  have accrued  approximately  $117  thousand  on  our  balance  sheet  related  to  our  future  closure  obligations  of  our  SWD  facilities  as  of  December  31,  2015.  However, actual costs could exceed our current expectations, as a result of, among other things, federal, state or local government regulatory action, increased costs charged by service providers that assist in closing SWD facilities and additional environmental remediation requirements. Increased regulatory requirements regarding our existing or future SWD facilities, including the requirement to pay increased closure and post-closure costs or to establish increased financial assurance for such activities could substantially increase our operating costs and cause our available cash that we have to distribute to our unitholders to decline. Changes in laws or government regulations regarding hydraulic fracturing could increase our customers’ costs of doing business, limit the areas in which our customers can operate and reduce oil and natural gas production by our customers, which could adversely impact our business. We do not conduct hydraulic fracturing operations, but we do provide treatment and disposal services with respect to the fluids used and wastes generated by our customers in such operations, which are often necessary to drill and complete new wells and maintain existing wells. Hydraulic fracturing involves the injection of water, sand or other proppants and chemicals under pressure into target geological formations to fracture the surrounding rock and stimulate production. Presently, hydraulic fracturing is regulated primarily at the state level, typically by state oil and natural gas commissions and similar agencies.  Several states, including Texas and North Dakota, where we conduct our water and environmental services business, have either adopted or proposed laws and/or regulations to require oil and natural gas operators to disclose chemical ingredients and water volumes used to hydraulically fracture wells, in addition to more stringent well construction and monitoring requirements.  The chemical ingredient information is generally available to the public via online databases including fracfocus.org, and this may bring more public scrutiny to hydraulic fracturing operations.  At the federal level, the SDWA regulates the underground injection of substances through the UIC program and generally exempts hydraulic fracturing from the definition of “underground injection.” The U.S. Congress has in recent legislative sessions considered legislation to amend the SDWA including legislation that would  repeal  the  exemption  for  hydraulic  fracturing  from  the  definition  of  “underground  injection”  and  require  federal  permitting  and  regulatory  control  of hydraulic fracturing, as well as legislative proposals to require disclosure of the chemical constituents of the fluids used in the fracturing process. Federal agencies have also asserted regulatory authority over certain aspects of the process within their jurisdiction. For example, the EPA issued an Advanced Notice of Proposed Rulemaking seeking comment on its intent to develop regulations under the Toxic Substances Control Act to require companies to disclose information regarding the chemicals used in hydraulic fracturing, and proposed effluent limitations for the disposal of wastewater from unconventional resources to publicly owned treatment works.  In addition, the U.S. Department of the Interior (“DOI”) published a rule that updates existing regulation of hydraulic fracturing activities  on  federal  lands,  including  requirements  for  disclosure,  well  bore  integrity  and  handling  of  flowback  water.    This  rule  has  been  stayed  pending  the resolution of various legal challenges. The EPA is conducting a study of the potential impacts of hydraulic fracturing activities on drinking water. The EPA released a draft report for peer review and public  comment  in  2015.  As  part  of  this  study,  the  EPA  requested  that  certain  companies  provide  them  with  information  concerning  the  chemicals  used  in  the hydraulic fracturing process. This study and other studies that may be undertaken by the EPA or other governmental authorities, depending on their results, could spur initiatives to regulate hydraulic fracturing under the SDWA or otherwise. If new federal, state or local laws or regulations that significantly restrict hydraulic fracturing are adopted, such legal requirements could result in delays, eliminate certain drilling and injection activities and make it more difficult or costly for our customers  to  perform  fracturing.  Any  such  regulations  limiting  or  prohibiting  hydraulic  fracturing  could  reduce  oil  and  natural  gas  exploration  and  production activities by our customers and, therefore, adversely affect our business. Such laws or regulations could also materially increase our costs of compliance and doing business by more strictly regulating how hydraulic fracturing wastes are handled or disposed. Oil and natural gas producers ’ operations, especially those using hydraulic fracturing, are substantially dependent on the availability of water. Restrictions on the ability to obtain water may incentivize water recycling efforts by oil and natural gas producers which would decrease the volume of saltwater delivered to our SWD facilities. Water is an essential component of oil and natural gas production during the drilling, and in particular, hydraulic fracturing, process. However, the availability of suitable water supplies may be limited for oil and natural gas producers due to reasons such as prolonged drought. For example, according to the Lower Colorado River Authority, during 2011, Texas experienced the lowest inflows of water of any year in recorded history. As a result of this severe drought, some local water districts  have  begun  restricting  the  use  of  water  subject  to  their  jurisdiction  for  hydraulic  fracturing  to  protect  local  water  supplies.  In  response  to  continuing drought conditions  in 2015, 2014 and 2013, the Texas Legislature  considered  a number  of bills that  would have mandated  recycling  of flowback  and produced water  and/or  prohibits  recyclable  water  from  being  disposed  of  in  wells.  If  oil  and  natural  gas  producers  in  Texas  are  unable  to  obtain  water  to  use  in  their operations from local sources, they may be incentivized to recycle and reuse saltwater instead of delivering such saltwater to our Texas SWD facilities (or in other states that adopt similar programs). Similarly, mandatory recycling programs could reduce the amount of materials sent to us for treatment and disposal. Any such limits or mandates could adversely affect our business and results of operations. 26                         Table Of Contents Increased attention to seismic activity associated with hydraulic fracturing and underground disposal could result in additional regulations and ad versely impact demand for our services. There exists a growing concern that the underground injection of produced water into disposal wells has triggered seismic activity in certain areas. Some states, including Texas, have promulgated rules or guidance in response to these concerns.  In Texas, the Texas Railroad Commission (“TRC”) published a final rule in October  2014  governing  permitting  or  re-permitting  of  disposal  wells  that  will  require,  among  other  things,  the  submission  of  information  on  seismic  events occurring within a specified radius of the disposal well location, as well as logs, geologic cross sections and structure maps relating to the disposal area in question. If the permittee or an applicant of a disposal well permit fails to demonstrate that the injected fluids are confined to the disposal zone or if scientific data indicates such  a  disposal  well  is  likely  to  be  or  determined  to  be  contributing  to  seismic  activity,  then  the  TRC  may  deny,  modify,  suspend  or  terminate  the  permit application or existing operating permit for that well. These new seismic permitting requirements applicable  to disposal wells impose more stringent permitting requirements and are likely to result in added costs to comply or, perhaps, may require alternative methods of disposing of salt water and other fluids, which could delay production schedules and also result in increased costs. Additional regulatory measures designed to minimize or avoid damage to geologic formations may be imposed to address such concerns. We and our customers may incur significant liability under, or costs and expenditures to comply with, environmental regulations, which are complex and subject to frequent change. Our and our customer’s operations are subject to stringent federal, state, provincial and local laws and regulations relating to, among other things, protection of natural resources, wetlands, endangered species, the environment, waste management, waste disposal, and transportation of waste and other materials. These laws and  regulations  may  impose  numerous  obligations  that  are  applicable  to  our  and  our  customer’s  operations,  including  the  acquisition  of  permits  to  conduct regulated  activities,  the  incurrence  of  capital  or  operating  expenditures  to  limit  or  prevent  releases  of  materials  from  our  or  our  customers’  operations,  and  the imposition of substantial liabilities and remedial obligations for pollution or contamination resulting from our and our customer’s operations. Compliance with this complex array of laws and regulations is difficult and may require us to make significant expenditures. A breach of such requirements may result in suspension or revocation of necessary licenses or authorizations, civil liability for, among other things, pollution damage and the imposition of material fines. Our operations also pose risks of environmental  liability due to leakage, migration, releases or spills from our operations to surface or subsurface soils, surface water or groundwater. Some environmental laws and regulations impose strict, joint and several liabilities in connection with releases of regulated substances into the environment. Therefore, in some situations we could be exposed to liability as a result of our conduct that was lawful at the time it occurred or the conduct of, or conditions caused by, third parties. Laws protecting the environment generally have become more stringent over time. We expect this trend to continue, which could lead to material increases in our costs  for  future  environmental  compliance  and  remediation,  and  could  adversely  affect  our  operations  by  restricting  the  way  in  which  we  treat  and  dispose  of exploration and production, or E&P, waste or our ability to expand our business. In particular, the RCRA, which governs the disposal of solid and hazardous waste, currently exempts certain E&P wastes from classification as hazardous wastes. In recent years, proposals have been made to rescind this exemption from RCRA. For example, in September 2010 an environmental group filed a petition with the EPA requesting  reconsideration  of  this  RCRA exemption.  To date,  the  EPA  has  not  taken  any  action  on the  petition.  If  the  exemption  covering  E&P wastes  is repealed or modified, or if the regulations interpreting the rules regarding the treatment or disposal of this type of waste were changed, our operations could face significantly more stringent regulations, permitting requirements, and other restrictions, which could have a material adverse effect on our business. Under  the  terms  of  our  amended  and  restated  omnibus  agreement,  Holdings  will  indemnify  us  for  certain  potential  claims,  losses  and  expenses  relating  to environmental matters and associated with the operation of the assets contributed to us and occurring before the closing date of our IPO. However, the liability of Holdings for these indemnification obligations is subject to a $350,000 deductible. Moreover, our assets constitute a substantial portion of Holdings’ assets, and Holdings has not agreed to maintain any cash reserve to fund any indemnification  obligations under our amended and restated omnibus agreement. In addition, changes  in  environmental  laws  occur  frequently,  and  any  such  changes  that  result  in  more  stringent  and  costly  requirements  would  not  be  covered  by  the environmental indemnity and could have a material adverse effect on our operations or financial position. 27                       Table Of Contents We could incur significant costs in cleaning up contamination that occurs at our facilities. Petroleum hydrocarbons, saltwater, and other substances and wastes arising from E&P related activities have been disposed of or released on or under many of our sites. At some of our facilities, we have conducted and may continue to conduct monitoring, and we will continue to perform such monitoring and remediation of known  contamination  until  the  appropriate  regulatory  standards  have  been  achieved.  These  monitoring  and  remediation  efforts  are  usually  overseen  by  state environmental regulatory agencies. Costs for such remediation activities may exceed estimated costs, and there can be no assurance that the future costs will not be material. It is possible that we may identify additional contamination in the future, which could result in additional remediation obligations and expenses, which could be material. We and our customers ma y be exposed to certain regulatory and financial risks related to climate change. The  EPA  has  adopted  regulations  under  existing  provisions  of  the  federal  Clean  Air  Act,  that,  for  example,  require  certain  large  stationary  sources  to  obtain Prevention  of  Significant  Deterioration,  or  PSD,  pre-construction  permits  and  Title  V  operating  permits  for  GHG  emissions.  The  EPA  has  also  adopted  rules requiring the monitoring and reporting of GHG emissions from specified sources in the United States, including, among others, certain onshore oil and natural gas processing and fractionating facilities, which was expanded in October 2015 to include onshore petroleum and natural gas gathering and boosting activities and natural gas transmission pipelines. Additionally, the U.S. Congress has in the past considered adopting legislation to reduce emissions of GHGs, and almost one- half of the states have already taken legal measures to reduce emissions of GHGs, primarily through the planned development of GHG emission inventories and/or regional GHG cap-and-trade programs.  Most of these cap and trade programs work by requiring major sources of emissions, such as electric power plants or major producers of fuels, such as refineries and natural gas processing plants, to acquire and surrender emission allowances that correspond to their annual emissions of GHGs.  In addition, in December 2015, over 190 countries, including the United States, reached an agreement to reduce greenhouse gas emissions. The EPA and other federal and state agencies have also acted to address greenhouse gas emissions in other industries, most notably coal-fired power generation, and as a result could attempt in the future to impose additional regulations on the oil and natural gas industry. Although it is not possible at this time to estimate how potential future laws or regulations addressing GHG emissions would impact our business, either directly or indirectly, any future federal or state laws or implementing regulations that may be adopted to address GHG emissions in areas where we operate could require us or our customers to incur increased operating costs. Regulation of GHGs could also result in a reduction in demand for and production of oil and natural gas, which would  result  in  a  decrease  in  demand  for  our  services.  We  cannot  predict  with  any  certainty  at  this  time  how  these  possibilities  may  affect  our  operations,  but effects could be materially adverse. Finally,  increasing  concentrations  of  GHGs  in  the  Earth’s  atmosphere  may  produce  climate  changes  that  have  significant  physical  effects,  such  as  increased frequency and severity of storms, floods and other climatic events. If any such effects were to occur, they could adversely affect or delay demand for the oil or natural gas produced by our customers or otherwise cause us to incur significant costs in preparing for or responding to those effects. Certain plant or animal species could be designated as endangered or threatened, which could limit our ability to expand some of our existing operati ons or limit our customers’ ability to develop new oil and natural gas wells. The federal Endangered Species Act (“ESA”) restricts activities that may affect endangered or threatened species or their habitats. Many states also have analogous laws designed to protect endangered or threatened species. For example, the lesser-prairie chicken was listed as threatened in March 2014, although a district court recently vacated this decision. 28                       Table Of Contents Additionally,  as  a  result  of  a  settlement  approved  by  the  U.S.  District  Court  for  the  District  of  Columbia  in  September  2011,  the  Fish  and  Wildlife  Service  is required to make a determination on the listing of more than 250 species as endangered or threatened under the ESA by the end of the Fish and Wildlife Service’s 2017 fiscal year. Although current listings have not had a material impact on our operations, the designation of previously unidentified endangered or threatened species under the ESA or similar state laws could limit our ability to expand our operations and facilities or could force us to incur material additional costs.  Moreover, listing such species under the ESA or similar state laws could indirectly, but materially, affect our business by imposing constraints on our customers’ operations, including the curtailment of new drilling or a refusal to allow a new pipeline to be constructed. We have customers in New Mexico, Texas, Oklahoma, Wyoming and North Dakota that have operations within the habitat of the greater sage-grouse and the lesser prairie-chicken, and our own operations are strategically located in proximity to our customers. To the extent these species, or other species that live in the areas where  our  operations  and  our  customers’  operations  are  conducted,  are  listed  under  the  ESA  or  similar  state  laws,  this  could  limit  our  ability  to  expand  our operations and facilities or could force us to incur material additional costs. Moreover, listing such species under the ESA or similar state laws could indirectly but materially affect our business by imposing constraints on our customers’ operations. We must comply with worker health and safety laws and regulations at our facilities and in connection with our operations , failure to do so could result in signifi cant liability and/or fines and penalties. Our activities are subject to a wide range of national, state and local occupational health and safety laws and regulations. These environmental, health and safety laws  and  regulations  applicable  to  our  business  and  the  business  of  our  customers,  including  laws  regulating  the  energy  industry,  and  the  interpretation  or enforcement of these laws and regulations are constantly evolving. Failure to comply with these health and safety laws and regulations could lead to third-party claims, criminal and regulatory violations, civil fines and changes in the way we operate our facilities, which could increase the cost of operating our business and have a material adverse effect on our financial position, results of operations and cash flows and our ability to make cash distributions to our unitholders. Our safety and compliance record is also important to our clients, and our failure to maintain safe operations can materially impact our business. A failure by our employees to follow applicable procedures and guidelines or on-site accidents could have a material adverse effect on our business. We require  our employees  to comply with various internal  procedures  and guidelines,  including an environmental  management  program  and worker health and safety guidelines. The failure by our employees to comply with our internal environmental, health and safety guidelines could result in personal injuries, property damage or non-compliance with applicable governmental laws and regulations, which may lead to fines, remediation obligations or third-party claims. Any such fines, remediation obligations, third-party claims or losses could have a material adverse effect on our financial position, results of operations and cash flows. In addition, on-site accidents can result in injury or death to our or other contractors’ employees or damage to our or other contractors’ equipment and facilities and damage to other people, truck drivers, area residents and property. Any fines or third-party claims resulting from any such on-site accidents could have a material adverse effect on our business. In addition, while an inspector is performing pipeline inspection or integrity services for us, the inspector is considered our employee and is eligible for workers’ compensation claims if the inspector is injured or killed while working for us. As the inspectors generally travel to and from projects in their own vehicles, we may be responsible for workers compensation claims or third-party claims arising out of vehicle accidents, which could negatively affect our results of operations. Unsatisfactory safety performance may negatively affect our customer relationships and, to the extent we fail to retain existing customers or attract new customers, adversely impact our revenues. Our ability to retain existing customers and attract new business is dependent on many factors, including our ability to demonstrate that we can reliably and safely operate our business and stay current on constantly changing rules, regulations, training, and laws. Existing and potential customers consider the safety record of their service providers to be of high importance in their decision to engage third-party servicers. If one or more accidents were to occur at one of our operating sites, or pipelines or gathering systems we inspect, the affected customer may seek to terminate or cancel its use of our facilities or services and may be less likely to continue to use our services, which could cause us to lose substantial revenues. Further, our ability to attract new customers may be impaired if they elect not to purchase our third-party services because they view our safety record as unacceptable. In addition, it is possible that we will experience numerous or particularly severe accidents in the future, causing our safety record to deteriorate. This may be more likely as we continue to grow, if we experience high employee turnover or labor shortage, or add inexperienced personnel. In addition, we could be subject to liability for damages as a result of such accidents and could incur penalties or fines for violations of applicable safety laws and regulations. 29                           Table Of Contents Our business involves many hazards, operational risks and regulatory uncertainties, some of which may not be fully covered by insurance. If a significant accident or event occurs for which we are not adequately insured or if we fail to recover all anticipated insurance proceeds for significant accidents or events for which we are insured, our operations and financial results could be adversely affected. Risks inherent to our industry, such as equipment defects, vehicle accidents, explosions, earthquakes, lightning strikes and incidents related to the handling of fluids and wastes, can cause personal injury, loss of life, suspension of operations, damage to formations, damage to facilities, business interruption and damage to or destruction  of  property,  equipment  and  the  environment.  We  use  fiberglass  tanks  at  our  SWD  facilities  because  fiberglass  is  less  corrosive  than  other  materials traditionally utilized. These tanks are, however, more prone to lighting strikes than traditional tanks, as a result of fiberglass’ tendency to store static electricity. The lightning protection systems we employ may not succeed in preventing lightning from damaging a facility. The risks associated with these types of accidents could expose us to substantial liability for personal injury, wrongful death, property damage, pollution and other environmental damages. The frequency and severity of such incidents will affect operating costs, insurability and relationships with employees and regulators. Our insurance coverage may be inadequate to cover our liabilities. For instance, while our insurance policies apply to and cover costs imposed on us by retroactive changes  in  governmental  regulations,  the  costs  we  incur  as  a  result  of  such  regulatory  changes  cannot  be  known  in  advance  and  may  exceed  our  coverage limitations. In addition, we may not be able to maintain adequate insurance in the future at rates we consider reasonable and commercially justifiable and insurance may  not  continue  to  be  available  on  terms  as  favorable  as  our  current  arrangements.  The  occurrence  of  a  significant  uninsured  claim,  a  claim  in  excess  of  the insurance coverage limits maintained by us or a claim at a time when we are not able to obtain liability insurance could have a material adverse effect on our ability to conduct normal business operations and on our financial condition, results of operations and cash flows. In some cases, electrical storms can damage facility motors  or  electronics,  and  it  may  not  be  possible  to  prove  to  the  insurance  carrier  that  such  storm  caused  the  damage.  We  do  not  carry  business  interruption insurance on our SWD facilities and as a result, could suffer a significant loss in revenue that could impact our ability to pay distributions on our units. Accidents or incidents related to the handling of hydraulic fracturing fluids, saltwater or other wastes are covered by our insurance against claims made for bodily injury, property damage or environmental damage and clean-up costs stemming from a sudden and accidental pollution event, provided that we report the event within 30 days after its commencement. The coverage applies to incidents the company is legally obligated to pay resulting from pollution conditions caused by covered operations. We may not have coverage if the operator is unaware of the pollution event and unable to report the “occurrence” to the insurance company within the required time frame. Although we have coverage for gradual, long-term pollution events at certain locations, this coverage does not extend to all places where we may be located or where we may do business. We also may have liability exposure if any pipelines or gathering systems transporting water to our SWD facilities develop a leak depending upon the terms of the contracts. Due to our lack of asset and geographic diversification, adverse developments in the areas in which we are located could adversely impact our fin ancial condition, results of operations and cash flows and reduce our ability to make distributions to our unitholders. Our  SWD  facilities  are  located  exclusively  in  North  Dakota  and  Texas.  This  concentration  could  disproportionately  expose  us  to  operational,  economic  and regulatory risk in these areas. Additionally, our SWD facilities currently comprise ten owned and one managed facility. Any operational, economic or regulatory issues  at  a  single  facility  could  have  a  material  adverse  impact  on  us.  Due  to  the  lack  of  diversification  in  our  assets  and  the  location  of  our  assets,  adverse developments in the our markets, including, for example, transportation constraints, adverse regulatory developments, or other adverse events at one of our SWD facilities, could have a significantly greater impact on our financial condition, results of operations and cash flows than if we were more diversified. Changes in the provincial royalty rates and drilling incentive programs in Canada could decrease the oil and gas exploration and pipeline activities in Canada, which could adversely affect the demand for our pipeline inspection services. Certain provincial governments collect royalties on the production from lands owned by the government of Canada. These fiscal royalty regimes are reviewed and adjusted from time to time by the respective provincial governments for appropriateness and competitiveness. Any increase in the royalty rates assessed by, or any decrease in the drilling incentive programs offered by, a provincial government could negatively affect the drilling activity and the need for pipelines and gathering systems, which could adversely affect the demand for our pipeline inspection services. Conservation measures and technological advances could reduce demand for oil and natural gas. Fuel  conservation  measures,  alternative  fuel  requirements,  increasing  consumer  demand  for  alternatives  to  oil  and  natural  gas,  technological  advances  in  fuel economy and energy generation devices could reduce demand for oil and natural gas and our customers’ drilling and production activities, and therefore the amount of drilling and production waste provided to us for treatment and disposal. Management cannot predict the impact of the changing demand for oil and natural gas services and products, and any major changes may have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows. 30                         Table Of Contents New technology, including those involving recycling of saltwater or the replacement of water in fractur ing fluid, may hurt our competitive position. The saltwater disposal industry is subject to the introduction of new waste treatment and disposal techniques and services using new technologies including those involving recycling of saltwater, some of which may be subject to patent protection. As competitors and others use or develop new technologies or technologies comparable  to  ours  in  the  future,  we  may  lose  market  share  or  be  placed  at  a  competitive  disadvantage.  For  example,  some  companies  have  successfully  used propane as the fracturing fluid instead of water. Further, we may face competitive pressure to implement or acquire certain new technologies at a substantial cost. Some of our competitors  may  have greater  financial,  technical  and personnel  resources  than we do, which may allow them  to gain technological  advantages  or implement new technologies before we can. Additionally, we may be unable to implement new technologies or products at all, on a timely basis or at an acceptable cost. New technology could also make it easier for our customers to vertically integrate their operations or reduce the amount of waste produced in oil and natural gas drilling and production activities, thereby reducing or eliminating the need for third-party disposal. Limits on our ability to effectively use or implement new technologies may have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. Technology advancements in connection with alternatives to hydraulic fracturing could decrease the demand for our SWD facilities. Some oil and natural gas producers are focusing on developing and utilizing non-water fracturing techniques, including those utilizing propane, carbon dioxide or nitrogen  instead  of  water.  If  our  producing  customers  begin  to  shift  their  fracturing  techniques  to  waterless  fracturing  in  the  development  of  their  wells,  our saltwater disposal services could be materially impacted as these wells would not produce flowback water. In particular, our SWD facilities in west Texas could be negatively affected by these new technologies, as the drought conditions of west Texas make fracturing with materials other than water attractive alternatives. We may be unable to ensure that customers will continue to utilize our services or facilities and pay rates that generate acceptable margins for us. We  cannot  ensure  that  customers  will  continue  to  pay  rates  that  generate  acceptable  margins  for  us.  Our  margins  for  W&ES  could  decrease  if  the  volume  of saltwater processed and disposed of by our customers’ decreases or if we are unable to increase the rates charged to correspond with increasing costs of operations. Our revenues and profitability for PIS and IS could decrease if the demand for our inspectors decrease, if our safety record declines and we are unable to obtain affordable insurance, if we are unable to recruit and retain qualified inspectors or if we are unable to increase the daily and hourly rates charged to correspond with increasing  costs  of  operations.  In  addition,  new  agreements  for  our  services  in  these  business  segments  entered  into  by  us  may  not  be  obtainable  on  terms acceptable to us or, if obtained, may not be obtained on terms consistent with current practices, in which case our revenue and profitability could decline. We also cannot ensure that the parties from whom we lease, license or otherwise occupy the land on which certain of our facilities are situated, or the parties from whom we lease certain of our equipment, will renew our current leases, licenses or other occupancy agreements upon their expiration on commercially reasonable terms or at all.  Any  such  failure  to  honor  the  terms  of  the  leases  or  licenses  or  renew  our  current  leases  or  licenses  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  financial position, results of operations and cash flows. We may be unable to attract and retain a sufficient number of skilled and qualified workers. The  delivery  of  our  water  and  environmental  services  and  products  requires  personnel  with  specialized  skills  and  experience  who  can  perform  physically demanding work. The saltwater disposal industry has experienced a high rate of employee turnover as a result of the volatility of the oilfield service industry and the demanding nature of the work, and workers may choose to pursue employment in fields that offer a less demanding work environment. In addition, PIS and IS are dependent on specialized inspectors, who must undergo specific training prior to performing inspection and integrity services. Our  ability  to  be  productive  and  profitable  will  depend  upon  our  ability  to  employ  and  retain  skilled  workers.  In  addition,  our  ability  to  expand  our  operations depends in part on our ability to increase the size of our skilled labor force. The demand for skilled workers is high, and the supply is limited. A significant increase in the wages paid by competing employers or the unionization of groups of our employees could result in a reduction of our skilled labor force, increases in the wage rates that we must pay, or both. Likewise, laws and regulations to which we are, or may in the future become, subject could increase our labor costs or subject us to liabilities to our employees. In addition, the U.S. customers in PIS and IS could choose to hire our inspectors directly. If any of these events were to occur, our capacity and profitability could be diminished and our growth potential could be impaired. 31                         Table Of Contents Our ability to operate our business effectively could be impaired if affiliates of our general partner fail to attract and retain key management personnel. We depend on the continuing efforts of our executive officers and other key management personnel, all of whom are employees of affiliates of our general partner. Additionally,  neither  we  nor  our  subsidiaries  have  employees.  CEM  LLC  and  its  affiliates  are  responsible  for  providing  the  employees  and  other  personnel necessary to conduct our operations. All of the employees that conduct our business are employed by affiliates  of our general partner, including our Chairman, Chief Executive  Officer and President, Peter C. Boylan III, and our Vice President and Chief Financial Officer,  G. Les Austin. The loss of any member  of our management or other key employees could have a material adverse effect on our business. Consequently, our ability to operate our business and implement our strategies  will  depend  on  the  continued  ability  of  affiliates  of  our  general  partner  to  attract  and  retain  highly  skilled  management  personnel  with  industry experience. Competition for these persons is intense. Given our size, we may be at a disadvantage, relative to our larger competitors, in the competition for these personnel. We may not be able to continue to employ our senior executives and other key personnel or attract and retain qualified personnel in the future, and our failure to retain or attract our senior executives and other key personnel could have a material adverse effect on our ability to effectively operate our business. Our busines s would be adversely affected if we or our customers experience significant interruptions. We are dependent upon the uninterrupted operations of our SWD facilities for the processing of saltwater, as well as the operations of third-party facilities, such as our oil and natural gas producing customers, for uninterrupted demand of our water and environmental services. Any significant interruption at these facilities or inability to transport products to or from the third-party facilities to our SWD facilities for any reason would adversely affect our results of operations, cash flow and  ability  to  make  distributions  to  our  unitholders.  Operations  at  our  facilities  and  at  the  facilities  owned  or  operated  by  our  customers  could  be  partially  or completely shut down, temporarily or permanently, as the result of any number of circumstances that are not within our control, such as: ● ● ● ● ● ● catastrophic events, including hurricanes, seismic activity such as earthquakes, lightning strikes, fires and floods; loss of electricity or power; explosion, breakage, loss of power, accidents to machinery, storage tanks or facilities; leaks in packers and tubing below the surface, failures in cement or casing or ruptures in the pipes, valves, fittings, hoses, pumps, tanks, containment systems or houses that lead to spills or employee injuries; environmental remediation; pressure issues that limit or restrict our ability to inject water into the disposal well or limitations with the injection zone formation and its permeability or porosity that could limit or prevent disposal of additional fluids; ● labor difficulties; ● malfunctions in automated control systems at the facilities; ● ● ● disruptions in the supply of saltwater to our facilities; failure of third-party pipelines, pumps, equipment or machinery; and governmental mandates, restrictions or rules and regulations. In  addition,  there  can  be  no  assurance  that  we  are  adequately  insured  against  such  risks.  As  a  result,  our  revenue  and  results  of  operations  could  be  materially adversely affected. The seasonal nature of the oilfield service industry in Canada may negativ ely affect us and our customers. In Canada, the level of activity in the oilfield services industry is influenced by seasonal weather patterns. As warm weather returns in the spring, the winter’s frost comes out of the ground (commonly referred to as “spring break up”) rendering many secondary roads incapable of supporting heavy loads, and as a result, road bans are implemented prohibiting heavy loads from being transported in certain areas. As a result, the movement of the heavy equipment required for drilling and well servicing activities is restricted and the level of activity of our Canadian operations and the operations of our customers are consequently reduced. 32                                                                 Table Of Contents The amount of cash we have available for distribution to holders of our common and subordin ated units depends primarily on our cash flow rather than on our profitability, which may prevent us from making distributions, even during periods in which we record net income. The amount of cash we have available for distribution depends primarily upon our cash flow and not solely on profitability, which will be affected by depreciation, amortization, impairment loss and other non-cash items. As a result, we may make cash distributions during periods when we record losses for financial accounting purposes and may not make cash distributions during periods when we record net earnings for financial accounting purposes. Increases in interest rates could adversely impact our unit price, our ability to issue equity or incur debt for acquisitions or other pur poses, and our ability to make cash distributions at our intended levels. Interest rates may increase in the future. As a result, interest rates on our credit facilities or future credit facilities and debt offerings could be higher than current levels,  causing  our  financing  costs  to  increase  accordingly.  As  with  other  yield-oriented  securities,  our  unit  price  will  be  impacted  by  our  level  of  our  cash distributions and implied distribution yield. The distribution yield is often used by investors to compare and rank yield-oriented securities for investment decision making  purposes.  Therefore,  changes  in  interest  rates,  either  positive  or  negative,  may  affect  the  yield  requirements  of  investors  who  invest  in  our  units,  and  a rising interest rate environment could have an adverse impact on our unit price and our ability to issue equity or incur debt for acquisitions or other purposes and to make cash distributions at our intended levels. A failure in our operational and communications systems, loss of power, natural disasters, or cyber security attacks on any of our facilities, or those of third- parties, may adversely affect our results of operations and financial results. Our  business  is  dependent  upon  our  operational  systems  to  process  a  large  amount  of  data  and  a  substantial  number  of  transactions.  If  any  of  our  financial, operational  or  other  data  processing  systems  fail  or  have  other  significant  shortcomings,  our  financial  results  could  be  adversely  affected.  Our  financial  results could  also  be  adversely  affected  if  an  employee  causes  our  operational  or  financial  systems  to  fail,  either  as  a  result  of  inadvertent  error  or  by  deliberately tampering with or manipulating our operational systems. In addition, dependence upon automated systems may further increase the risk that operational system flaws, employee tampering or manipulation of those systems will result in losses that are difficult to detect. Due to technology advances, we have become more reliant on technology to help increase efficiency in our business. We use computer programs to help run our financial and operations processes, and this may subject our business to increased risks. Any future cyber security attacks that affect our facilities, communications systems, our customers or any of our financial data could have a material adverse effect on our business. In addition, cyber-attacks on our customer and employee data may result in a financial loss and may negatively impact our reputation. We do not maintain specialized insurance for possible liability resulting from a cyber- attack on our assets that may shut down all or part of our business. Third-party systems on which we rely could also suffer operational system failure. Any of these occurrences could disrupt our business, result in potential liability or reputational damage or otherwise have an adverse effect on our financial results. If we fail to develop or maintain an effective system of internal controls, we may not be able to report our financial results accurately or prevent fraud, which would likely have a negative impact on the market price of our common units. Effective  internal  controls  are  necessary  for  us  to  provide  timely,  reliable  financial  reports,  prevent  fraud  and  to  operate  successfully  as  a  publicly  traded partnership. Our efforts to develop and maintain our internal controls may not be successful, and we may be unable to maintain effective controls over our financial processes and reporting in the future or to comply with our obligations under Section 404 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 (“Section 404”). For example, Section 404 requires us, among other things, to annually review and report on, and (except as described below) our independent registered public accounting firm to attest to, the effectiveness of our internal controls over financial reporting. Any failure to develop, implement or maintain effective internal controls or to improve our internal controls could harm our operating results or cause us to fail to meet our reporting obligations. Given the difficulties inherent in the design and operation of internal  controls  over  financial  reporting,  we  can  provide  no  assurance  as  to  our,  or  our  independent  registered  public  accounting  firm’s  conclusions  about  the effectiveness of our internal controls, and we may incur significant costs in our efforts to comply with Section 404. Ineffective internal controls could subject us to regulatory  scrutiny and a loss of confidence  in our reported  financial information,  which could have an adverse effect on our business and would likely have a negative  effect  on  the  trading  price  of  our  common  units.  We  currently  utilize  two  distinct  accounting  systems  for  our  business,  one  for  PIS  and  one  for  the remainder of our businesses. We may experience difficulties consolidating these accounting systems, or may be delayed in implementing our plan to consolidate these systems, and any such difficulties or delay may impact our ability to timely file reports with the SEC and/or to comply with the covenants under our current and future credit facilities. We are currently in the process of implementing a new Enterprise Resource Planning (“ERP”) business solution to create a system of integrated applications to manage our businesses and automate many functions related to financial reporting, human resources and other services. It is our intent through this ERP to integrate the  major  facets  of  our  organization  in  order  to  improve  planning,  development,  processes,  sales,  human  resources  management  and  other  applications  as  they affect our evolving business model. Any failure(s) during the implementation process of this ERP to develop, implement or maintain effective internal controls or to improve our internal controls could harm our operating results or cause us to fail to meet our reporting obligations. Given the difficulties inherent in the design and operation of internal controls over a new ERP system implementation, we can provide no assurance as to our, or our independent registered public accounting firm’s conclusions about the effectiveness of our internal controls, and we may incur significant costs in our efforts to comply with Section 404. Ineffective internal controls could subject us to regulatory scrutiny and a loss of confidence in our reported financial information, which could have an adverse effect on our business and would likely have a negative effect on the trading price of our common units. 33                           Table Of Contents We are required to disclose changes made in our internal control over financial reporting on a quarterly basis, and we are required to assess the effectiveness of our controls annually. However, for as long as we are an “emerging growth company” under the Jumpstart Our Business Startups Act of 2012, or the JOBS Act, our independent registered public accounting firm will not be required to attest to the effectiveness of our internal controls over financial reporting pursuant to Section 404. We could be an emerging growth company for up to five years following the closing of our IPO. Even if we conclude that our internal controls over financial reporting are effective, our independent registered public accounting firm may issue a report that is qualified if it is not satisfied with our controls or the level at which our controls are documented, designed, operated or reviewed, or if it interprets the relevant requirements differently from us. A susta ined failure of our information technology systems could adversely affect our business. An enterprise-wide information system will be developed and integrated into our operations. If our information technology systems are disrupted due to problems with the integration of our information system or otherwise, we may face difficulties in generating timely and accurate financial information. Such a disruption to our  information  technology  systems  could  have  an  adverse  effect  on  our  financial  condition,  results  of  operations  and  cash  available  for  distribution  to  our unitholders. In addition, we may not realize the benefits we anticipate from the implementation of our enterprise-wide information system. We are currently in the process of implementing a new ERP business solution to create a system of integrated applications to manage our businesses and automate many functions related to financial reporting, human resources and other services. It is our intent through this ERP to integrate the major facets of our organization in order to improve planning, development, processes, sales, human resources management and other applications as they affect our evolving business model. We may not realize the benefits we anticipate should all or a part of the ERP implementation process prove to be ineffective. Risks Inherent in an Investment in Us Our general partne r and its affiliates, including Holdings, have conflicts of interest with us and limited fiduciary duties to us and our unitholders, and they may favor their own interests to our detriment and that of our unitholders. Additionally, we have no control over the business decisions and operations of Holdings, and Holdings is under no obligation to adopt a business strategy that favors us. As  of  the  2015  year-end,  Holdings  and  its  affiliates  own  a  64.6%  limited  partner  interest  in  us  and  own  and  control  our  general  partner  and  appoint  all  of  the officers and directors of our general partner. Although our general partner has a duty to manage us in a manner that is in the best interests of our partnership and our unitholders, the directors and officers of our general partner also have a fiduciary duty to manage our general partner in a manner that is in the best interests of its owner, Holdings. Conflicts of interest may arise between Holdings and its affiliates, including our general partner, on the one hand, and us and our unitholders, on the other hand. In resolving these conflicts of interest, our general partner may favor its own interests and the interests of its affiliates, including Holdings, over the interests of our common unitholders. These conflicts include, among others, the following situations: ● ● ● ● neither our partnership agreement nor any other agreement requires Holdings to pursue a business strategy that favors us or utilizes our assets, which could  involve  decisions  by  Holdings  to  invest  in  competitors,  pursue  and  grow  particular  markets,  or  undertake  acquisition  opportunities  for  itself.  Holdings’ directors and officers have a fiduciary duty to make these decisions in the best interests of Holdings; our general partner is allowed to take into account the interests of parties other than us, such as Holdings, in resolving conflicts of interest; Holdings may be constrained by the terms of its debt instruments from taking actions, or refraining from taking actions, that may be in our best interests; our partnership agreement replaces the fiduciary duties that would otherwise be owed by our general partner with contractual standards governing its duties, limiting our general partner’s liabilities and restricting the remedies available to our unitholders for actions that, without such limitations, might constitute breaches of fiduciary duty; 34                                       Table Of Contents ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● except in limited circumstances, our general partner has the power and authority to conduct our business without unitholder approval; our general partner will determine the amount and timing of asset purchases and sales, borrowings, issuance of additional partnership securities and the creation, reduction or increase of cash reserves, each of which can affect the amount of cash that is distributed to our unitholders; expenditure, which would not reduce operating surplus, or a maintenance capital expenditure, which would reduce our operating surplus, and whether to set  aside  cash  for  future  maintenance  capital  expenditures  on  certain  of  our  assets  that  will  need  extensive  repairs  during  their  useful  lives.    This determination can affect the amount of available cash from operating surplus that is distributed to our unitholders and to our general partner, the amount of adjusted operating surplus generated in any given period and the ability of the subordinated units to convert into common units; our general partner will determine which costs incurred by it are reimbursable by us; our general partner may cause us to borrow funds in order to permit the payment of cash distributions, even if the purpose or effect of the borrowing is to make a distribution on the subordinated units, to make incentive distributions or to accelerate the expiration of the subordination period; our partnership agreement permits us to classify up to $10.0 million as operating surplus, even if it is generated from asset sales, non-working capital borrowings or other sources that would otherwise constitute capital surplus.  This cash may be used to fund distributions on our subordinated units or to our general partner in respect of the general partner interest or the incentive distribution rights; our partnership agreement does not restrict our general partner from causing us to pay it or its affiliates for any services rendered to us or entering into additional contractual arrangements with any of these entities on our behalf; our general partner intends to limit its liability regarding our contractual and other obligations; our general partner may exercise its right to call and purchase all of the common units not owned by it and its affiliates if it and its affiliates own more than 80.0% of the common units; our general partner controls the enforcement of obligations owed to us by our general partner and its affiliates; our general partner decides whether to retain separate counsel, accountants or others to perform services for us; and our general partner may elect to cause us to issue common units to it in connection with a resetting of the target distribution levels related to our general partner’s incentive distribution rights without the approval of the conflicts committee of the board of directors of our general partner, which we refer to as our conflicts committee, or our unitholders.  This election may result in lower distributions to our common unitholders in certain situations. Under the terms of our partnership agreement, the doctrine of corporate opportunity, or any analogous doctrine, does not apply to our general partner or any of its affiliates, including its executive officers, directors and owners. Any such person or entity that becomes aware of a potential transaction, agreement, arrangement or other matter that may be an opportunity for us will not have any duty to communicate or offer such opportunity to us. Any such person or entity will not be liable to us or to any limited partner for breach of any fiduciary duty or other duty by reason of the fact that such person or entity pursues or acquires such opportunity for itself, directs such opportunity to another person or entity or does not communicate such opportunity or information to us. This may create actual and potential conflicts of interest between us and affiliates of our general partner and result in less than favorable treatment of us and our unitholders. Please read “Item 13 – Certain Relationships and Related Party Transactions – Conflicts of Interest and Duties.” Our partnership agreement requires that we distribute all of our available cash, which could limit our ability to grow and make ac quisitions. Our partnership agreement requires that we distribute all of our available cash to our unitholders. As a result, we expect to rely primarily upon external financing sources,  including  commercial  bank  borrowings  and  the  issuance  of  debt  and  equity  securities,  to  fund  our  acquisitions  and  expansion  capital  expenditures. Therefore,  to  the  extent  we  are  unable  to  finance  our  growth  externally,  our  cash  distribution  policy  will  significantly  impair  our  ability  to  grow.  In  addition, because  we  will  distribute  all  of  our  available  cash,  our  growth  may  not  be  as  fast  as  that  of  businesses  that  reinvest  their  available  cash  to  expand  ongoing operations.  To the  extent  we issue additional  units  in connection  with any acquisitions  or expansion  capital  expenditures,  the payment  of distributions  on those additional  units  may  increase  the  risk  that  we  will  be  unable  to  maintain  or  increase  our  per  unit  distribution  level.  There  are  no  limitations  in  our  partnership agreement,  and  we  do  not  anticipate  there  being  limitations  in  our  indebtedness,  on  our  ability  to  issue  additional  units,  including  units  ranking  senior  to  our common units as to distributions or in liquidation or that have special voting rights and other rights, and our unitholders will have no preemptive or other rights (solely as a result of their status as unitholders) to purchase any such additional units. The incurrence of additional commercial borrowings or other debt to finance our growth strategy would result in increased interest expense, which, in turn, may reduce the amount of cash that we have available to distribute to our unitholders. 35                                                             Table Of Contents Our general partner’s discretion in establishing cash reserves may reduce the amount of cash we have available to distribute to unitholders. Our  partnership  agreement  requires  our  general  partner  to  deduct  from  operating  surplus  the  cash  reserves  that  it  determines  are  necessary  to  fund  our  future operating  expenditures.  In  addition,  the  partnership  agreement  permits  the  general  partner  to  reduce  available  cash  by  establishing  cash  reserves  for  the  proper conduct of our business, to comply with applicable law or agreements to which we are a party, or to provide funds for future distributions to partners. These cash reserves will affect the amount of cash we have available to distribute to unitholders. Our partnership agreement replaces our general partner ’s fiduciary duties to holders of our common units with contractual standards governing its duties. Our partnership agreement contains provisions that eliminate the fiduciary standards to which our general partner would otherwise be held by state fiduciary duty law and replaces those duties with several different contractual standards. For example, our partnership agreement permits our general partner to make a number of decisions  in  its  individual  capacity,  as  opposed  to  in  its  capacity  as  our  general  partner,  free  of  any  duties  to  us  and  our  unitholders  other  than  the  implied contractual covenant of good faith and fair dealing. This provision entitles our general partner to consider only the interests and factors that it desires and relieves it of any duty or obligation to give any consideration to any interest of, or factors affecting, us, our affiliates or our limited partners. Examples of decisions that our general partner may make in its individual capacity include: ● ● ● ● ● ● ● how to allocate corporate opportunities among us and its affiliates; whether to exercise its limited call right; whether to seek approval of the resolution of a conflict of interest by the conflicts committee of the board of directors of our general partner; how to exercise its voting rights with respect to the units it owns; whether to elect to reset target distribution levels; whether to transfer the incentive distribution rights or any units it owns to a third party; and whether or not to consent to any merger, consolidation or conversion of the partnership or amendment to the partnership agreement. By purchasing a common unit, a unitholder is treated as having consented to the provisions in our partnership agreement, including the provisions discussed above. Please read “Item 13 – Certain Relationships and Related Party Transactions – Conflicts of Interest and Duties.” Our general partner intends to limit its liability regarding our obligations. Our general partner intends to limit its liability under contractual arrangements so that counterparties to such agreements have recourse only against our assets and not against our general partner or its assets or any affiliate of our general partner or its assets. Our general partner may therefore cause us to incur indebtedness or other obligations that are nonrecourse to our general partner. Our partnership agreement provides that any action taken by our general partner to limit its liability is not a breach of our general partner’s fiduciary duties, even if we could have obtained terms that are more favorable without the limitation on liability. In addition, we are obligated to reimburse or indemnify our general partner to the extent that it incurs obligations on our behalf. Any such reimbursement or indemnification payments would reduce the amount of cash otherwise available for distribution to our unitholders. 36                                               Table Of Contents Our partnership agreement restricts the remedies available to holders of our common and subordinated units for actions taken by our general partner that might otherwise constitute breaches of fiduciary duty. Our  partnership  agreement  contains  provisions  that  restrict  the  remedies  available  to  unitholders  for  actions  taken  by  our  general  partner  that  might  otherwise constitute breaches of fiduciary duty under state fiduciary duty law. For example, our partnership agreement: ● ● ● ● provides that whenever our general partner makes a determination or takes, or declines to take, any other action in its capacity as our general partner, our general partner is required to make such determination, or take or decline to take such other action, in good faith, meaning that it subjectively believed that the determination or the decision to take or decline to take such action was in the best interests of our partnership, and will not be subject to any other or different standard imposed by our partnership agreement, Delaware law, or any other law, rule or regulation, or at equity; provides that our general partner will not have any liability to us or our unitholders for decisions made in its capacity as a general partner so long as it acted in good faith; provides that our general partner and its officers and directors will not be liable for monetary damages to us or our limited partners resulting from any act  or omission  unless there  has been a final  and non-appealable  judgment  entered  by a court  of competent  jurisdiction  determining  that our general partner  or  its  officers  and  directors,  as  the  case  may  be,  acted  in  bad  faith  or  engaged  in  intentional  fraud  or  willful  misconduct  or,  in  the  case  of  a criminal matter, acted with knowledge that the conduct was unlawful; and provides  that  our  general  partner  will  not  be  in  breach  of  its  obligations  under  our  partnership  agreement  or  its  fiduciary  duties  to  us  or  our  limited partners if a transaction with an affiliate or the resolution of a conflict of interest is approved in accordance with, or otherwise meets the standards set forth in, our partnership agreement. In connection with a situation involving a transaction with an affiliate or a conflict of interest, our partnership agreement provides that any determination by our general partner must be made in good faith, and that our conflicts committee and the board of directors of our general partner are entitled to a presumption that they acted in good faith. In any proceeding brought by or on behalf of any limited partner or the partnership, the person bringing or prosecuting such proceeding will have  the  burden  of  overcoming  such  presumption.  Please  read  “Item 13 – Certain Relationships and Related Party Transactions – Conflicts of Interest and Duties.” Cost reimbursemen ts and fees due to Holdings for services provided to us or on our behalf following the expiration of our amended and restated omnibus agreement could be substantial and will reduce our cash available for distribution to our unitholders. Pursuant to our amended and restated omnibus agreement, prior to making any distributions to our unitholders, we will pay Holdings a quarterly administrative fee of $1.0 million for the provision of certain general and administrative expenses. This fee is subject to increase by an amount equal to the producer price index plus one percent or, with the concurrence of the conflicts committee, in the event of an expansion of our operations, including through acquisitions or internal growth. The amount of this fee is below the amount we would expect to reimburse the general partner for such services in the absence of the fee. In the event of termination of  our  amended  and  restated  omnibus  agreement,  in  lieu  of  the  quarterly  fee,  we  will  be  required  by  our  partnership  agreement  to  reimburse  Holdings  and  its affiliates for all costs and expenses that they incur on our behalf for managing and controlling our business and operations, at which time we expect our payment for these services to increase. This increase may be substantial. Our partnership agreement provides that Holdings will determine in good faith the expenses that are allocable to us. Furthermore, Holdings and its affiliates will allocate other expenses related to our operations to us and may provide us other services for which we will be charged fees as determined by Holdings. Payments to Holdings and its affiliates following the expiration of our amended and restated omnibus agreement could be substantial and will reduce the amount of cash we have available to distribute to unitholders. Unitholders have very limited voting rights and, even if they are dissatisfied, they cannot remove our general partner without its consent. Unlike the holders of common stock in a corporation, unitholders have only limited voting rights on matters affecting our business and, therefore, limited ability to influence  management’s  decisions  regarding  our  business.  For  example,  unlike  holders  of  stock  in  a  public  corporation,  unitholders  will  not  have  “say-on-pay” advisory  voting  rights.  Unitholders  did  not  elect  our  general  partner  or  the  board  of  directors  of  our  general  partner  and  will  have  no right  to  elect  our  general partner  or  the  board  of  directors  of  our  general  partner  on  an  annual  or  other  continuing  basis.  The  board  of  directors  of  our  general  partner  is  chosen  by  the member  of  our  general  partner,  which  is  a  wholly  owned  subsidiary  of  Holdings.  Furthermore,  if  the  unitholders  are  dissatisfied  with  the  performance  of  our general partner, they will have little ability to remove our general partner. As a result of these limitations, the price at which our common units will trade could be diminished because of the absence or reduction of a takeover premium in the trading price. The unitholders will be unable initially to remove our general partner without its consent because our general partner and its affiliates own sufficient units to be able to prevent its removal. The vote of the holders of at least 66 2/3% of all outstanding common units and subordinated units voting together as a single class is required to remove our general partner. Holdings and its affiliates own 64.6% of the common units and subordinated units. Also, if our general partner is removed without cause during the subordination period and common units and subordinated units held by our general partner and its affiliates are not voted in favor of that removal,  all  remaining  subordinated  units  will  automatically  be  converted  into  common  units,  and  any  existing  arrearages  on  our  common  units  will  be extinguished. A removal of our general partner under these circumstances would adversely affect our common units by prematurely eliminating their distribution and liquidation preference over our subordinated units, which would otherwise have continued until we had met certain distribution and performance tests. 37                                         Table Of Contents “Cause” is narrowly defined under our partnership agreement to mean that a court of competent jurisdiction has entered a final, non-appealable judgment finding the  general  partner  liable  for  actual  fraud  or  willful  misconduct  in  its  capacity  as  our  general  partner.  Cause  does  not  include  most  cases  of  charges  of  poor management of the business, so the removal of our general partner because of the unitholders’ dissatisfaction with our general partner’s performance in managing our partnership will most likely result in the termination of the subordination period and conversion of our subordinated units to common units. Furthermore, unitholders’ voting rights are further restricted by the partnership agreement provision providing that any units held by a person that owns 20.0% or more  of  any  class  of  units  then  outstanding,  other  than  our  general  partner,  its  affiliates,  their  transferees,  and  persons  who  acquired  such  units  with  the  prior approval of the board of directors of our general partner, cannot vote on any matter. Our partnership agreement also contains provisions limiting the ability of unitholders to call meetings or to acquire information about our operations, as well as other provisions limiting the unitholders’ ability to influence the manner or direction of management. Our general partner interest or the control of our general partner may be transferred to a third party without unitholder consent. Our general partner may transfer its general partner interest to a third party in a merger or in a sale of all or substantially all of its assets without the consent of the unitholders. Furthermore, there is no restriction in our partnership agreement on the ability of Holdings to transfer its membership interest in our general partner to a third party. The new owner of our general partner would then be in a position to replace the board of directors and officers of our general partner with its own choices. We may issue additional units without unitholder approval, which would dilute unitholders ’ existing ownership interests. At any time, we may issue an unlimited number of general partner interests or limited partner interests of any type without the approval of our unitholders and our unitholders will have no preemptive or other rights (solely as a result of their status as unitholders) to purchase any such general partner interests or limited partner interests. Further, there are no limitations in our partnership agreement on our ability to issue equity securities that rank equal or senior to our common units as to distributions or in liquidation or that have special voting rights and other rights. The issuance by us of additional common units or other equity securities of equal or senior rank will have the following effects: ● ● ● ● ● ● our existing unitholders’ proportionate ownership interest in us will decrease; the amount of cash we have available to distribute on each unit may decrease; because  a  lower  percentage  of  total  outstanding  units  will  be  subordinated  units,  the  risk  that  a  shortfall  in  the  payment  of  the  minimum  quarterly distribution will be borne by our common unitholders will increase; the ratio of taxable income to distributions may increase; the relative voting strength of each previously outstanding unit may be diminished; and the market price of our common units may decline. The issuance by us of additional general partner interests may have the following effects, among others, if such general partner interests are issued to a person who is not an affiliate of Holdings: ● management of our business may no longer reside solely with our current general partner; and ● affiliates  of the  newly  admitted  general  partner  may  compete  with us, and  neither  that  general  partner  nor  such affiliates  will  have  any obligation  to present business opportunities to us. Holdings or its unitholders, directors or officers may sell units in the public or private markets, and such sales could have an adverse impact on the trading price of the common units. Holdings and CEP-TIR hold 1,344,650 common units and 5,612,699 subordinated units. All of the subordinated units will convert into common units at the end of the  subordination  period  and  may  convert  earlier  under  certain  circumstances.  Additionally,  we  have  agreed  to  provide  Holdings  and  CEP-TIR  with  certain registration rights under applicable securities laws. The sale of these units in the public or private markets could have an adverse impact on the price of the common units or on any trading market that may develop. 38                                                           Table Of Contents Affiliates of our general partner, including, but not limited to, Holdings, may compete with us, and neither our general partner nor its affiliates have any obligation to present business opportuni ties to us. Neither  our  partnership  agreement  nor  our  amended  and  restated  omnibus  agreement  will  prohibit  Holdings  or  any  other  affiliates  of  our  general  partner  from owning  assets  or  engaging  in  businesses  that  compete  directly  or  indirectly  with  us.  Under  the  terms  of  our  partnership  agreement,  the  doctrine  of  corporate opportunity, or any analogous doctrine, will not apply to our general partner or any of its affiliates, including Holdings. Any such entity that becomes aware of a potential transaction, agreement, arrangement or other matter that may be an opportunity for us will not have any duty to communicate or offer such opportunity to us.  Moreover,  except  for  the  obligations  set  forth  in  our  amended  and  restated  omnibus  agreement,  neither  Holdings  nor  any  of  its  affiliates  have  a  contractual obligation to offer us the opportunity to purchase additional assets from it, and we are unable to predict whether or when such an offer may be presented and acted upon.  As  a  result,  competition  from  Holdings  and  other  affiliates  of  our  general  partner  could  materially  and  adversely  impact  our  results  of  operations  and distributable cash flow. Our right of first offer on certain of Holdings ’ assets is subject to risks and uncertainty, and ultimately we may not acquire any of those assets. Our amended and restated omnibus agreement provides us with a right of first offer on certain assets owned by and ownership interests held by Holdings and its subsidiaries that they decide to sell during the five-year period following the closing of our IPO. The consummation and timing of any acquisition by us of the assets covered by our right to first offer will depend upon, among other things, our ability to reach an agreement with Holdings on price and other terms and our ability  to  obtain  financing  on  acceptable  terms.  Accordingly,  we  can  provide  no  assurance  whether,  when  or  on  what  terms  we  will  be  able  to  successfully consummate any future acquisitions pursuant to our right of first offer, and Holdings is under no obligation to accept any offer that we may choose to make or to enter into any commercial agreements with us. For these or a variety of other reasons, we may decide not to exercise our right of first offer when we are permitted to do so, and our decision will not be subject to unitholder approval. In addition, our right of first offer may be, upon a change of control of our general partner, or by agreement between us and Holdings, terminated by Holdings at any time after it no longer controls our general partner. Our general partner has a limited call right that may require our unitholders to sell their common units at an undesirable time or price. If at any time our general partner and its affiliates own more than 80.0% of our then-outstanding common units, our general partner will have the right, but not the obligation, which it may assign to any of its affiliates or to us, to acquire all, but not less than all, of the common units held by unaffiliated persons at a price not less than their then-current market price. As a result, unitholders may be required to sell their common units at an undesirable time or price and may not receive any return on unitholders’ investment. Unitholders may also incur a tax liability upon a sale of their units. Holdings and its affiliates own approximately 29.2% of our common units. At the end of the subordination period, assuming no additional issuances of common units by us (other than upon the conversion of the subordinated units), our general partner and its affiliates will own approximately 64.6% of our outstanding common units and therefore, would not be able to exercise the call right at that time. Unitholders may have to repay distributions that were wrongfully distributed to them. Under  certain  circumstances,  unitholders  may  have  to  repay  amounts  wrongfully  distributed  to  them.  Under  Section  17-607  of  the  Delaware  Revised  Uniform Limited  Partnership  Act,  we  may  not  make  a  distribution  to  unitholders  if  the  distribution  would  cause  our  liabilities  to  exceed  the  fair  value  of  our  assets. Delaware law provides that for a period of three years from the date of the impermissible distribution, limited partners who received the distribution and who knew at the time of the distribution that it violated Delaware law will be liable to the limited partnership for the distribution amount. Transferees of common units are liable  for the obligations  of the transferor  to make  contributions  to the partnership  that are known to the transferee  at the time  of the transfer  and for unknown obligations if the liabilities could be determined from our partnership agreement. Liabilities to partners on account of their partnership interest and liabilities that are non-recourse to the partnership are not counted for purposes of determining whether a distribution is permitted. The price of our common units may fluctuate significantly, and unitholders could lose all or part of their investment. As of December 31, 2015, there are only 4,190,747 publicly traded common units held by public unitholders. Holdings and CEP-TIR own 1,344,650 common units and  5,612,699  subordinated  units,  representing  an  aggregate  58.8%  limited  partner  interest  in  us.  We  do  not  know  how  liquid  our  trading  market  might  be. Additionally, the lack of liquidity may result in wide bid-ask spreads, contribute to significant fluctuations in the market price of the common units and limit the number of investors who are able to buy the common units. 39                           Table Of Contents Our general partner, or any transferee holding incentive distribution rights, may elect to cause us to issue common units to it in connection with a resetting of the target distribution levels related to its incentive distribution rights, without the appro val of our conflicts committee or the holders of our common units. This could result in lower distributions to holders of our common units. Our general partner has the right, at any time units are outstanding and it has received distributions on its incentive distribution rights at the highest level to which it is entitled (50.0%) for each of the prior four consecutive fiscal quarters and the amount of such distribution did not exceed the adjusted operating surplus for such quarter, to reset the initial target distribution levels at higher levels based on our distributions at the time of the exercise of the reset election. Following a reset election, the minimum quarterly distribution will be adjusted to equal the reset minimum quarterly distribution, and the target distribution levels will be reset to correspondingly higher levels based on percentage increases above the reset minimum quarterly distribution. If our general partner elects to reset the target distribution levels, it will be entitled to receive a number of common units equal to that number of common units that would have entitled their holder to an average aggregate quarterly cash distribution in the prior two quarters equal to the average of the distributions to our general partner  on  the  incentive  distribution  rights  in  such  two  quarters.  We  anticipate  that  our  general  partner  would  exercise  this  reset  right  in  order  to  facilitate acquisitions  or  internal  growth  projects  that  would  not  be  sufficiently  accretive  to  cash  distributions  per  common  unit  without  such  conversion.  It  is  possible, however, that our general partner could exercise this reset election at a time when it is experiencing, or expects to experience, declines in the cash distributions it receives related to its incentive distribution rights and may, therefore, desire to be issued common units rather than retain the right to receive distributions based on the initial target distribution levels. This risk could be elevated if our incentive distribution rights have been transferred to a third party. As a result, a reset election may cause our common unitholders to experience a reduction in the amount of cash distributions that they would have otherwise received had we not issued new common units in connection with resetting the target distribution levels. Additionally, our general partner has the right to transfer all or any portion of our incentive distribution rights at any time, and such transferee shall have the same rights as the general partner relative to resetting target distributions if our general partner concurs that the tests for resetting target distributions have been fulfilled. The NYSE does not require a publicly traded limited partnership like us to comply with certain of its corporate governance requirements. Our  common  units  trade  on  the  NYSE.  Because  we  are  a  publicly  traded  limited  partnership,  the  NYSE does  not  require  us  to  have  a  majority  of  independent directors on our general partner’s board of directors or to establish a compensation committee or a nominating and corporate governance committee. Additionally, any future issuance of additional common units or other securities, including to affiliates, will not be subject to the NYSE’s shareholder approval rules that apply to a corporation. Accordingly, unitholders will not have the same protections afforded to certain corporations that are subject to all of the NYSE corporate governance requirements. The incentive distribution rights of our general partner may be transferred to a third party without unith older consent. Our general partner may transfer its incentive distribution rights to a third party at any time without the consent of our unitholders. If our general partner transfers its incentive distribution rights to a third party but retains its general partner interest, our general partner may not have the same incentive to grow our partnership and increase quarterly distributions to unitholders over time as it would if it had retained ownership of its incentive distribution rights. For example, a transfer of incentive  distribution  rights  by our general  partner  could reduce  the likelihood  that  Holdings, which owns our general  partner,  will  sell  or contribute  additional assets to us, as Holdings would have less of an economic incentive to grow our business, which in turn would impact our ability to grow our asset base. A unitholder ’s liability may not be limited if a court finds that unitholder action constitutes control of our business. A general partner of a partnership generally has unlimited liability for the obligations of the partnership, except for those contractual obligations of the partnership that are expressly made without recourse to the general partner. Our partnership is organized under Delaware law, and we conduct business in a number of other states. The limitations on the liability of holders of limited partner interests for the obligations of a limited partnership have not been clearly established in some of the  other  states  in  which  we  do  business.  A  unitholder  could  be  liable  for  any  and  all  of  our  obligations  as  if  a  unitholder  were  a  general  partner  if  a  court  or government agency were to determine that unitholders’ right to act with other unitholders to remove or replace our general partner, to approve some amendments to our partnership agreement or to take other actions under our partnership agreement constitute “control” of our business. 40                         Table Of Contents Tax Risks Our tax treatment depends on our status as a partnership for U.S. federal inc ome tax purposes. If the Internal Revenue Service (“ IRS ”) were to treat us as a corporation for U.S. federal income tax purposes, which would subject us to entity-level taxation, then our cash available for distribution to our unitholders would be substantially reduced. The  anticipated  after-tax  economic  benefit  of  an  investment  in  the  common  units  depends  largely  on  our  being  treated  as  a  partnership  for  federal  income  tax purposes. We have not requested a ruling from the IRS with respect to our treatment as a partnership for U.S. federal income tax purposes. Despite  the  fact  that  we  are  a  limited  partnership  under  Delaware  law,  it  is  possible  in  certain  circumstances  for  a  partnership  such  as  ours  to  be  treated  as  a corporation for U.S. federal income tax purposes. A change in our business or a change in current law could cause us to be treated as a corporation for U.S. federal income tax purposes or otherwise subject us to taxation as an entity. If we were treated as a corporation for federal income tax purposes, we would pay federal income tax on our taxable income at the corporate tax rate, which is currently  a  maximum  of  35.0%,  and  would  likely  pay  state  and  local  income  tax  at  varying  rates.  Distributions  would  generally  be  taxed  again  as  corporate dividends  (to  the  extent  of  our  current  and  accumulated  earnings  and  profits),  and  no  income,  gains,  losses,  deductions  or  credits  would  flow  through  to  a unitholder. Because a tax would be imposed upon us as a corporation, our cash available for distribution to a unitholder would be substantially reduced. Therefore, if we were treated as a corporation for federal income tax purposes, there would be a material reduction in the anticipated cash flow and after-tax return to our unitholders, likely causing a substantial reduction in the value of our common units. Our partnership agreement provides that, if a law is enacted or existing law is modified or interpreted in a manner that subjects us to taxation as a corporation or otherwise subjects us to entity-level taxation for federal, state or local income tax purposes, the minimum quarterly distribution amount and the target distribution levels may be adjusted to reflect the impact of that law on us. If we were subjected to a material amount of ad ditional entity-level taxation by individual states, counties or cities, it would reduce our cash available for distribution to our unitholders. Changes in current state, county or city law may subject us to additional entity-level taxation by individual states, countries or cities. Several states have subjected, or are evaluating ways to subject partnerships to entity-level taxation through the imposition of state income, franchise and other forms of taxation. Imposition of any such taxes may substantially reduce the cash available for distribution to a unitholder. Our partnership agreement provides that, if a law is enacted or existing law is modified or interpreted in a manner that subjects us to entity-level taxation, the minimum quarterly distribution amount and the target distribution levels may be adjusted to reflect the impact of that law on us. The tax treatment of publicly traded partnerships or an investment in our common units could be subject to poten tial legislative, judicial or administrative changes and differing interpretations, possibly on a retroactive basis. The  present  U.S.  federal  income  tax  treatment  of  publicly  traded  partnerships,  including  us,  or  an  investment  in  our  common  units  may  be  modified  by administrative,  legislative  or  judicial  interpretation  at  any  time.  For  example,  members  of  Congress  and  the  President  have  periodically  considered  substantive changes  to  the  existing  U.S. federal  income  tax  laws  that  affect  publicly  traded  partnerships,  including  the  elimination  of  partnership  tax  treatment  for  publicly traded partnerships. Additionally, the U.S. Department of the Treasury and the IRS have issued proposed Treasury regulations (“Treasury Regulations”) under the Internal Revenue Code of 1986, as amended (the “Internal Revenue Code”), that provide industry-specific guidance regarding whether income earned from certain activities  will  constitute  qualifying  income  within  the  meaning  of  section  7704  of  the  Internal  Revenue  Code.  It  is  possible  that  these  proposed  Treasury Regulations  will  undergo  significant  changes  prior  to  becoming  final  Treasury  Regulations.  Any  modification  to  the  U.S.  federal  income  tax  laws  and interpretations thereof may or may not be retroactively applied and could make it more difficult or impossible to meet the qualifying income exception upon which we rely for our treatment as a partnership for U.S. federal income tax purposes. We are unable to predict whether any such changes will ultimately be enacted. However, it is possible that a change in law could affect us, and any such changes could negatively impact the value of an investment in our common units. Our unitholders ’ share of our income will be taxable to them for U.S. federal income tax purposes even if they do not receive any cash distributions from us. Because  a  unitholder  will  be  treated  as  a  partner  to  whom  we  will  allocate  taxable  income  that  could  be  different  in  amount  than  the  cash  we  distribute,  a unitholder’s allocable share of our taxable income will be taxable to it, which may require the payment of federal income taxes and, in some cases, state and local income taxes, on its share of our taxable income even if it receives no cash distributions from us. Our unitholders may not receive cash distributions from us equal to their share of our taxable income or even equal to the actual tax liability that results from that income. 41                                Table Of Contents If the IRS contests the U.S. federal income tax positions we take, the market for our common units may be adversely impacted and the cost of any IRS contest will reduce our cash available for distribu tion to our unitholders. We have not requested a ruling from the IRS with respect to our treatment as a partnership for U.S. federal income tax purposes. The IRS may adopt positions that differ  from  the  positions  we  take,  and  the  IRS’s  positions  may  ultimately  be  sustained.  It  may  be  necessary  to  resort  to  administrative  or  court  proceedings  to sustain some or all of the positions we take and such positions may not ultimately be sustained. A court may not agree with some or all of the positions we take. Any contest with the IRS, and the outcome of any IRS contest, may have a materially adverse impact on the market for our common units and the price at which they trade. In addition, our costs of any contest with the IRS will be borne indirectly by our unitholders and our general partner, because the costs will reduce our cash available for distribution to our unitholders and for incentive distributions to our general partner. If the IRS makes audit adjustments to our income tax returns for tax years beginning after December 31, 2017, it may assess and collect any taxes (including any applicable penalties and interest) resulting from such audit adjustment directly from us, in which case our cash available for distribution to our unitholders might be substantially reduced. Pursuant to the Bipartisan Budget Act of 2015, for tax years beginning after December 31, 2017, if the IRS makes audit adjustments to our income tax returns, it may assess and collect any taxes (including any applicable penalties and interest) resulting from such audit adjustment directly from us. Generally, we expect to elect to have our general partner and our unitholders take such audit adjustment into account in accordance with their interests in us during the tax year under audit, but there can be no assurance that such election will be effective in all circumstances. If we are unable to have our general partner and our unitholders take such audit adjustment into account in accordance with their interests in us during the tax year under audit, our current unitholders may bear some or all of the tax liability resulting from such audit adjustment, even if such unitholders did not own units in us during the tax year under audit. If, as a result of any such audit adjustment, we are required to make payments of taxes, penalties and interest, our cash available for distribution to our unitholders might be substantially reduced. These rules are not applicable to us for tax years beginning on or prior to December 31, 2017. Tax gain or loss on the disposition of our common units could be more or less than expec ted. If our unitholders sell common units, they will recognize a gain or loss for U.S. federal income tax purposes equal to the difference between the amount realized and  their  tax  basis  in  those  common  units.  Because  distributions  in  excess  of  their  allocable  share  of  our  net  taxable  income  decrease  their  tax  basis  in  their common units, the amount, if any, of such prior excess distributions with respect to the common units a unitholder sells will, in effect, become taxable income to the  unitholder  if  it  sells  such  common  units  at  a  price  greater  than  its  tax  basis  in  those  common  units,  even  if  the  price  received  is  less  than  its  original  cost. Furthermore, a substantial portion of the amount realized on any sale of unitholders’ common units, whether or not representing gain, may be taxed as ordinary income due to potential recapture items, including depreciation recapture. In addition, because the amount realized includes a unitholder’s share of our nonrecourse liabilities, a unitholder that sells common units may incur a tax liability in excess of the amount of cash received from the sale. Tax-exempt entities and non-U.S. persons face unique tax issues from owning our common units that may result in adverse tax consequences to them. Investment in common units by tax-exempt entities, such as employee benefit plans and individual retirement accounts (known as IRAs), and non-U.S. persons raises issues unique to them. For example, virtually all of our income allocated to organizations that are exempt from federal income tax, including IRAs and other retirement plans, will be unrelated business taxable income and will be taxable to them. Distributions to non-U.S. persons will be reduced by withholding taxes at the highest applicable effective tax rate, and non-U.S. persons will be required to file federal income tax returns and pay tax on their share of our taxable income. If a unitholder is a tax-exempt entity or a non-U.S. person, such unitholder should consult a tax advisor before investing in our common units. Some of our activities may not generate qualifying income, and we conduct these activities in separate subsidiar ies that are treated as corporation s for U.S. federal income tax purposes. Corporate U.S. federal income taxes paid by these subsidiaries reduce our cash available for distribution. In order to maintain our status as a partnership for U.S. federal income tax purposes, 90% or more of our gross income in each tax year must be qualifying income under Section 7704 of the Internal Revenue Code. To ensure that 90% or more of our gross income in each tax year is qualifying income, we currently conduct the portions of our business related to these operations in separate subsidiaries that are treated as corporations for U.S. federal income tax purposes.  These corporate subsidiaries will be subject to corporate-level tax, which reduces the cash available for distribution to us and, in turn, to our unitholders. If the IRS were to successfully assert that any corporate subsidiary has more tax liability than we anticipate or legislation were enacted that increased the corporate tax rate, our cash available for distribution to our unitholders would be further reduced. 42                           Table Of Contents We are in the process of requesting a ruling from the IRS upon which, if granted, we may rely with respect to the qualifying nature of the income from certain activities conducted by PIS and IS . If we do not obtain a favorable ruling from the IRS, we will be required to continue to conduct these activities in subsidiar ies that are treated as corporation s for U.S. federal income tax purposes and are subject to corporate-level income taxes. We are in the process of requesting a ruling from the IRS upon which, if granted, we may rely with respect to the qualifying nature of the income from certain activities conducted by PIS and IS.  If the IRS is unwilling or unable to provide a favorable ruling with respect to such income, we will continue to be subject to corporate-level tax on the revenues generated by such activities. Conversely, if the IRS does provide a favorable ruling, we may choose to conduct such activities in the future in a tax pass-through entity. Such restructuring may result in a significant, one-time tax liability and other costs, which will reduce our cash available for distribution. We treat each purchaser of common units as having the same tax benefits without regard to the actu al common units purchased. The IRS may challenge this treatment, which could adversely affect the value of the common units. Because we cannot match transferors and transferees of common units and because of other reasons, we have adopted depreciation and amortization positions that may not conform to all aspects of existing Treasury Regulations. A successful IRS challenge to those positions could adversely affect the amount of tax benefits available  to  a  unitholder.  It  also  could  affect  the  timing  of  these  tax  benefits  or  the  amount  of  gain  from  unitholders’  sale  of  common  units  and  could  have  a negative impact on the value of our common units or result in audit adjustments to unitholders’ tax returns. We prorate our items of income, gain, loss and deduction for U.S. federal income tax purposes between transferors and transferees of our units each month based upon the ownership of our units on the fi rst business day of each month, instead of on the basis of the date a particular unit is transferred. The IRS may challenge this treatment, which could change the allocation of items of income, gain, loss and deduction among our unitholders. We prorate our items of income, gain, loss and deduction for federal income tax purposes between transferors and transferees of our units each month based upon the ownership of our units on the first day of each month, instead of on the basis of the date a particular unit is transferred. The  U.S.  Department  of  Treasury  and  the  IRS  recently  issued  Treasury  Regulations  that  permit  publicly  traded  partnerships  to  use  a  monthly  simplifying convention  that  is  similar  to  ours,  but  they  do  not  specifically  authorize  all  aspects  of  the  proration  method  we  have  adopted.  If  the  IRS  were  to  successfully challenge this method, we could be required to change the allocation of items of income, gain, loss and deduction among our unitholders. A unitholder whose common units are loaned to a “short seller” to effect a short sale of comm on units may be considered as having disposed of those common units. If so, he would no longer be treated for U.S. federal income tax purposes as a partner with respect to those common units during the period of the loan and may recognize gain or loss from the disposition. Because a unitholder whose common units are loaned to a “short seller” to effect a short sale of common units may be considered as having disposed of the loaned common units, he may no longer be treated for U.S. federal income tax purposes as a partner with respect to those common units during the period of the loan to the short seller and the unitholder may recognize gain or loss from such disposition. Moreover, during the period of the loan to the short seller, any of our income, gain, loss or deduction with respect to those common units may not be reportable by the unitholder and any cash distributions received by the unitholder as to those common units could be fully taxable as ordinary income. We have adopted certain valuation methodologies in determining a unitholder’s allocations of income, gain, loss and deduction. The IRS may challenge these methodologies or the resulting allocations, and such a challenge could adversely affect the value of our common units. In determining the items of income, gain, loss and deduction allocable to our unitholders, in certain circumstances, including when we issue additional units, we must determine the fair market value of our assets. Although we may from time to time consult with professional appraisers regarding valuation matters, we make many fair market value estimates using a methodology based on the market value of our common units as a means to measure the fair market value of our assets. The IRS may challenge these valuation methods and the resulting allocations of income, gain, loss and deduction. A  successful  IRS  challenge  to  these  methods  or  allocations  could  adversely  affect  the  amount,  character  and  timing  of  taxable  income  or  loss  allocated  to  our unitholders. It also could affect the amount of gain from our unitholders’ sale of common units and could have a negative impact on the value of our common units or result in audit adjustments to our unitholders’ tax returns without the benefit of additional deductions. 43                             Table Of Contents The sale or exchange of 50.0% or more of our capital and profits interests during any twelve-month period will result in the termination of our partnership for U.S. federal income tax purposes. We will be considered to have technically terminated our partnership for U.S. federal income tax purposes if there is a sale or exchange of 50.0% or more of the total interests in our capital and profits within a twelve month period. For purposes of determining whether the 50.0% threshold has been met, multiple sales of the same interest will be counted only once. Our technical termination would, among other things, result in the closing of our taxable year for all unitholders, which would result in us filing two tax returns (and our unitholders could receive two Schedules K-1 if relief was not available, as described below) for one fiscal year and could result in a deferral of depreciation deductions allowable in computing our taxable income. In the case of a unitholder reporting on a taxable year other than a fiscal year ending December 31, the closing of our taxable year may also result in more than twelve months of our taxable income or loss being includable in his taxable income for the year of termination. Our termination currently would not affect our classification as a partnership for U.S. federal income tax purposes, but instead we would be treated as a new partnership for U.S. federal income tax purposes. If treated as a new partnership, we must make new tax elections, including a new election under Section 754 of the Internal Revenue Code, and could be subject to penalties if we are unable to determine that a termination occurred. The IRS has  announced  a  publicly  traded  partnership  technical  termination  relief  program  whereby,  if  a  publicly  traded  partnership  that  technically  terminated  requests publicly traded  partnership  technical  termination  relief  and such relief  is granted by the IRS, among other things, the partnership  will only have to provide one Schedule K-1 to unitholders for the year notwithstanding two partnership tax years. As a result of investing in our common units, a unitholder may become subject to state and local taxes and return filing requirements in jurisdictions where we operate or own or acquire properties. In addition to U.S. federal income taxes, our unitholders are likely subject to other taxes, including state and local taxes, unincorporated business taxes and estate, inheritance or intangible taxes that are imposed by the various jurisdictions in which we conduct business or control property now or in the future, even if they do not live in any of those jurisdictions. Our unitholders are likely required to file state and local income tax returns and pay state and local income taxes in some or all of these various jurisdictions. Further, our unitholders may be subject to penalties for failure to comply with those requirements.  We currently own property or conduct  business  in  many  states,  most  of  which  impose  an  income  tax  on  individuals,  corporations  and  other  entities.  As  we  make  acquisitions  or  expand  our business, we may control assets or conduct business in additional states that impose a personal income tax. It is each unitholder’s responsibility to file all federal, state and local tax returns. Unitholders should consult their tax advisors. ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS Not Applicable. ITEM 2. PROPERTIES Our Properties As of December 31, 2015, W&ES had an aggregate of approximately 115,000 barrels of maximum daily disposal capacity in the following SWD facilities, all of which were built since June 2011 with new well bores, using completion techniques consistent with current industry practices and utilizing well depths of at least 5,000 feet and injection intervals beginning at least 4,000 feet beneath the surface: Location Tioga, ND Manning, ND Grassy Butte, ND New Town, ND (1) Pecos, TX (1) Williston, ND Stanley, ND Orla, TX (1) Belfield, ND Watford City, ND (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Reeves Williams Mountrail Reeves Billings McKenzie McKenzie In-service Date June 2011 Dec. 2011 May 2012 June 2012 July 2012 Aug. 2012 Sept. 2012 Sept. 2012 Oct. 2012 May 2013 August 2014 Leased or Owned (3) Owned Owned Leased Leased Owned Owned Owned Owned Leased Leased Leased (1) (2) (3) Currently receives piped water. We own a 25.0% non-controlling interest in this SWD facility. Some facilities are constructed on land that is leased under long term arrangements. 44                                                                                                       Table Of Contents We lease general office space at our corporate headquarters located at 5727 S. Lewis Avenue, Suite 300, Tulsa, Oklahoma 74105.  The lease expires in February 2018 unless terminated earlier under certain circumstances specified in our lease. In our PIS segment, we also lease office space in Calgary, Alberta, Canada for our foreign operations. For our IS segment, we lease office space in Houston and Odessa Texas. Adjacent to the Houston office, we lease a staging facility for operational storage and staging. In addition, we own an office building and staging and storage facility in Giddings, Texas. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS Stuart v. TIR In July 2014, a group of former minority shareholders of Tulsa Inspection Resources, Inc. (“TIR Inc.”), formerly an Oklahoma corporation, filed a civil action in the United States District Court for the Northern District of Oklahoma against TIR LLC, members of TIR LLC, and certain affiliates of TIR LLC’s members.  TIR LLC  is  the  successor  in  interest  to  TIR  Inc.,  resulting  from  a  merger  between  the  entities  that  closed  in  December  2013  (the  “TIR  Merger”).    The  former shareholders  in  TIR  Inc.  claim  that  they  did  not  receive  sufficient  value  for  their  shares  in  the  TIR  Merger  and  are  seeking  rescission  of  the  TIR  Merger  or, alternatively, compensatory and punitive damages.  The Partnership is not named as a defendant in this civil action.  TIR LLC and the other defendants have been advised by counsel that the action lacks merit.  In addition, the Partnership anticipates no disruption in its business operations related to this action. Flatland Resources v. CES LLC In September 2015, Flatland Resources I, LLC and Flatland Resources II, LLC, two of our management services customers (under common ownership) initiated a civil action in the District Court for the McKenzie County District of the State of North Dakota against CES LLC. The customers claim that CES LLC breached the management agreements and interfered with their business relationships, and seek to rescind the management agreements and recover any damages. The customers initiated this lawsuit upon dismissal from federal court due to lack of jurisdiction of CES LLC’s lawsuit against the customers seeking to enforce the management agreements. CES LLC subsequently filed an answer and counterclaims, as well as a third party complaint against the principal of the customers seeking to enforce the management agreements and other injunctive relief, as well as monetary damages. The court subsequently granted CES’s motion to transfer venue to the Grand Forks County District Court. We believe that the possibility of the Partnership incurring material losses as a result of this action is remote. Other From time to time, we are subject to legal proceedings and claims that arise in the ordinary course of business.  Like other organizations, our operations are subject to extensive and rapidly changing federal and state environmental, health and safety and other laws and regulations governing air emissions, wastewater discharges, and solid and hazardous waste management activities. We  are  not  a  party  to  any  other  material  pending  or  overtly  threatened  legal  or  governmental  proceedings,  other  than  proceedings  and  claims  that  arise  in  the ordinary course and are incidental to our business. ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES Not Applicable. PART II ITEM 5. MARKET FOR REGISTRANT ’S COMMON EQUITY, RELATED UNITHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES Our common units are listed on the NYSE under the symbol “CELP.” On March 15, 2016, the closing price for the common units was $8.68 per unit and there were approximately 3,475 unitholders of record and beneficial owners (held in street name) of the Partnership’s common units. We have also issued 5,913,000 subordinated units, for which there is no established public trading market. 5,612,699 of the subordinated units are effectively held by Holdings and its controlled affiliates, either directly or indirectly through its ownership of CEP-TIR.  The remaining 300,301 subordinated units are held directly by certain beneficial owners and management. 45                                         Table Of Contents The high and low trading prices for our common units and distribution paid per unit by quarter were as follows: Quarter Ended March 31, 2014 June 30, 2014 September 30, 2014 December 31, 2014 March 31, 2015 June 30, 2015 September 30, 2015 December 31, 2015   $ High Low Distribution (a) 26.00    $ 24.97      25.78      24.93      19.83      18.00      16.64      12.99      19.55    $ 21.65      22.22      11.54      11.82      12.41      9.21      7.02      0.301389 (b) 0.396844  0.406413  0.406413  0.406413  0.406413  0.406413  0.406413  (a) Represents declared distributions associated with each respective quarter.  Distributions were declared and paid within 45 days following the close of each quarter in accordance with our cash distribution policy. (b) Reflects a prorated portion of the targeted minimum quarterly cash distribution of $0.3875 for the period from the closing of the Partnership’s IPO on January 21, 2014 through March 31, 2014. Our Cash Distribution Policy Our  partnership  agreement  requires  that,  within  45  days  after  the  end  of  each  quarter,  we  distribute  all  of  our  available  cash  to  unitholders  of  record  on  the applicable record date.  We intend to continue to make cash distributions to unitholders on a quarterly basis, although there is no assurance as to the future cash distributions since they are dependent upon future earnings, cash flows, capital requirements, financial condition and other factors. Definition of Available Cash Available cash, for any quarter, consists of all cash and cash equivalents on hand at the end of that quarter: ● less , the amount of cash reserves established by our general partner at the date of determination of available cash for the quarter to: ● ● ● provide for the proper conduct of our business, which could include, but is not limited to, amounts reserved for capital expenditures, working capital and operating expenses; comply with applicable law, any of our debt instruments or other agreements; or provide funds for distributions to our unitholders (including our general partner) for any one or more of the next four quarters (provided that our  general  partner  may  not  establish  cash  reserves  for  the  payment  of  future  distributions  unless  it  determines  that  the  establishment  of reserves will not prevent us from distributing the minimum quarterly distribution on all common units and any cumulative arrearages on such common units for such quarter); ● plus , if our general partner so determines, all or a portion of cash on hand on the date of determination of available cash for the quarter, including cash on hand resulting from working capital borrowings made after the end of the quarter. During Subordination Period Our  partnership  agreement  requires  that  we  make  distributions  of  available  cash  from  operating  surplus  for  any  quarter  in  the  following  manner  during  the subordination period: ● ● ● ● first , 100.0% to the common unitholders, pro rata, until we distribute for each outstanding common unit an amount equal to the minimum quarterly distribution for that quarter; second , 100.0% to the common unitholders, pro rata, until we distribute for each outstanding common unit an amount equal to any arrearages in payment of the minimum quarterly distribution on the common units for any prior quarters during the subordination period; third , 100.0% to the subordinated unitholders, pro rata, until we distribute for each subordinated unit an amount equal to the minimum quarterly distribution for that quarter; and thereafter, in the manner described in “ General Partner Interest and Incentive Distribution Rights ” below. 46                                                                                                         Table Of Contents The preceding discussion is based on the assumptions that we do not issue additional classes of equity securities.  Unless earlier terminated pursuant to the terms of our partnership agreement, the subordination period will extend until the first business day of any quarter beginning after December 31, 2016, that the Partnership meets the financial tests set forth in the Partnership Agreement, but may end sooner if the Partnership meets additional financial tests. After Subordination Period Our  partnership  agreement  requires  that  after  the  subordination  period,  we  make  distributions  of  available  cash  from  operating  surplus  for  any  quarter  in  the following manner: ● ● first , 100.0% to all unitholders, pro rata, until we distribute for each outstanding unit an amount equal to the minimum quarterly distribution for that quarter; and thereafter, in the manner described in “ General Partner Interest and Incentive Distribution Rights ” below. The preceding discussion is based on the assumptions that we do not issue additional classes of equity securities. General Partner Interest and Incentive Distribution Rights Incentive  distribution  rights  represent  the  right  to  receive  an  increasing  percentage  of  quarterly  distributions  of  available  cash  from  operating  surplus  after  the minimum quarterly distribution and the target distribution levels have been achieved.  Our general partner currently holds the incentive distribution rights, but may transfer these rights separately from its general partner interest, subject to restrictions in the partnership agreement. The following discussion assumes there are no arrearages on common units and that our general partner continues to own the incentive distribution rights. If for any quarter: ● ● we  have  distributed  available  cash  from  operating  surplus  to  the  common  and  subordinated  unitholders  in  an  amount  equal  to  the  minimum quarterly distribution; and we  have  distributed  available  cash  from  operating  surplus  on  outstanding  common  units  in  an  amount  necessary  to  eliminate  any  cumulative arrearages in payment of the minimum quarterly distribution; then,  our  partnership  agreement  requires  that  we  distribute  any  additional  available  cash  from  operating  surplus  for  that  quarter  among  the  unitholders  and  the general partner in the following manner: ● ● ● ● first, 100.0% to all unitholders, pro rata, until each unitholder receives a total of $0.445625 per unit for that quarter (the “first target distribution”); second, 85.0% to all unitholders, pro rata, and 15.0% to our general partner, until each unitholder receives a total of $0.484375 per unit for that quarter (the “second target distribution”); and third, 75.0% to all unitholders, pro rata, and 25.0% to our general partner, until each unitholder receives a total of $0.581250 per unit for that quarter (the “third target distribution”); and thereafter, 50.0% to all unitholders, pro rata, and 50.0% to our general partner. Securities Authorized for Issuance under Equity Compensation Plans See “Item 12 — Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Unitholder Matters ”  for  information  regarding  our  equity compensation plans as of December 31, 2015. Unregistered Sales of Equity Securities None not previously reported on a current report on Form 8-K. Issuer Purchases of Equity Securities None. 47                                                             Table Of Contents ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA The following table should be read together with “ Item 7 – Management ’ s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations ” and the historical financial statements and accompanying notes included in “ Item 8 – Financial Statements and Supplementary Data .” On January 21, 2014, we completed the initial public offering (“IPO”) of our limited partner common units.  In connection with the IPO, Holdings II, a wholly- owned subsidiary of Holdings, conveyed a 100% interest in CEP LLC.  Prior to its contribution to the Partnership, CEP LLC distributed to Holdings its interest in four  subsidiaries.    In  addition  to  CEP  LLC,  affiliates  of  Holdings  contributed  50.1%  of  their  interest  in  the  TIR  Entities  (the  Partnership’s  PIS  segment).    The Partnership then subsequently conveyed this 50.1% interest to CEP LLC.  We have recast prior period financial data and information of Cypress Energy Partners, L.P. to reflect CEP LLC’s distribution of its four subsidiaries to Holdings, which were originally acquired on December 31, 2012, and to reflect the conveyance of CEP  LLC  and  the  TIR  Entities  to  the  Partnership  at  the  closing  of  our  IPO,  as  if  the  contribution  of  CEP  LLC  had  occurred  as  of  March  15,  2012  and  the contribution of the TIR Entities had occurred as of June 26, 2013, the date affiliated members of the Partnership acquired a controlling interest in the TIR Entities. Effective February 1, 2015, the Partnership acquired the remaining 49.9% interest in the TIR Entities previously held by affiliates of Holdings. Effective May 1, 2015, the Partnership acquired a 51% interest in Brown Integrity, LLC, a hydrostatic testing integrity services business creating our IS segment. The  following  table  also  presents  Adjusted  EBITDA,  which  we  use  in  evaluating  the  performance  and  liquidity  of  our  business.    This  financial  measure  is  not calculated or presented in accordance with generally accepted accounting principles, or GAAP.  We explain this measure below and reconcile it to net income and net cash from operating activities, its most directly comparable financial measures calculated and presented in accordance with GAAP. 48               Table Of Contents Cypress Energy Partners, L.P. Predecessor (d) Year Ended Year Ended Year Ended December 31, December 31, December 31, December 31, December 31, December 31, Year Ended Period from March 15 (Inception) through Period from June 1 (Inception) through   $   $   $ Income Statement Data Revenues Costs of services Gross margin General and administrative expense Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Interest expense, net Offering costs Net income (loss) Net income attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Balance Sheet Data - Period End Total assets Long-term debt Total parent net investment and owners' equity Cash Flow Data Cash flows from operating activities Cash flows from investing activities Cash flows from financing activities Cash distributions per unit (subsequent to IPO) (e) Capital expenditures Other Financial Data Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to partners / controlling interests Operational Data 2015 (a) 2014 2013 (b) Recast 2012 (c) Recast 2012 2011 (in thousands , except cash distributions per unit and operational data) 371,191    $ 326,261      44,930      23,795      5,427      6,645      9,063      5,656      -      4,091      404,418    $ 355,355      49,063      21,321      6,345      32,546      (11,149)     3,208      446      (15,179)     249,133    $ 213,690      35,443      12,467      5,164      4,131      13,681      4,000      1,376      4,355      599      4,973      22      3,492      (20,152)     4,333      619    $ 309      310      2,056      99      -      (1,845)     -      -      (1,845)     -      -      12,203    $ 3,662      8,541      477      1,398      -      6,666      111      -      6,595      -      -      2,944  503  2,441  138  123  -  2,180  35  -  2,162  -  -  192,687    $ 140,900      189,842    $ 77,600      240,590    $ 75,000      79,990    $ -      27,588    $ 2,314      14,476  2,798  40,702      100,428      135,547      77,746      24,769      9,265  26,921    $ (64,879)     42,501      13,016    $ (2,286)     (16,030)     7,154    $ 5,779      13,363      (2,244)   $ (65,613)     68,341      7,246    $ (15,236)     8,425      1.63      1,857      1.51      2,286      -      4,329      -      65,613      -      15,236        $ 24,663    $ 28,499    $ 23,110    $ (1,746)   $ 8,104    $ 23,147      19,841      23,079      (1,746)     8,104      1,106  (10,860) 9,901  -  10,860  2,320  2,320  Average number of inspectors Average revenue per inspector per week Average number of field personnel (f) Average revenue per field personnel per week Total barrels of saltwater disposed (in thousands) Average revenue per barrel   $   $   $ 1,535      4,773    $ 1,706      4,952      1,392      4,711    $ 33      20,261  18,864      0.78    $ 19,066      1.18    $ 19,541      1.14    $ 551      1.12    $ 8,674      1.41    $ 1,641  1.79  (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes operations of Brown (IS segment) from the May 1, 2015 acquisition date through the end of the year. (b) Activity for the year ended December 31, 2013 includes operations of the TIR Entities (PIS segment) from the June 26, 2013 acquisition date through the end of the year. (c) During the period from its inception through the date of its acquisition of the Predecessor on December 31, 2012, CEP LLC had no significant assets or operations. Includes activities of certain entities that were not contributed to the Partnership. Includes February distributions related to the previous quarter ended December 31. (d) (e) (f) Represents Brown (IS segment) personnel from the May 1, 2015 acquisition date through the end of the year. 49                                                                                                                                                                                                     Table Of Contents We define Adjusted EBITDA as net income, plus interest expense, depreciation and amortization expenses, income tax expense, offering costs, impairments, non- cash allocated expenses and equity-based compensation, less the gain on the reversal of contingent consideration.  Adjusted EBITDA is used as a supplemental financial measure by management and by external users of our financial statements, such as investors and commercial banks, to assess: Non-GAAP Financial Measures • • • • • the financial performance of our assets without regard to the impact of financing methods, capital structure or historical cost basis of our assets; the viability of capital expenditure projects and the overall rates of return on alternative investment opportunities; our ability to incur and service debt and fund capital expenditures; the ability of our assets to generate cash sufficient to make debt payments and to make distributions; and our operating performance as compared to those of other companies in our industry without regard to the impact of financing methods and capital structure. We believe that the presentation of Adjusted EBITDA will provide useful information to investors in assessing our financial condition and results of operations.  Net  income  is  the  GAAP  measure  most  directly  comparable  to  Adjusted  EBITDA.    Adjusted  EBITDA  should  not  be  considered  an  alternative  to  net  income.  Because  Adjusted  EBITDA  may  be  defined  differently  by  other  companies  in  our  industry,  our  definition  of  Adjusted  EBITDA  may  not  be  comparable  to  a similarly titled measure of other companies, thereby diminishing their utility.  As a result, Adjusted EBITDA may not be comparable to similarly titled measures of other companies.  The  following  table  presents  a  reconciliation  of  net  income  (loss)  to  Adjusted  EBITDA  and  to  distributable  cash  flow,  as  applicable,  for  each  of  the  periods indicated. Reconciliation of Net Income (Loss) to Adjusted EBITDA and to Distributable Cash Flow Attributable to Limited Partners Net income (loss) Add: Interest expense Depreciation, amortization and accretion Impairments Income tax expense Non-cash allocated expenses Offering costs Equity based compensation Less: Gain on reversal of contingent consideration Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to non-controlling interests Adjusted EBITDA attributable to partners / controlling interests Adjusted EBITDA attributable to general partner (c) Adjusted EBITDA attributable to limited partners Less: Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures Distributable cash flow attributable to limited partners 2015 (a) Year Ended December 31, 2014 (in thousands) 2013 (b) 4,355  4,000  5,261  4,131  15,237  -  1,376  -  11,250  23,110  31  23,079    $ 4,091    $ (15,179)   $ 5,656      6,004      6,645      452      648      -      1,167      -      24,663    $ 1,516      23,147    $ -      23,147    $ 5,940      17,207    $ 3,208      6,513      32,546      468      497      446      -      -      28,499    $ 8,658      19,841    $ 1,651        18,190      381      17,809        $   $   $   $ (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes operations of Brown (IS segment) from the May 1, 2015 acquisition date through the end of the year. Also, because the Partnership acquired the remainder of the TIR Entities February 1, 2015 and CES LLC on June 1, 2015, adjusted EBITDA attributable to non-controlling interests for the year ended December 31, 2015 includes the activity of the TIR Entities and CES LLC through their acquisition dates and the activity of Brown since May 1, 2015. (b) Activity for the year ended December 31, 2013 includes operations of the TIR Entities (PIS segment) from the June 26, 2013 acquisition date through the end of the year. Also, because Holdings and other affiliates owned 100% of the TIR Entities, there is no adjusted EBITDA attributable to non-controlling interests for the year ended December 31, 2013 associated with the TIR Entities. (c) Adjusted EBITDA attributable to general partner in 2014 represents activity prior to the Partnership's IPO.                                                                                                                                                                                                                                                                                                        50 Table Of Contents The following table presents a reconciliation of net cash provided by operating activities to Adjusted EBITDA, as applicable, for each of the periods indicated. Reconciliation of Net Cash Provided by Operating Activities to Adjusted EBITDA Cash flows provided by operating activities Changes in trade accounts receivable, net Changes in prepaid expenses and other Changes in accounts payable and accrued liabilities Change in income taxes payable Offering costs Equity-based compensation Interest expense (excluding non-cash interest) Income tax expense (excluding deferred tax benefit) Other Adjusted EBITDA 2015 (a) Year Ended December 31, 2014 (in thousands) 2013 (b)   $   $ 26,921    $ (9,039)     (233)     1,222      196      -      -      5,109      484      3      24,663    $ 13,016    $ (6,650)     933      2,964      15,612      446      (785)     2,494      468      1      28,499    $ 7,154  8,793  (283) 1,910  (15,816) 1,376  (90) 2,781  15,237  2,048  23,110  (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes operations of Brown (IS segment) from the May 1, 2015 acquisition date through the end of the year. (b) Activity for the year ended December 31, 2013 includes operations of the TIR Entities (PIS segment) from the June 26, 2013 acquisition date through the end of the year. 51                                                                                         Table Of Contents ITEM 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS This Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations contains a discussion of our business, including a general overview of our properties, our results of operations, our liquidity and capital resources, and our quantitative and qualitative disclosures about market risk. At the closing of our IPO on January 21, 2014, CEP LLC and a 50.1% interest in the TIR Entities were contributed to us and became our Water and Environmental Services (“W&ES”) segment and our Pipeline Inspection Services (“PIS”) segment, respectively.     These contributions were treated for accounting purposes as a combination of entities under common control and the results of CEP LLC are included as if the contributions had occurred as of March 15, 2012 and the results of the TIR Entities were included in our financial statements for periods subsequent to June 26, 2013, the date Holdings acquired a controlling interest. Brown Integrity, LLC (our Integrity Services (“IS”) segment) was acquired effective May 1, 2015, and the results of this segment have been included in our financial statements for periods subsequent to that date. The following discussion contains forward-looking statements that reflect our future plans, estimates, beliefs and expected performance. The forward-looking statements are dependent upon events, risks and uncertainties that may be outside our control, including among other things, the risk factors discussed in “Item 1A. Risk Factors” of this Annual Report on Form 10-K. Our actual results could differ materially from those discussed in these forward-looking statements. Factors that could cause or contribute to such differences include, but are not limited to, market prices for oil and natural gas, production volumes, estimates of proved reserves, capital expenditures, economic and competitive conditions, regulatory changes and other uncertainties, as well as those factors discussed below and elsewhere in this Annual Report on Form 10-K, all of which are difficult to predict. In light of these risks, uncertainties and assumptions, the forward-looking events discussed may not occur. See “Cautionary Remarks Regarding Forward-Looking Statements” in the front of this Annual Report on Form 10-K. Overview We are a growth-oriented master limited partnership formed in September 2013 to provide services to the oil and gas industry.  We provide independent pipeline inspection and integrity services to various energy exploration and production (“E&P”) and midstream companies and their vendors in our PIS and IS segments throughout the United States and Canada.  The PIS segment is comprised of the operations of the TIR Entities and the IS segment is comprised of the operations of Brown.    The  economic  characteristics  of  Brown  were  sufficiently  dissimilar  from  our  previous  Pipeline  Inspection  and  Integrity  Services,  thus  creating  a  new segment. As such, the Pipeline Inspection and Integrity services segment was renamed Pipeline Inspection Services and we created the Integrity Services segment. We  also  provide  SWD  and  other  water  and  environmental  services  to  U.S.  onshore  oil  and  natural  gas  producers  and  trucking  companies  through  our  W&ES segment.  The W&ES segment is comprised of the historical operations of CEP LLC that were contributed to us.  We operate ten SWD facilities, eight of which are in  the  Bakken  Shale  region  of  the  Williston  Basin  in  North  Dakota  and  two  of  which  are  in  the  Permian  Basin  in  west  Texas.    We  also  have  management agreements in place to provide staffing and management services to third party SWD facilities in the Bakken Shale region (two of which are currently in dispute).  W&ES  customers  are  oil  and  natural  gas  exploration  and  production  companies  and  trucking  companies  operating  in  the  regions  that  we  serve.    In  all  of  our business segments, we work closely with our customers to help them comply with increasingly complex and strict environmental and safety rules and regulations applicable to production and pipeline operations, assisting in reducing their operating costs. How We Generate Revenue We generate revenue in the PIS segment primarily by providing inspection services on midstream pipelines, gathering systems and distribution systems, including data gathering and supervision of third-party construction, inspection, and maintenance and repair projects.  Our results in this segment are driven primarily by the number of inspectors that perform services for our customers and the fees that we charge for those services, which depend on the type and number of inspectors used on a particular project, the nature of the project and the duration of the project.  The number of inspectors engaged on projects is driven by the type of project, prevailing  market  rates,  the  age  and  condition  of  customers’  midstream  pipelines,  gathering  systems  and  distribution  systems  and  the  legal  and  regulatory requirements relating to the inspection and maintenance of those assets.  We charge our customers on a per inspector basis, including per diem charges, mileage and other reimbursement items. We  generate  revenue  in  our  IS  segment  primarily  by  providing  hydrostatic  testing  services  to  major  natural  gas  and  petroleum  companies  and  pipeline constructions companies of newly constructed and existing natural gas and petroleum pipelines. We generally charge our customers in this segment on a fixed bid basis depending on the size and length of the pipeline being inspected, the complexity of services provided and the utilization of our work force and equipment. Our results in this segment are driven primarily by the number of field personnel that perform services for our customers, the fees that we charge for those services (which depends on the type and number of field personnel used on a particular project), the type of equipment used and the fees charged for the utilization of that equipment, and the nature and the duration of the project. 52                       Table Of Contents We generate revenue in the W&ES segment primarily by treating flowback and produced water and injecting the saltwater into our SWD facilities.  Our results in W&ES are driven primarily by the volumes of produced water and flowback water we inject into our SWD facilities and the fees we charge for our services.  These fees  are  charged  on  a  per  barrel  basis  under  contracts  that  are  short-term  in  nature  and  vary  based  on  the  quantity  and  type  of  saltwater  disposed,  competitive dynamics and operating costs.  The volumes of saltwater disposed at our SWD facilities are driven by water volumes generated from existing oil and natural gas wells during their useful lives and development drilling and production volumes from the wells located near our facilities.  Producers’ willingness to engage in new drilling is determined by a number of factors, the most important of which are the prevailing and projected prices of oil, natural gas and NGLs, the cost to drill and operate a well, the availability and cost of capital and environmental and governmental regulations.  We generally expect the level of drilling to positively correlate with long-term trends in prices of oil, natural gas and NGLs.  Similarly, oil and natural gas production levels nationally and regionally generally tend to positively correlate with drilling activity. Revenues in this segment are recognized when the service is performed and collectability of fees is reasonably assured. We also generate revenue managing a SWD facility for a fee.  In  addition,  for  minimal  marginal  cost,  we  generate  revenue  by  selling  residual  oil  we  recover  from  the  flowback  and  produced  water.    Our  ability  to  recover residual  oil  is  dependent  upon  the  residual  oil  content  in  the  saltwater  we  treat,  which  is,  among  other  things,  a  function  of  water  type,  chemistry,  source  and temperature.  Generally, where outside temperatures are lower, there is less residual oil content and separation is more difficult.  Thus, our residual oil recovery during the winter season is usually lower than our recovery during the summer season in North Dakota.  Additionally, residual oil content will decrease if, among other things, producers begin recovering higher levels of residual oil in saltwater prior to delivering such saltwater to us for treatment. How We Evaluate Our Operations Our  management  uses  a  variety  of  financial  and  operating  metrics  to  analyze  our  performance.    We  view  these  metrics  as  significant  factors  in  assessing  our operating results and profitability and intend to review these measurements frequently for consistency and trend analysis.  These metrics include: • • • • • • • inspector headcount in PIS; field personnel headcount in IS; saltwater disposal and residual oil volumes in W&ES; operating expenses; segment gross margin; Adjusted EBITDA; and distributable cash flow. Inspector Headcount The  amount  of  revenue  we  generate  in  PIS  depends  primarily  on  the  number  of  inspectors  that  perform  services  for  our  customers.    The  number  of  inspectors engaged  on  projects  is  driven  by  the  type  of  project,  prevailing  market  rates,  the  age  and  condition  of  customers’  midstream  pipelines,  gathering  systems  and distribution systems and the legal and regulatory requirements relating to the inspection and maintenance of those assets. Field Personnel Headcount The amount of revenue we generate in IS depends primarily on the number of field personnel that perform services for our customers and the fees that we charge for those services, which depend on the type and number of field personnel used on a particular project, the type of equipment used and the fees charged for the utilization  of  that  equipment,  as  well  as  the  nature  and  the  duration  of  the  project.  The  number  of  field  personnel  engaged  on  projects  is  driven  by  the  type  of project, the size and length of the pipeline being inspected, the complexity of services provided and the utilization of our work force and equipment. Saltwater Disposal and Residual Oil Volumes The amount of revenue we generate in W&ES depends primarily on the volume of produced water and flowback water that we dispose for our customers pursuant to published or negotiated  rates, as well as the volume of residual  oil that we sell pursuant to rates that are determined based on the quality of the oil sold and prevailing oil prices.  Our revenues from produced water, flowback water or residual oil sales are generated pursuant to contracts that are short-term in nature.  Revenues in this segment are recognized when the service is performed and collectability of fees is reasonably assured.  The volumes of saltwater disposed at our SWD facilities are driven by water volumes generated from existing oil and natural gas wells during their useful lives and development drilling and production volumes from the wells located near our facilities.  Producers’ willingness to engage in new drilling is determined by a number of factors, the most important of which are the prevailing and projected prices of oil, natural gas and NGLs, the cost to drill and operate a well, the availability and cost of capital and environmental and  governmental  regulations.    We  generally  expect  the  level  of  drilling  to  positively  correlate  with  long-term  trends  in  prices  of  oil,  natural  gas  and  NGLs.  Similarly, oil and natural gas production levels nationally and regionally generally tend to positively correlate with drilling activity. 53                                             Table Of Contents Approximately 8%, 22% and 25% of our segment revenue for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively, in W&ES was derived from sales of residual oil recovered during the saltwater treatment process.  Our ability to recover residual oil is dependent upon the oil content in the saltwater we treat, which is,  among  other  things,  a  function  of  water  type,  chemistry,  source  and  temperature.    Generally,  where  outside  temperatures  are  lower,  oil  separation  is  more difficult.  Thus, our residual oil recovery during the winter season is lower than our recovery during the summer season in North Dakota.  Additionally, residual oil content  will  decrease  if,  among  other  things,  producers  begin  recovering  higher  levels  of  residual  oil  in  saltwater  prior  to  delivering  such  saltwater  to  us  for treatment. Operating Expenses The primary components of our operating expenses that we evaluate include costs of services, general and administrative, and depreciation and amortization. Costs of services. Employee-or-contractor-related  costs  and  per  diem  expenses  are  the  primary  costs  of  services  components  in  PIS  and  IS.    These  expenses fluctuate  from  period  to  period  based  on  the  number,  type  and  location  of  projects  on  which  we  are  engaged  at  any  given  time.  We  seek  to  maximize  the profitability  of  our  operations  in  part  by  minimizing,  to  the  extent  appropriate,  expenses  directly  tied  to  operating  and  maintaining  our  assets.    Repair  and maintenance costs, employee-related costs, residual oil disposal costs and utilities expenses are the primary cost of services components in W&ES.  These expenses generally  remain  relatively  stable  across  broad  ranges  of  saltwater  disposal  volumes  but  can  fluctuate  from  period  to  period  depending  on  the  mix  of  activities performed during that period and the timing of these expenses.  We seek to manage our operations and repair and maintenance capital expenditures on our SWD facilities and related assets by scheduling repairs and maintenance to avoid significant variability in our maintenance capital expenditures, downtime and minimize their impact on our cash flows.   General and administrative.   General and administrative expenses include management and overhead payroll, general office expenses, management fees, legal fees and other expenses. Under our amended and restated omnibus agreement, Holdings charges us an annual administrative fee of $4.04 million (payable in equal quarterly installments) for  the  provision  of  certain  partnership  overhead  expenses.    This  fee  is  subject  to  an  increase  by  an  annual  amount  equal  to  PPI  plus  one  percent  or,  with  the concurrence  of  the  conflicts  committee,  in  the  event  of  an  expansion  of  our  operations,  including  through  acquisitions  or  internal  growth.    To  the  extent  that Holdings incurs overhead expenses in excess of our annual administration fee that are attributable to the operations of the Partnership, these expenses are reflected in our Statements of Operations as incremental general and administrative expense and treated as an equity contribution attributable to our General Partner. Included  in  this  administrative  fee  are  our  incremental  general  and  administrative  expenses  attributable  to  operating  as  a  publicly  traded  partnership,  such  as expenses  associated  with  annual  and  quarterly  SEC  reporting;  tax  return  and  Schedule  K-1  preparation  and  distribution  expenses;  Sarbanes-Oxley  compliance; listing  on  the  New  York  Stock  Exchange;  independent  registered  public  accounting  firm  fees;  legal  fees;  investor  relations,  registrar  and  transfer  agent  fees; director and officer liability insurance costs and director compensation.  Our partnership agreement provides that Holdings will determine and allocate expenses related to our operations and may provide us other services for which we will be charged fees as determined in good faith.  Payments to Holdings and its affiliates following the expiration of our amended and restated omnibus agreement could be substantial and will reduce the amount of cash we have available to distribute to unitholders.   Depreciation, amortization and accretion.   Depreciation,  amortization  and accretion  expense  primarily  consists  of our estimate  of the decrease  in value  of our capitalized tangible and intangible assets as a result of using the assets over time.  Depreciation and amortization are recorded on a straight-line basis.  We estimate our assets have useful lives ranging from 3 to 39 years.  The facilities, wells and equipment constituted approximately 75%, 82% and 83% of the cost basis of our fixed assets as of December 31, 2015, 2014 and 2013 respectively, and have useful lives of 5 to 15 years. 54                     Table Of Contents Segment Gross Margin, Adjusted EBITDA and Distributable Cash Flow   We view segment gross margin as one of our primary management tools, and we track this item on a regular basis, both as an absolute amount and as a percentage of revenues compared to prior periods.  We also track Adjusted EBITDA, defined as net income, plus interest expense, depreciation and amortization expenses, income  tax  expense,  less  the  gain  on  the  reversal of  contingent  consideration.    We  use  distributable  cash  flow,  defined  as  Adjusted  EBITDA  less  net  cash  interest  paid,  cash  taxes  paid  and  maintenance  capital expenditures, to analyze our performance.  Distributable cash flow will not reflect changes in working capital balances, which could be significant, as headcounts of PIS vary from period to period.  Adjusted EBITDA is a non-GAAP, supplemental financial measure used by management and by external users of our financial statements, such as investors, commercial banks and research analysts, to assess:  non-cash  allocated  expenses  and  equity-based  compensation,  offering  costs,  impairments, • • • • • our operating performance as compared to those of other providers of similar services, without regard to financing methods, historical cost basis or capital structure; the ability of our assets to generate sufficient cash flow to support our indebtedness and make distributions to our partners; the viability of capital expenditure projects and the overall rates of return on alternative investment opportunities; our ability to incur and service debt and fund capital expenditures; and the viability of acquisitions and other capital expenditure projects and the rates of return on various investment opportunities. Adjusted  EBITDA  and  distributable  cash  flow  are  not  financial  measures  presented  in  accordance  with  GAAP.   We  believe  that  the  presentation  of  these  non- GAAP financial  measures  will  provide  useful  information  to  investors  in  assessing  our  financial  condition  and  results  of  operations.    Net  income  is  the  GAAP measure most directly comparable to Adjusted EBITDA.  The GAAP measure most directly comparable to distributable cash flow is net cash provided by operating activities.  Our non-GAAP financial measures should not be considered as alternatives to the most directly comparable GAAP financial measure.  Each of these non-GAAP financial measures has important limitations as an analytical tool because it excludes some but not all items that affect the most directly comparable GAAP financial measure.  You should not consider Adjusted EBITDA or distributable cash flow in isolation or as a substitute for analysis of our results as reported under GAAP.  Because Adjusted EBITDA and distributable cash flow may be defined differently by other companies in our industry, our definitions of these non- GAAP financial measures may not be comparable to similarly titled measures of other companies, thereby diminishing their utility. For a further discussion of the non-GAAP financial measures of Adjusted EBITDA and reconciliation of that measure to their most comparable financial measures calculated and presented in accordance with GAAP, please read “ Item 6 — Selected Financial Data — Non-GAAP Financial Measures .” Outlook Pipeline Inspection Services        Demand remains solid for our pipeline inspection services as we operate in a very large market with many customer prospects that we do not currently serve.  We continue to focus on new lines of business to serve our existing customers.  The majority of our clients are public investment grade companies with long planning cycles that lead to healthy backlogs of new long-term projects, in addition to maintaining their existing pipeline networks that also require inspection and integrity services.  The  public  utility  company  (“PUC”)  segment  of  the  industry  that  brings  natural  gas  to  homes  and  businesses  remains  an  area  with  material  growth potential. We believe that with increasing regulatory requirements, and the aging U.S. and Canadian pipeline infrastructure, that the PIS business is more insulated from changes in commodity prices in the near term as has been the case in the past.  However, a prolonged depression in oil and natural gas prices could lead to a downturn in demand for our services. Our average headcount and revenue per inspector metrics continue to trend below our expectations and the prior two years. We have seen certain customer’s 2015 project start dates postponed to 2016 and, to date, have not seen a significant increase in our average inspector headcounts. One of our customers cancelled a major project  in  the  Southwest  portion  of  the  United  States  that  had  been  awarded  to  us  after  regulators  required  them  to  re-route  the  project.  We  anticipate  that  our inspector headcounts will increase as work previously postponed begins. The downturn in energy prices has required many of our customers that rely more heavily on commodity prices to focus on reducing their operating costs. Several clients have sought to reduce the rates paid to inspectors to reduce their inspection costs. We have recently bid on several new projects and have begun to increase staffing for new projects awarded. Many of our customers are in the process of finalizing 2016 operating budgets (including inspection service costs) for submission to their board of directors. Many new projects and opportunities are awarded by our customers in the fourth quarter and the first quarter of the calendar year. Integrity Services We  remain  cautiously  optimistic  about  the  acquisition  of  Brown  and  the  potential  synergies  that  may  develop  between  IS  and  other  current  customers  of  the Partnership, as well as the growth and nurture of its historical, ongoing business. Brown acquired a competitor in the third quarter of 2014 and had some challenges associated  with  an  unexpected  illness  of  that  company’s  founder  and  CEO  that  required  him  to  resign.  As  a  result,  we  have  recruited  some  new  talent  to  the organization.  Brown  currently  operates  in  6  states,  compared  with  the  more  than  45  states  that  the  TIR  Entities  (through  our  PIS  segment)  operate  in.  We  are currently  considering  expanding  Brown’s  geography  on  both  the  West  coast,  Louisiana  and  in  the  Northeast.  We  continue  to  see  excellent  new  bidding opportunities and our success rate on new work continues to improve, leading us to increased utilization of our equipment and field personnel. 55                                           Table Of Contents Water and Environmental Services In our W&ES segment, the continued decline in the market price of crude oil has a direct impact on our revenues associated with the sale of residual oil. It also has an indirect impact on our water disposal volumes and revenues, depending on how oil and gas producers in the vicinity of our facilities react to declining oil and/or gas prices with respect to their rig and new drilling activity. Many  producers  have  announced  material  and  significant  cuts  in  their  future  capital  budgets  and  drilling  activities  that  would  reduce  new  flowback  water  and produced water and, although unlikely, could potentially stop production on existing wells, which would have a direct impact on the volumes of disposed water and residual oil recovery at our facilities. The material decline in rig count and new drilling activity in many basins, including the Bakken and the Permian, has led to lower water volumes, reduced skim oil volumes and pricing pressures. Many of our E&P customers have requested and been granted pricing concessions to help them cope with the lower commodity prices. In the majority of the basins in the country, new SWD facilities were developed to support the previous rig counts and activity levels prior to the sharp contraction in activity and commodity prices. These events have led to excess SWD facility supply relative to current demand in many locations, including the Bakken and the Permian that in turn, has led to aggressive pricing. We have always focused on produced water vs. flowback water and therefore we believe we are less impacted than many competitors. During the year, approximately 93% of our water volume was from produced water disposal. We are clearly being impacted by lower water volumes in the markets we serve, lower skim oil volumes as our flowback volumes decline, lower per barrel water pricing and lower per barrel oil pricing. We are focused on reducing operating costs and identifying operating efficiencies in an effort to offset the financial impact of declining market volumes and prices. Additionally, we continue to focus on piped water opportunities to secure additional long term volumes of produced water for the life of the oil and gas wells’ production. Piped water continues to represent a growing percentage of our total volume. We also provide management services for third party SWD facilities. In September 2015, Flatland Resources I, LLC and Flatland Resources II, LLC, two of our management services customers (under common ownership) initiated a civil action in the District Court for the McKenzie County District of the State of North Dakota against CES LLC. The customers claim that CES LLC breached the management agreements and interfered with their business relationships, and seek to rescind the management agreements and recover any damages. The customers initiated this lawsuit upon dismissal from federal court due to lack of jurisdiction of CES LLC’s lawsuit against the customers seeking to enforce the management agreements. CES LLC subsequently filed an answer and counterclaims, as well as a third party complaint against the principal of the customers seeking to enforce the management agreements and other injunctive relief, as well as monetary damages. The court subsequently granted CES’s motion to transfer venue to the Grand Forks County District Court. We believe that the possibility of the Partnership incurring material losses as a result of this action is remote. Despite  the  severe  downturn  in  the  energy  market  to  date,  we  are  currently  anticipating  the  total  barrels  of  water  disposed  to  level  off  at  fourth  quarter  2015 volumes. We also anticipate the decline in average revenue per barrel disposed as the result of the management fee matter noted above, competitive market pricing pressures and lower oil prices to stabilize absent further declines in oil commodity pricing. Revenue per barrel is comprised of (i) water volumes and disposal price per barrel, (ii) skim oil volumes and the selling price for oil per barrel and (iii) third party management fees (including wage reimbursements). We have seen a substantial increase in the number of acquisition opportunities in the W&ES segment. It appears that some potential sellers are coming to terms with the reduced valuations, volumes, and cash flows impacting the industry. We will continue to actively pursue the right opportunities with the same discipline that protected the Partnership  during  a  heated  market  in  2014  that  drove  up  valuations  to  unsustainable  levels.  We  also  continue  to  evaluate  some  interesting  opportunities  for pipelines and SWD’s directly with E&P companies seeking to monetize their midstream assets. Despite the depressed economy and lower overall oil and gas commodity pricing, the Partnership has continued throughout 2015 and anticipates through 2016 to sustain  a  level  positive  cash  flow  and  expects  to  continue  cash  distributions  consistent  with  prior  distributions.  If  commodity  prices  recover  in  2016  leading  to increased oil and gas production activity, we would hope to see the opportunity to resume planned, deliberate increases in our cash distributions. Critical Accounting Policies and Estimates The preparation of financial statements in conformity with generally accepted accounting principles requires management to select appropriate accounting policies and  make  estimates  and  assumptions  that  affect  the  reported  amounts  of  assets,  liabilities,  revenue  and  expenses.    See  “  Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies ” in the audited financial statements included in “ Item 8 — Financial Statements and Supplementary Data ” for descriptions of our major accounting  policies  and  estimates.    Certain  of  these  accounting  policies  and  estimates  involve  judgments  and  uncertainties  to  such  an  extent  that  there  is  a reasonable  likelihood  that  materially  different  amounts  would  have  been  reported  under  different  conditions,  or  if  different  assumptions  had  been  used.    The following discussions of critical accounting estimates, including any related discussion of contingencies, address all important accounting areas where the nature of accounting estimates or assumptions could be material due to the levels of subjectivity and judgment necessary to account for highly uncertain matters or the susceptibility of such matters to change. 56                                                                         Table Of Contents As  a  company  with  less  than  $1.0  billion  in  revenue  during  its  last  fiscal  year,  we  qualify  as  an  “emerging  growth  company”  as  defined  in  the  Jumpstart  Our Business Startups Act of 2012, or the JOBS Act.  As an emerging growth company, we have elected to opt out of the exemption that allows emerging growth companies to extend the transition period for complying with new or revised financial accounting standards (this election is irrevocable).  Impairments of Long-Lived Assets As prescribed by ASC 360-10-05, Property, Plant and Equipment-General Impairment or Disposal of Long-Lived Assets, we assess property, plant and equipment ("PP&E")  for  possible  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying  value  of  the  assets  may  not  be  recoverable.  Such indicators include, among others, the nature of the asset, the projected future economic benefit of the asset, changes in regulatory and political environments and historical  and future  cash  flow  and profitability  measurements.  If  the carrying  value  of  an asset  exceeds  the  future  undiscounted  cash  flows  expected  from  the asset, we recognize an impairment charge for the excess of carrying value of the asset over its estimated fair value. Determination as to whether and how much an asset is impaired involves management estimates on highly uncertain matters such as future commodity prices, the effects of inflation on operating expenses and the outlook for national or regional market supply and demand for the services we provide. For our W&ES segment, we evaluate property and equipment for impairment at the SWD facility level.  Our computations utilize judgments and assumptions that include the undiscounted future cash flows, discounted future cash flows, estimated fair value of the asset, and the current and future economic environment in which the asset is operated.  Significant judgments and assumptions in these assessments include estimates of water disposal rates, disposal volumes, expected capital costs, oil and gas drilling and producing volumes in the markets served, risks associated with the different zones into which saltwater is disposed and our estimate of an applicable discount rate commensurate with the risk of the underlying cash flow estimates.  PP&E is not a significant component of our PIS or IS segments. During  the  years  ended  December  31,  2015,  2014  and  2013,  we  identified  impairment  indicators  at  some  of  our  SWD  facilities  and  reviewed  the associated property and equipment for impairment.  We recognized impairment charges of $6.6 million, $12.8 and $3.4 million during the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively, for assets that were determined to be impaired. These impairment reviews utilized inputs generally consistent with those described above.  Judgments and assumptions are inherent in our estimate of future cash flows used to evaluate these assets.  The use of alternate judgments and assumptions could result in the recognition of different levels of impairment charges in the Consolidated Financial Statements.  An  estimate  as  to  the  sensitivity  to  earnings  for  these  periods  had  we  used  other  assumptions  in  our  impairment  reviews  and  impairment  calculations  is  not practicable,  given the broad range of our PP&E and the number of assumptions involved in the estimates. Favorable changes to some assumptions might have avoided the need to impair any assets in these periods, whereas unfavorable changes might have caused an additional unknown number of other assets to become impaired. Additionally, further unfavorable changes in the future are reasonably possible, and therefore, it is possible that we may incur additional impairment charges in the near future. Business Combinations and Intangible Assets Including Goodwill We account for acquisitions of businesses using the acquisition method of accounting.  Accordingly, assets acquired and liabilities assumed are recorded at their estimated fair values at the acquisition date.  The excess of purchase price over fair value of net assets acquired, including the amount assigned to identifiable intangible assets, is recorded as goodwill.  Given the time it takes to obtain pertinent information to finalize acquired companies’ balance sheets, it may be several quarters before we are able to finalize those initial fair value estimates.  Accordingly, it is not uncommon for the initial estimates to be subsequently revised.  The results of operations of acquired businesses are included in the Consolidated Financial Statements from the acquisition date.  Identifiable Intangible Assets Our recorded identifiable intangible assets of $32.5 million and $30.2 million at December 31, 2015 and 2014, respectively, primarily represent customer lists and trademarks  and  trade  names,  amortized  straight-line  over  estimated  useful  lives  ranging  from  5  –  20  years.    Identifiable  intangible  assets  with  finite  lives  are amortized on a straight-line basis over their estimated useful lives, which is the period over which the asset is expected to contribute directly or indirectly to our future  cash flows.  We have  no indefinite-lived  intangibles  other  than goodwill.  The determination  of the fair  value  of the  intangible  assets  and the estimated useful  lives  are  based  on  an  analysis  of  all  pertinent  factors  including  (1)  the  use  of  widely-accepted  valuation  approaches,  the  income  approach,  or  the  cost approach, (2) our expected use of the asset, (3) the expected useful life of related assets, (4) any legal, regulatory, or contractual provisions, including renewal or extension  periods  that  would  cause  substantial  costs  or  modifications  to  existing  agreements,  and  (5)  the  effects  of  demand,  competition,  and  other  economic factors.  Should any of the underlying assumptions indicate that the value of the intangible assets might be impaired, we may be required to reduce the carrying value  and  subsequent  useful  life  of  the  asset.    If  the  underlying  assumptions  governing  the  amortization  of  an  intangible  asset  were  later  determined  to  have significantly changed, we may be required to adjust the amortization period of such asset to reflect any new estimate of its useful life.  Any write-down of the value or unfavorable change in the useful life of an intangible asset would increase expense at that time.  There were no impairments of identifiable intangible assets during the years ended December 31, 2015 or 2014.  During the year ended December 31, 2013, the partnership determined that one of its trade names in PIS was impaired and recorded an impairment charge of $0.7 million.  The fair value was determined using a discounted cash flow analysis applied to the expected royalty values generated from the use of the trade name.  Management’s estimates of the future royalties associated with the use of the trade name were based on forecasted total revenues.  Actual results could vary which could have further impact on the value of the trade name. 57                           Table Of Contents Goodwill At December 31, 2015 and 2014, the Partnership had $65.3 million and $55.5 million of goodwill, respectively.  Goodwill is not amortized, but is subject to annual reviews on November 1 for impairment at a reporting unit level.  The reporting unit or units used to evaluate and measure goodwill for impairment are determined primarily from the manner in which the business is managed or operated.  A reporting unit is an operating segment or a component that is one level below an operating segment.  In accordance with ASC 350 “ Intangibles — Goodwill and Other ”, we have assessed the reporting unit definitions and determined that PIS, IS and W&ES are the appropriate reporting units for testing goodwill impairment.  The accounting estimate relative to assessing the impairment of goodwill is a critical accounting estimate for each of our reporting segments. For our PIS and IS reporting units, we performed qualitative assessments to determine whether the fair values of the reporting units were more likely than not to be less  than  their  respective  carrying  values.    Our  evaluation  consisted  of  assessing  various  qualitative  factors,  including  current  and  projected  future  earnings, capitalization, current customer relationships and projects and the impact of lower crude oil prices on our earnings.  The qualitative assessments in these reporting units indicated the fair values of the reporting units exceeded their carrying values and the reporting units were not at risk for potential goodwill impairment. For  our  W&ES  reporting  unit,  after  giving  consideration  to  certain  qualitative  factors,  including  trends  in  the  energy  industry  and  recorded  impairments  of property and equipment, we elected to perform a quantitative goodwill impairment analysis.  We computed the fair value of the reporting unit considering multiple valuation  methodologies,  including  a  market  approach  (market  price  multiples  of  comparable  companies)  and  an  income  approach  (discounted  cash  flow analysis).  These approaches are consistent with the requirement to utilize all appropriate valuation techniques as described in ASC 820-10-35-24 “ Fair Value Measurements and Disclosures .”  Given recent declines in the price of crude oil and the related impact on the valuations of energy related companies, relevant market  data  was  difficult  to  obtain  and  was  of  limited  usefulness.    Accordingly,  we  relied  heavily  on  the  use  of  the  income  approach  for  the  valuation  of  the reporting unit. A discounted cash flow analysis requires us to make various assumptions about sales, operating margins, capital expenditures, working capital and growth rates.  These  assumptions  are  based  on  our  budgets,  business  plans,  economic  projections,  and  anticipated  future  cash  flows.    In  determining  the  fair  value  of  our reporting units, we were required to make significant judgments and estimates regarding the impact of anticipated economic factors on our business.  The forecasts used in these analyses make certain assumptions about future pricing, volumes and expected maintenance capital expenditures.  Assumptions are also made for “normalized”  perpetual  growth  rates  for  periods  beyond  the  long  range  financial  forecast  period.    Critical  estimates  that  are  used  as  part  of  these  evaluations include, among other things, the discount rate applied to future earnings reflecting a weighted average cost of capital rate and earnings growth assumptions.  Our estimate of water volumes disposed and revenue per barrel of water disposed are important assumptions used in our discounted cash flow analysis for our SWD facilities.  Our estimates of fair value are sensitive to changes in all of these variables, certain of which relate to broader macroeconomic conditions outside our control.  As a result,  actual  performance  in  the  near  and  longer-term  could  be  different  from  these  expectations  and  assumptions.    This  could  be  caused  by  events  such  as strategic  decisions  made  in  response  to  economic  and  competitive  conditions  and  the  impact  of  economic  factors,  such  as  continued  increases  in  oil  field development in our customer base.  In addition, some of the inherent estimates and assumptions used in determining fair value of the reporting units are outside the control of management, including commodity prices, interest rates, cost of capital and our credit ratings.  While we believe we have made reasonable estimates and assumptions to calculate the fair value of our reporting units and other intangible assets, it is reasonably possible that a material change could occur that would require a goodwill impairment charge in the near future. 58                     Table Of Contents The  W&ES  segment  has  experienced  increased  competition  in  the  regions  in  which  we operate  which  has  resulted  in  declining  volumes  and  increased  pricing pressure.  Steady and continued declines in oil prices have intensified competitive pressures and had a direct impact on our revenues.  Many of our customers have announced significantly reduced drilling programs in the Bakken.  The decline in drilling will directly impact the amount of flowback and produced water that we process  and  dispose.    The  energy  downturn  is  also  expected  to  continue  to  negatively  impact  our  pricing  as  our  customers  look  for  ways  to  reduce  costs.    In addition, as we process lower water volumes, in particular flowback water volumes directly attributable to drilling, we will recover less skim oil.  Based on our quantitative analysis, we determined that goodwill for W&ES was not impaired as of our 2015 annual review date. Because additional SWD property and equipment were impaired in the fourth quarter due to continued declines in disposed volumes and depressed prices, we updated our W&ES valuation through December 31, 2015. Based on these 2015 analyses, we determined that the carrying value of the W&ES reporting unit was less than the estimated fair market value and therefore, there was no goodwill impairment adjustment for 2015. In 2014, we determined that the carrying value of the W&ES reporting unit exceeded the fair value of the reporting unit resulting in a goodwill impairment charge of $19.8 million.  Further declines in cash flows in the W&ES segment could result in declines in our fair market valuation of W&ES and, consequently, additional goodwill impairments. Depreciation Methods, Estimated Useful Lives of Property and Equipment Depreciation expense represents the systematic and rational write-off of the cost of property and equipment, net of residual or salvage value (if any), to the results of operations for the periods the assets are used. We depreciate our property and equipment using the straight-line method, which results in recording depreciation expense  evenly  over  the  estimated  life  of  the  individual  assets.  The  estimate  of  depreciation  expense  requires  us  to  make  assumptions  regarding  the  useful economic lives and residual values of our assets. At the time we acquired and placed our property and equipment in service, we developed assumptions about such lives and residual values that we believe are reasonable; however, circumstances may develop that could require us to change these assumptions in future periods, which  would  change  our  depreciation  expense  amounts  prospectively.  We  currently  use  a  life  of  15  years  for  wells  and  related  equipment,  which  include subsurface well completion and other improvements. We use a life of 9 years for tanks, plumbing and storage tanks and generally 5 years for our testing equipment and  trailers.  We  use  lives  of  30  –  39  years  for  buildings.  We  believe  that  these  lives  represent  the  economic  lives  of  the  assets  and  that  substantial  capital expenditures  would need to be incurred  to extend  their economic  lives.  Examples of such circumstances  include  changes in laws and regulations  that  limit  the estimated economic life of an asset; changes in technology that render an asset obsolete; or changes in expected salvage values. At this time, we do not believe that it is likely that any of these circumstances will occur. Consolidated Results of Operations – Cypress Energy Partners, L.P. Factors Impacting Comparability The historical results of operations for the periods presented may not be comparable, either to each other or to our future results of operations, for reasons described below:  ● The Partnership has recorded impairments of long-lived assets, intangible assets and goodwill in 2015, 2014 and 2013 totaling $6.6 million, $32.5 million and $4.1 million, respectively. ● Effective June 1, 2015, the Partnership acquired the remaining 49% interest in Cypress Energy Services, LLC (“CES LLC”) previously held by a related party. As a result of this transaction, the 2014 Consolidated Financial Statements reflect a non-controlling interest of 49% of CES LLC from the IPO date through the end of the period, while the 2015 Consolidated Financial Statements reflect a 49% non-controlling interest from January 1, 2015 through May 31, 2015 related to CES LLC. The 51% ownership in CES LLC was not acquired until October 1, 2013; accordingly, the financial data presented does not reflect the results of operations of CES LLC prior to that date. ● Effective May 1, 2015, the Partnership acquired a 51% controlling interest in Brown, a hydrostatic integrity services business. The Consolidated Financial Statements will include Brown in the IS segment from this date forward, including a 49% non-controlling interest. ● At the closing of the IPO, we acquired a 50.1% interest in each of the TIR Entities with Holdings and certain affiliates continuing to hold the remaining 49.9% interest (“Retained Interest”).  The non-controlling interest is reduced by certain interest charges as outlined in our amended and restated omnibus agreement.  The contribution of interests in the TIR Entities to the Partnership has been treated as a reorganization of entities under common control.  Accordingly, the results of operations and assets and liabilities of the TIR Entities are included in the historical financial information of the Partnership for periods from June 26, 2013, the date Holdings obtained control of the TIR Entities. Effective February 1, 2015, the Partnership acquired the remaining 49.9% non-controlling ownership interest of the TIR Entities from affiliated parties.  Accordingly, the 2014 Consolidated Financial Statements reflect a non-controlling interest of 49.9% of the TIR Entities from the IPO date through the end of the period, while the Consolidated Financial Statements for 2015 reflect a 49.9% non-controlling interest from January 1, 2015 through January 31, 2015 related to the TIR Entities (less certain amounts charged directly to the non-controlling interests in both periods). 59                                             Table Of Contents   ● In the fourth quarter of 2014, the Partnership acquired an additional SWD facility in the Bakken shale region of North Dakota. Therefore, the results for the year ended December 31, 2015 include the activity for the additional well.   ● The years ended December 31, 2014 and 2013 reflect non-recurring offering costs of $0.4 million and $1.4 million, respectively, incurred in conjunction with  our  IPO.    In  addition,  net  income  of  the  Partnership  for  the  period  from  January  1,  2014  through  January  20,  2014  (the  period  prior  to  our  IPO)  is reflected as net income attributable to general partner in the Consolidated Statements of Operations for the year ended December 31, 2014.   ● General  and  administrative  expenses  have  increased  as  a  result  of  operating  as  a  publicly  traded  partnership.    At  the  closing  of  the  IPO,  CEP  LLC,  the Partnership and other affiliates entered into an omnibus agreement with Holdings.  Among other things, the agreement calls for an annual administrative fee to be paid by the Partnership in the amount of $4.0 million (adjusted annually as provided for in the omnibus agreement), payable in quarterly installments to Holdings, for providing the Partnership with certain overhead services, including executive management services by certain officers of our General Partner, compensation  expense,  including  stock-based  compensation  expense  for  employees  required  to  manage  and  operate  our  business  as  well  as  the  costs  of operating  a  publicly  traded  partnership,  including  costs  associated  with  SEC  reporting  requirements,  tax  return  and  Schedule  K-1  preparation  and distribution, independent registered public accounting firm fees, investor relations activities and registrar and transfer agent fees.   ● Interest expense will not be comparable between periods presented as a result of our Credit Agreement entered into in December 2013 that resulted in more favorable credit terms as compared to previous periods and increased interest expense because of increased borrowings related to acquisitions made by the Partnership  during  the  periods  presented.    Borrowings  under  the  Credit  Agreement  were  initially  used  to,  among  other  things,  refinance  outstanding obligations of the TIR Entities which had significantly higher interest rates.  In addition, interest expense for the TIR Entities is only reflected for periods from June 26, 2013 forward. Consolidated Results of Operations The following table compares the operating results of Cypress Energy Partners, L.P. for the periods indicated.  Revenues Costs of services Gross margin Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Other income (expense): Interest expense, net Offering costs Gain on reversal of contingent consideration Gain on waiver of right of purchase and other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) 2015 (a) 2014 (in thousands) 2013 (b) Recast   $ 371,191    $ 326,261      44,930      404,418    $ 355,355      49,063      249,133  213,690  35,443  23,795      5,427      6,645      9,063      (5,656)     -      -      1,136      4,543      452      4,091      599      3,492      (648)     4,140    $ 21,321      6,345      32,546      (11,149)     (3,208)     (446)     -      92      (14,711)     468      (15,179)     4,973      (20,152)   $ 149      (20,301)     12,467  5,164  4,131  13,681  (4,000) (1,376) 11,250  37  19,592  15,237  4,355  22  4,333  Net income attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net income (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $ (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes the operations of Brown (IS segment) from the May 1, 2015 acquisition date through the end of the year. (b) Activity for the year ended December 31, 2013 includes the operations of the TIR Entities (PIS segment) from the June 26, 2013 acquisition date through the end of the year. See  the  detailed  discussion  of  revenues,  costs  of  services,  gross  margin,  general  and  administrative  expense  and  depreciation,  amortization  and  accretion  by reportable segment below.  See also Note 2 to our Consolidated Financial Statements included in “ Item 8. – Financial Statement and Supplementary Data . ” 60                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Table Of Contents The following is a discussion of significant changes in the non-segment related corporate other income and expenses for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013. Interest expense. Interest expense increased in 2015 primarily due to increased borrowings related to the acquisition of the remaining 49.9% interest in the TIR Entities and the acquisition of 51% of Brown. Interest expense in 2015 and 2014 primarily consists of interest on borrowings under our Credit Agreement entered into in December 2013, as well as amortization of debt issuance costs and unused commitment fees.  Interest expense declined from 2013 to 2014 primarily due to lower  interest  rates  related  to  the  new  credit  facility  entered  into  in  December  2013,  even  though  interest  expense  for  the  TIR  Entities  only  includes  periods subsequent to June 26, 2013, the date they were effectively acquired by affiliates of the Company.  Average debt outstanding for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013 was $129.9 million, $72.5 million and $62.8 million, respectively.  Average outstanding debt for 2013 only includes the period from June 26, 2013 through December 31, 2013 as the Partnership had no debt outside of the TIR Entities. Offering costs. We incurred costs of $0.4 million and $1.4 million in 2014 and 2013, respectively, primarily for professional services related to our IPO.  There were no offering costs incurred in 2015. Gain on reversal of contingent consideration. During 2013, the W&ES segment recognized a non-recurring gain of $11.3 million as a result of the reversal of a previously recorded contingent purchase price liability. Income tax expense.  We believe that we qualify as a partnership for income tax purposes and therefore, generally do not pay income tax.  Rather, each owner reports his or her share of our income  or loss on his or her individual tax return.  Income tax expense in 2015 and 2014 of $0.5 million includes income taxes related to one taxable corporate subsidiary in the United States and two taxable corporate subsidiaries in Canada in our PIS segment, as well as business activity, gross margin, and franchise taxes incurred in certain states.  The 2013 income tax expense of $15.2 million is primarily related to the change in legal status of certain of the TIR Entities, whereby they converted from corporate status to partnership status in December 2013, as well as income tax expense related to taxable corporate subsidiaries of the TIR Entities for the period from June 26, 2013 to December 9, 2013, the date of conversion to pass-through status.  The Predecessor did not incur any income taxes. Gain on waiver of right of purchase and o ther, net . During 2015, the Partnership received $1.0 million for relinquishing its option to purchase certain assets from a related party. The proceeds from that transaction are recorded in other, net in the Consolidated Statement of Operations Net income attributable to non-controlling interests.  The  net  income  attributable  to  non-controlling  interests  shown  in  our  Consolidated  Results  of  Operations reflects interests in the net income of consolidated entities that are not 100% owned by the Partnership. The decrease from 2014 to 2015 reflects the fact that we acquired the remaining 49.9% of the TIR Entities effective February 1, 2015. The 2015 balance primarily represents one month of minority ownership of the TIR Entities, as well as eight months of 49% of Brown Integrity, LLC earnings (acquired May 1, 2015). The increase from 2013 reflects the fact that the TIR Entities were  reported  on  a  combined  basis  of  accounting  from  June  26,  2013  through  January  21,  2014,  the  date  a  50.1%  ownership  interest  in  the  TIR  Entities  was contributed to the Partnership. Segment Operating Results Pipeline Inspection Services (PIS) The following table summarizes the operating results of our PIS segment for the years ended December 31, 2015 and 2014. 2015 % of Revenue Years Ended December 31, 2014 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Operating income Operating Data Average number of inspectors Average revenue per inspector per week Revenue variance due to number of inspectors Revenue variance due to average revenue per inspector   $   $   $ 341,929      309,584      32,345      16,672      2,512      13,161      1,392      4,711        $ 9.5%    4.9%    0.7%    3.8%  $ 382,002      346,738      35,264      17,734      2,539      14,991        $ 1,535      4,773      61 (10.5)% (10.7)% (8.3)% (6.0)% (1.1)% (12.2)%   $ 9.2%    4.6%    0.7%    3.9%  $   $   $   $ (40,073)     (37,154)     (2,919)     (1,062)     (27)     (1,830)     (143)     (62)     (35,126) (4,947)                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               Table Of Contents Revenues .  Revenues decreased $40.1 million from 2014 to 2015 primarily due to a decrease in the average number of inspectors engaged (down 143 inspectors accounting for $35.1 million of the decrease from year-to-year) and, to a lesser extent, a reduction in the average revenue billed for each inspector during the years presented. The decline in the average number of inspectors deployed is directly attributable to the timing of projects for our customers. During 2015 we have seen delays and/or cancellations of significant projects within our customer base as a result of economic conditions in the energy industry. We continue to focus on areas of inspection less impacted by economic conditions, such as maintenance projects and projects associated with public utility companies to help mitigate the decline in revenues associated with new constructions projects. The decline in average revenue per inspector is impacted by a change in customer mix as well as pricing concessions granted during the year. Fluctuations in the average revenue per inspector per year are not unexpected given our mix of customers as we have different billing rates and charges for different types of inspectors and different types of inspection services. Costs of services .  Costs of services decreased $37.2 million from 2014 to 2015, which is directly attributable to the decline in revenues and average number of inspectors in the field. Gross margin .  Gross margin decreased $2.9 million from 2014 to 2015.  The gross margin percentages from year-to-year improved slightly (9.5% in 2015 and 9.2% in 2014). The increase in gross margin is attributable to the mix of services provided throughout the year. General and administrative .  General and administrative expenses decreased $1.1 million primarily due to focused efforts to reduce overhead costs, primarily non- billable payroll, in response to the energy sector downturn. Operating income .  Operating income for the year ended December 31, 2015 decreased $1.8 million compared to the year ended December 31, 2014, primarily due to the gross margin decrease of $2.9 million, offset by a decrease in general and administrative costs of $1.1 million. The  following  table  summarizes  the  operating  results  of  our  PIS  segment  for  the  year  ended  December  31,  2014  and  the  period  from  June  26,  2013 through December 31, 2013. 2014 % of Revenue Years Ended December 31, 2013 (a) % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income Operating Data Average number of inspectors Average revenue per inspector per week   $   $   $ 382,002      346,738    35,264    17,734    2,539    -    14,991    1,535      4,773      9.2% 4.6% 0.7% 0.0% 3.9%      $ 226,901      206,343    20,558    9,175    1,327    702    9,354    1,706    (b) 4,952    (b)     $      $ 9.1% 4.0% 0.6% 0.3% 4.1%      $ 155,101      140,395    14,706    68.4%   68.0%   71.5%   8,559    1,212    (702)   5,637    93.3%   91.3%   (100.0)%   60.3%   (171)     (179)     (10.0)%   (3.6)%       $     $ Includes activity from June 26, 2013 acquisition date through December 31, 2013. (a) (b) Average number of inspectors and average revenue per inspector per week reflect averages over the period since acquisition. 62                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Table Of Contents Revenues .    Revenues  increased  $155.1  million  from  2013  to  2014  primarily  due  to  the  period  ending  December  31,  2013  only  reflects  revenues    since  the acquisition  of  the  TIR  Entities  (see  note  (a)  above).    The  average  number  of  inspectors  decreased  by  171  between  the  periods  primarily  due  to  seasonality associated with the first and second quarter of 2013. The decline in average revenue per inspector primarily relates to the change in mix of customers as we have different billing rates for different types of inspectors with each customer. Costs of services .    Costs  of  services  increased  $140.4  million  from  2013  to  2014  primarily  due  to  the  fact  that  2013  reflects  costs  of  services  only  since  the acquisition of the TIR Entities (see note (a) above). Gross margin .  Gross margin increased $14.7 million from 2013 to 2014 due to a full year of operations in 2014.  The 2014 gross margin percentage remained consistent with that of the prior year at just over 9.0%. General and administrative expense .  General and administrative expense increased $8.6 million primarily due to the fact that 2013 reflects expenses only since the acquisition of the TIR Entities. Depreciation, amortization and accretion .  Depreciation and amortization expense increased $1.2 million primarily due to the fact that 2013 reflects expenses only since the acquisition of the TIR Entities. Impairments .  During 2013, the segment recorded impairment charges totaling $0.7 million related to certain intangible assets associated with one of its Canadian entities.  There were no impairment charges recorded in 2014. Operating income .  Operating income for the year ended December 31, 2014 increased $5.6 million over the prior year primarily due to the fact that 2013 only reflects revenues and expenses since the acquisition of the TIR Entities. 63                     Table Of Contents Integrity Services (IS) The following table summarizes the results of the IS segment for the period May 1, 2015 (date of acquisition) through December 31, 2015. May 1, 2015 through December 31, 2015 Period 2015 % of Revenue 2014 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenue Costs of sales Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Operating income   $   $ 14,614      10,398      4,216           $ 28.8%       2,490      421      1,305      17.0%       2.9% 8.9%     $ -      -      -      -      -      -           $      $ 14,614      10,398      4,216      2,490      421      1,305      Operating Data Average number of field personnel Average revenue per field personnel per week 33        $ 20,261  Revenue. Revenues for the IS segment since the May 1, 2015 acquisition were $14.6 million, representing hydrostatic testing of newly constructed and existing pipelines performed under cost plus and fixed price contracts. Costs of services. Costs of services were $10.4 million and represent labor, equipment, supplies and other costs necessary to perform the contracted hydrostatic tests. Gross margin.  The gross margin was $4.2 million for the period.   General and administrative .  General  and  administrative  costs  for  the  period  were  $2.5  million  and  were  primarily  composed  of  salaries  and  general  office expenditures. Depreciation, amortization and accretion . Depreciation and amortization charges for the period were $0.4 million. 64                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Table Of Contents Water and Environmental Services (W&ES) The following table summarizes the operating results of our W&ES segment for the years ended December 31, 2015 and 2014. 2015 % of Revenue 2014 % of Revenue Change % Change (in thousands, except per barrel data) Years Ended December 31, Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating loss Operating Data Total barrels of saltwater disposed Average revenue per barrel disposed (a) Revenue variance due to barrels disposed Revenue variance due to revenue per barrel   $   $   $ 14,648      6,279      8,369      3,351      2,494      6,645      (4,121)     18,864      0.78           $ 57.1% 22.9% 17.0% 45.4% (28.1)%     $ 22,416      8,617      13,799      61.6%      $ (7,768)     (2,338)     (5,430)     (34.7)%   (27.1)%   (39.4)%   3,587      3,806      32,546      (26,140)     16.0% 17.0% 145.2%       (116.6)%     $ (236)     (1,312)     (25,901)     22,019      (6.6)%   (34.5)%   (79.6)%   (84.2)%        $ 19,066      1.18           $      $      $ (202)     (0.40)     (237)     (7,531)     (1.1)%   (34.0)%   (a) Average revenue per barrel disposed is calculated by dividing revenues (which includes flowback, produced water, residual oil sales and management fees) by the total barrels of saltwater disposed. 65                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               Table Of Contents Revenue.    The  decrease  of  $7.8  million  in  revenues  is  primarily  due  to  a  34.0%  reduction  in  the  overall  average  disposal  price  per  barrel  from  2014  to  2015 (accounting for $7.5 million of the total $7.8 million decrease year-to-year). The average revenue per barrel disposed declined from $1.18 in 2014 to $0.78 in 2015. The  primary  contributor  to  the  decline  in  the  average  revenue  per  barrel  is  the  decline  in  oil  revenues.  In  2014,  oil  revenue  represented  22%  of  total  revenue compared to 8% in 2015. The decline in oil revenue is attributable to the decline in oil prices, as well as the volume of oil recovered through our skim oil recovery process. The decline in oil recovered is associated with decreased drilling in the areas in which we operate. Drilling activities generate flowback water which is typically higher in oil content. In addition to the decline in oil revenues, the segment has experienced a corresponding decline in flowback water disposal revenues. The decline in the volume flowback water disposed was largely offset by an increase in production water volumes disposed, primarily attributable to the acquisition of the Mork facility effective December 1, 2014. However, because flowback disposal pricing is higher than production water disposal pricing, we experienced an overall decline in revenue attributable to the shift in volumes between flowback disposal and production disposal. Costs of services.   Costs of services decreased from 2014 to 2015 primarily due to lower repairs and maintenance expenses, lower labor related costs and lower oil disposal costs. Repairs and maintenance expenses can fluctuate period to period depending on the nature and timing of required repairs and the type and volume of water disposed at each facility.  The decrease in repairs and maintenance  is attributable  to lower water volumes, in particular  flowback volumes associated with drilling activity, as well as the occurrence of some large expenditures in 2014. In response to lower volumes and prices, we have altered labor schedules and hours of operation across our facilities which has resulted in lower total labor costs. In addition to the schedule adjustments, we are no longer incurring labor costs for two facilities that we previously managed. The lower oil disposal costs are directly attributable to the decline in oil barrels sold. Gross margin. Gross margin decreased as a result of the reduced revenues, offset by a reduction in cost of services. The decrease in gross margin percentage is mainly caused by lower water disposal revenues, offset in part, by lower costs of services from 2014 to 2015. The decrease in the gross margin percentage is also attributable to the loss of management revenue related to two management contracts terminated by the owners in the first half of 2015. General and administrative expense . The reduction in general and administrative expenses of $0.2 million is mainly attributable to general cost cutting measures instituted by the Partnership. Impairments .  As a result of the decline in commodity prices and a decline in drilling activity around some of our facilities, we recorded impairment charges during the years ended December 31, 2015 and 2014 associated with our W&ES segment totaling $6.6 million and $32.5 million, respectively.  The impairment charges consist of impairments  of long lived assets in the years ended December 31, 2015 and 2014 totaling $6.6 million and $12.8 million, respectively, and goodwill impairments in the year ended December 31, 2014 totaling $19.8 million. Operating loss .   Operating loss declined $22.0 million from 2014 to 2015 primarily due to a decrease in impairment charges totaling $25.9 million.  Excluding the impairment charges, segment operating loss increased $3.9 million primarily attributable to the decline in the gross margin discussed above, offset in part, by lower depreciation, amortization and accretion deductions due to the impairment write down to the basis of depreciable assets in 2014.   66                                                                                                                                                   Table Of Contents The following table summarizes the operating results of our W&ES segment for the years ended December 31, 2014 and 2013. Years Ended December 31, 2014 % of Revenue 2013 (Recast) % of Revenue Change % Change (in thousands, except per barrel data) Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Operating Data Total barrels of saltwater disposed Average revenue per barrel disposed (a) Revenue variance due to barrels disposed Revenue variance due to revenue per barrel   $   $   $ 22,416      8,617      13,799      61.6%      $ 3,587      3,806      32,546      (26,140)     16.0% 17.0% 145.2%       (116.6)%     $ 22,232      7,347      14,885      3,292      3,837      3,429      4,327      67.0% 14.8% 17.3% 15.4% 19.5% 19,066      1.18           $ 19,541      1.14           $     $      $      $      $ 184      1,270      (1,086)     0.8% 17.3%   (7.3)%   295      (31)     29,117      (30,467)     9.0% (0.8)%   849.1%   (704.1)%   (2.4)%   3.3% (475)     0.04      (541)     725      (a) Average revenue per barrel disposed is calculated by dividing revenues (which includes flowback, produced water, residual oil sales and management fees) by the total barrels of saltwater disposed. Revenue.  The increase of $0.2 million in revenues is primarily due to a $0.7 million positive price variance as the average revenue per barrel disposed increased from $1.14 in 2013 to $1.18 in 2014. This increase was partially offset by a $0.5 million negative volume variance as water volumes disposed decreased from 19.5 million barrels in 2013 to 19.1 million barrels in 2014. The increase in average revenue per barrel disposed is due primarily to higher management fee revenues associated with a full year of operations of CES LLC which was acquired effective December 1, 2013. Costs of services.  Costs of services increased from 2013 to 2014 due primarily to increased repairs and maintenance expenses related to higher periodic required expenditures as the wells age.  These expenditures primarily include pump repairs and clean out of oil storage and separation tanks. Gross margin. The decrease in gross margin is mainly caused by higher repair and maintenance expenses in 2014. General and administrative expense . The increase in general and administrative expense is primarily attributable to the allocation of the annual administration fee charged by Holdings under our amended and restated omnibus agreement.  The allocation to W&ES for 2014 was $1.1 million, which exceeded 2013 allocated costs by $0.6 million.  In addition, general and administrative  expenses increased $0.2 million  as a result of having a full year of operations of CES LLC. The increases were partially offset by a reduction of professional service fees of $0.6 million.  The decrease in professional service fees were primarily related to the preparation of our IPO in 2013 that were absent in 2014. Impairments .  As a result of the decline in commodity prices and a decline in drilling activity around some of our facilities, we recorded impairment charges during the year ended December 31, 2014 associated with our W&ES segment totaling $32.5 million.  The impairment charge consists of impairments of long lived assets totaling $12.8 million and goodwill impairments totaling $19.8 million. During the year ended December 31, 2013, we recorded an impairment charge at one of our SWD facilities totaling $3.4 million. Operating income (loss) .  Operating  income  declined  $30.5  million  from  2013  primarily  due  to  an  increase  in  impairment  charges  totaling  $29.1  million.  Excluding the impairment charges, segment operating income decreased $1.4 million. 67                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Table Of Contents Liquidity and Capital Resources We  anticipate  making  growth  capital  expenditures  in  the  future,  including  acquiring  new  pipeline  inspection  companies  and  SWD  facilities  or  expanding  our existing assets and offerings in our current operations.  In addition, the working capital needs of the PIS segment are substantial.  Please read “Risk Factors — Risks Related to Our Business — The working capital needs of the PIS segment are substantial” , which could require us to seek additional financing that we may not be able to obtain on satisfactory terms, or at all. Consequently, our ability to develop and maintain sources of funds to meet our capital requirements is critical to our ability to meet our growth objectives. We expect that our future growth capital expenditures will be funded by borrowings under our Credit Agreement and the issuance of debt and equity securities. However, we may not be able to raise additional funds on desired or favorable terms or at all. At December 31, 2015, our sources of liquidity included: ● ● ● cash generated from operations, which resulted in $24.2 million in cash on the balance sheet at December 31, 2015 (inclusive of cash attributable to the non-controlling interest holders); borrowings under our Credit Agreement under which we had $59.1 million available for borrowings at December 31, 2015 that are limited by certain borrowing base limitations and financial covenant ratios as outlined in the Credit Agreement; and issuance of equity and/or debt securities.  The Partnership filed a Securities Registration Statement with the Securities and Exchange Commission on June 8, 2015 to register $1.0 billion in securities, which the Partnership may issue in any combination of equity or debt securities from time to time in one or more offerings. We believe that the cash generated from our current sources of liquidity will be sufficient to allow us to meet the minimum quarterly distributions as outlined in our partnership agreement, working capital requirements and capital expenditures for the foreseeable future.  Cash Flows The following table sets forth a summary of the net cash provided by (used in) operating, investing and financing activities for the periods identified.  The cash flows include activity of the W&ES segment for the periods presented and activity of the PIS segment since the acquisition of the TIR Entities on June 26, 2013 and activity of the IS segment since the acquisition of Brown on May 1, 2015 and therefore, may not be comparable from period to period. Net cash provided by operating activities Net cash provided by (used in) investing activities Net cash provided by (used in) financing activities Effect of exchange rates on cash Net increase (decrease) in cash and cash equivalents 2015 Year Ended December 31, 2014 2013 Recast (in thousands) 26,921    $ (64,879)     42,501      (1,150)     3,393    $ 13,016    $ (2,286)     (16,030)     (633)     (5,933)   $   $   $ 7,154  5,779  13,363  (90) 26,206  Operating activities .  Operating cash flow increased in 2015 because of the fact that the operating cash flows for 2014 reflect the payment of income taxes of approximately  $15.0  related  to  the  conversion  of  the  U.S.  TIR  Entities  from  taxable  entities  to  pass-through  entities  for  income  tax  purposes.    Income  taxes reflected in the 2015 cash flows are minimal. The increase from 2013 to 2014 is a result of the fact that 2013 only includes operations of the TIR Entities form Junes 26, 2013 forward. Investing activities .  The cash used in investing activities in 2015 primarily relates to the acquisition of the remainder of the TIR Entities effective February 1, 2015 for $52.6 million and the acquisition of Brown on May 1, 2015 for $10.4 million. There was only one acquisition in 2014 for a total of $1.7 million. The remaining investing  cash  flows  for  2015  and  2014  were  primarily  for  capital  expenditures  at  facilities.  The  cash  provided  by  investing  activities  in  2013  represents  $10.8 million of cash on the balance sheet of the TIR Entities at June 26, 2013, offset primarily by capital expenditures at our facilities. Financing activities .  For the year ended December 31, 2015, cash flows from financing activities primarily consist of incremental borrowings under our revolving credit  facility  of  $68.8  million  offset  by  repayments  of  $5.5  million  and  distributions  to  partners  and  non-controlling  members  totaling  $10.8  million.    The incremental borrowings included $52.6 million for the TIR Entities acquisition and $10.7 million for the acquisition of Brown. For the year ended December 31, 2014, net activity  under our credit  facility  was attributable  to incremental  borrowings of $2.6 million  related  to the acquisition  and completion  of an additional SWD facility.  In addition, distributions to partners and the non-controlling members of the TIR Entities totaled $17.7 million.  Also included in our financial cash flows for 2014 were proceeds from our IPO of $80.2 million which were distributed to Holdings.  Cash flows from financing activities for 2013 included $18.9 million of net borrowings under our financing arrangements, offset by payment of $3.4 in debt issuance costs and $2.5 million in offering costs associated with our IPO. 68                                                                                                                              Table Of Contents Working Capital Our  working  capital  was  $64.2  million  at  December  31,  2015,  compared  to  $66.0  million  at  December  31,  2014.  Our  PIS  and  IS  segments  have  substantial working capital needs as they generally pay their inspectors and field personnel on a weekly basis, but typically receive payment from their customers 45 to 90 days  after  the  services  have  been  performed.  We  utilize  borrowings  under  our  Credit  Agreement  to  fund  the  working  capital  needs  of  these  segments.    These borrowings reduce the amount of credit available for other uses, such as acquisitions and growth projects, and increases interest expense, thereby reducing cash flow.  Please read “Risk Factors — Risks Related to Our Business — The working capital needs of the PIS segment are substantial, which could require us to seek additional financing that we may not be able to obtain on satisfactory terms, or at all.” Capital Requirements W&ES has capital needs requiring investment for the maintenance of existing SWD facilities and the acquisition or construction and development of new SWD facilities.  Our  partnership  agreement  will  require  that  we  categorize  our  capital  expenditures  as  either  maintenance  capital  expenditures  or  expansion  capital expenditures. ● Maintenance  capital  expenditures  are  those  cash  expenditures  that  will  enable  us  to  maintain  our  operating  capacity  or  operating  income  over  the long-term.    Maintenance  capital  expenditures  include  tankage,  workovers,  pipelines,  pumps  and  other  improvement  of  existing  capital  assets, including the construction or development of new capital assets to replace our existing saltwater disposal systems as they become obsolete.  Other examples of maintenance capital expenditures are expenditures to repair, refurbish and replace tubing and packers on the SWD well itself to maintain equipment reliability, integrity and safety, as well as to address environmental laws and regulations. Maintenance capital expenditures for the years ended December 31, 2015 and 2014 were $0.5 million and $0.2 million, respectively. ● Expansion capital expenditures are those capital expenditures that we expect will increase our operating capacity or operating income over the long- term.    Expansion  capital  expenditures  include  the  acquisition  of  assets  or  businesses  from  Holdings  or  third-parties  and  the  construction  or development of additional saltwater disposal capacity or efficiencies, to the extent such expenditures are expected to expand our long-term operating capacity or operating income.  Expansion capital expenditures include interest payments (and related fees) on debt incurred to finance all or a portion of  expansion  capital  expenditures  in  respect  of  the  period  from  the  date  that  we  enter  into  a  binding  obligation  to  commence  the  construction, development, replacement, improvement, automation or expansion of a capital asset and ending on the earlier to occur of the date that such capital improvement commences commercial service and the date that such capital improvement is abandoned or disposed of. Expansion capital expenditures for the years ended December 31, 2015 and 2014 were $1.2 million and $1.8 million, respectively. Our future expansion capital expenditures may vary significantly from period to period based on the investment opportunities available to us. We expect to fund future capital expenditures from cash flow generated from our operations, borrowings under our Credit Agreement, the issuance of additional partnership units or debt offerings. Our Credit Agreement The Partnership is party to a credit agreement (as amended, the “Credit Agreement”) that provides up to $200.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations. The Credit Agreement includes a working capital revolving credit facility (“WCRCF”) which provides up to $75.0 million in borrowing capacity to fund working capital needs and an acquisition revolving credit facility (“ARCF”) which provides up to $125.0 million in borrowing capacity to fund acquisitions and expansion projects.  In addition,  the Credit Agreement  provides for an accordion  feature  that allows us to increase  the availability  under the facilities  by an additional $125.0 million. The Credit Agreement matures December 24, 2018. At December 31, 2015 and 2014, outstanding borrowings under the Credit Agreement totaled $140.9 million and $77.6 million, respectively. Borrowings under the WCRCF totaled $52.0 and $50.0 million at December 31, 2015 and 2014, respectively. Borrowings under the WCRCF are limited by a monthly borrowing base calculation as defined in the Credit Agreement.  If, at any time, outstanding borrowings under the WCRCF exceed the Partnership’s calculated borrowing base, principal  in  the  amount  of  the  excess  is  due  upon  submission  of  the  borrowing  base  calculation.    Borrowings  under  the  ARCF  totaled  $88.9  million  and  $27.6 million at December 31, 2015 and 2014, respectively. Available borrowings under the ARCF may be limited by certain financial covenant ratios as defined in the agreement. The obligations under our Credit Agreement are secured by a first priority lien on substantially all assets of the Partnership. All borrowings under the Credit Agreement bear interest, at our option, on a leveraged based grid pricing at (i) a base rate plus a margin of 1.25% to 2.75% per annum (“Base Rate Borrowing”) or (ii) an adjusted LIBOR rate plus a margin of 2.25% to 3.75% per annum (“LIBOR Borrowings”).  The applicable margin is determined based on the leverage ratio of the Partnership, as defined in the Credit Agreement.  Generally, the interest rate on our Credit Agreement borrowings ranged between 2.68% and 4.17% for the year ended December 31, 2015 and 2.65% and 3.50% for the year ended December 31, 2014.  Interest on Base Rate Borrowings  is  payable  monthly.    Interest  on  LIBOR  Borrowings  is  paid  upon  maturity  of  the  underlying  LIBOR  contract,  but  no  less  often  than  quarterly.  Commitment fees are charged at a rate of 0.50% on any unused credit and are payable quarterly.  Interest paid during the years ended December 31, 2015 and 2014 was $5.2 million and $3.1 million, respectively, including commitment fees. 69                              Our Credit Agreement contains various customary affirmative and negative covenants and restrictive provisions.  Our Credit Agreement also requires maintenance of certain financial covenants, including a combined total adjusted leverage ratio (as defined in our Credit Agreement) of not more than 4.0 to 1.0 and an interest coverage ratio (as defined in our Credit Agreement) of not less than 3.0 to 1.0.  At December 31, 2015, our total adjusted leverage ratio was 3.07 to 1.0 and our interest coverage ratio was 4.84 to 1.0, pursuant to the Credit Agreement.  Upon the occurrence and during the continuation of an event of default, subject to the terms and conditions of our Credit Agreement, the lenders may declare any outstanding principal of our Credit Agreement debt, together with accrued and unpaid interest,  to  be  immediately  due  and  payable  and  may  exercise  the  other  remedies  set  forth  or  referred  to  in  our  Credit  Agreement.  We  expect  to  remain  in compliance with all of our financial debt covenants throughout the next twelve months. In addition, our Credit Agreement restricts our ability to make distributions on, or redeem or repurchase, our equity interests.  However, we may make distributions of  available  cash  so  long  as,  both  at  the  time  of  the  distribution  and  after  giving  effect  to  the  distribution,  no  default  exists  under  our  Credit  Agreement,  the borrowers and the guarantors are in compliance with the financial covenants, the borrowing base (which includes 100% of cash on hand) exceeds the amount of outstanding  credit  extensions  under  the  WCRCF  by  at  least  $5.0  million  and  at  least  $5.0  million  in  lender  commitments  are  available  to  be  drawn  under  the WCRCF. On May 4, 2015, the Partnership and the Partnership’s lenders entered into Amendment No. 2 to the Credit Agreement (“Amendment”), which amended the Credit Agreement to, among other matters, (i) allow each of Tulsa Inspection Resources – Canada ULC and Foley Inspection Services ULC to join the Credit Agreement as  an  additional  borrower  under  the  Credit  Agreement,  and  (ii)  amend  certain  other  provisions  of  the  Credit  Agreement  as  more  specifically  set  forth  in  the Amendment. Off-Balance Sheet Arrangements We do not have any off-balance sheet arrangements. Contractual Obligations A summary of the Partnership’s contractual obligations and other commitments, as of December 31, 2015, is shown in the table below. Total Less Than 1 Year 1 - 3 Years 3 - 5 Years (in thousands) More Than 5 Years Long-term debt Lease obligations Total   $   $ 140,900    $ 2,161      143,061    $ -    $ 748      748    $ 140,900    $ 806      141,706    $ -    $ 77      77    $ -  530  530  70                                                                     Table Of Contents ITEM 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK We are exposed to market risk, including the effects of adverse changes in commodity prices and interest rates as described below. The primary objective of the following information is to provide forward-looking quantitative and qualitative information about our potential exposure to market risks.  The term “market risk” refers to the risk of loss arising from adverse changes in oil, natural gas and NGL prices and interest rates.  The disclosures are not meant  to  be  precise  indicators  of  expected  future  losses,  but  rather  indicators  of  reasonably  possible  losses.    All  of  our  market  risk  sensitive  instruments  were entered into for purposes other than speculative trading. Commodity Price Risk We are exposed to the impact of market fluctuations in the prices of crude oil in W&ES.  Both our profitability and our cash flow are affected by volatility in the prices of these commodities.  Crude oil prices are impacted by changes in the supply and demand for crude oil, as well as market uncertainty.  For a discussion of the volatility of crude oil prices, please read “ Risk Factors .”  Adverse effects on our cash flow from reductions in crude oil prices could adversely affect  our ability to make distributions to unitholders.  We do not hedge our exposure to crude oil prices. Less than 1% of our consolidated revenues in 2015 are derived from sales of commodities. A hypothetical change in commodity prices of 10% would result in an increase or decrease of our revenues derived from sales of commodities of approximately $0.1 million. Increases or decreases in commodity prices can also result in  changes  in  demand  for  our  wastewater  disposal  and  pipeline  inspection  and  integrity  services  resulting  in  an  increase  or  decrease  of  our  revenues  and  gross margins. Interest Rate Risk We currently have exposure to changes in interest rates on our indebtedness associated with our Credit Agreement.  We may implement swap or cap structures to mitigate our exposure to interest rate risk; however, we do not currently have any swaps or cap structures in place.  Accordingly, as of December 31, 2015, our exposure consists of floating interest rate fluctuations on our outstanding indebtedness under our Credit Agreement of $140.9 million.  A hypothetical change in interest rates of 1.0% would result in an increase or decrease of our annual interest expense of approximately $1.4 million. The credit markets have recently experienced historical lows in interest rates.  As the overall economy strengthens, it is possible that monetary policy will continue to tighten further, resulting in higher interest rates to counter possible inflation as was evidenced by the Federal Reserve raising interest rates in December 2015.  Interest rates on floating rate credit facilities and future debt offerings could be higher than current levels, causing our financing costs to increase accordingly. Counterparty and Customer Credit Risk Our credit exposure generally relates to receivables for services provided.  If any significant customer of ours should have credit or financial problems resulting in a delay or failure to repay the amounts they owe to us, this could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations or cash flows. In addition, any downgrade of our customers’ receivables from investment grade (defined as BBB- or higher by S&P or Baa3 or higher by Moody’s) could reduce our borrowing capacity or potentially place the Partnership at risk of default on the working capital revolving credit facility of our Credit Agreement. The result of downgrades of our customers’ receivables could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations or cash flows. 71                               Table Of Contents ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA 72             Table Of Contents Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Board of Directors and Cypress Energy Partners, GP, LLC General Partner of Cypress Energy Partners, L.P. and the Limited Partners of Cypress Energy Partners, L.P. We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Cypress Energy Partners, L.P. (the “Partnership”) as of December 31, 2015 and 2014, and the related consolidated statements of operations, comprehensive income, cash flows, and partners’ equity for each of the three years in the period ended December 31, 2015. These financial statements are the responsibility of the Partnership’s management. Our responsibility is to express an opinion on these financial statements based on our audits. We conducted our audits in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States). Those standards require that we plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonable  assurance  about  whether  the  financial  statements  are  free  of  material  misstatement.  We  were  not  engaged  to perform an audit of the Partnership’s internal control over financial reporting.  Our audits included consideration of internal control over financial reporting as a basis  for  designing  audit  procedures  that  are  appropriate  in  the  circumstances,  but  not  for  the  purpose  of  expressing  an  opinion  on  the  effectiveness  of  the Partnership’s  internal  control  over  financial  reporting.  Accordingly,  we  express  no  such  opinion.  An  audit  also  includes  examining,  on  a  test  basis,  evidence supporting the amounts and disclosures in the financial statements, assessing the accounting principles used and significant estimates made by management, and evaluating the overall financial statement presentation. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. In our opinion, the financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the consolidated financial position of Cypress Energy Partners, L.P. at December 31, 2015 and 2014, and the consolidated results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2015, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 23, 2016 73                       Table Of Contents ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Trade accounts receivable, net Deferred tax assets Prepaid expenses and other Total current assets Property and equipment: Property and equipment, at cost Less: Accumulated depreciation Total property and equipment, net Intangible assets, net Goodwill Debt issuance costs, net Other assets Total assets LIABILITIES AND OWNERS' EQUITY Current liabilities: Accounts payable Accounts payable - affiliates Accrued payroll and other Deferred tax liabilities Income taxes payable Total current liabilities Long-term debt Deferred tax liabilities Asset retirement obligations Total liabilities Commitments and contingencies - Note 13 Owners' equity: Partners’ capital: CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Balance Sheets As of December 31, 2015 and 2014 (in thousands, except unit data) December 31, 2015 December 31, 2014   $   $   $   $ 24,150    $ 48,265      34      2,329      74,778      23,706      5,369      18,337      32,486      65,273      1,771      42      192,687    $ 2,205    $ 913      7,095      42      350      10,605      140,900      363      117      151,985      253      59,143      (25,876)     (2,791)     30,729      9,973      40,702      192,687    $ 20,757  54,075  68  2,440  77,340  27,878  3,538  24,340  30,245  55,545  2,318  54  189,842  2,461  586  7,750  -  546  11,343  77,600  438  33  89,414  6,285  66,096  1,999  (525) 73,855  26,573  100,428  189,842  Common units (5,920,467 and 5,913,000 units outstanding at December 31, 2015 and 2014, respectively) Subordinated units (5,913,000 units outstanding at December 31, 2015 and 2014) General partner Accumulated other comprehensive loss Total partners' capital Non-controlling interests Total owners' equity Total liabilities and owners' equity See accompanying notes. 74                                                                                                                                                                                                                                                                               Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Operations For the Years Ended December 31, 2015, 2014 and 2013 (in thousands, except unit and per unit data) Revenues Costs of services Gross margin Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Other (expense) income: Interest expense, net Offering costs Gain on reversal of contingent consideration Gain on waiver of right of purchase and other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Net income attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net income (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners Net income (loss) attributable to limited partners allocated to: Common unitholders Subordinated unitholders Net income (loss) per common limited partner unit - basic and diluted Net income (loss) per subordinated limited partner unit - basic and diluted 2015 2014 2013 Recast - Note 2   $ 371,191    $ 326,261      44,930      404,418    $ 355,355      49,063      249,133  213,690  35,443  12,467  5,164  4,131  13,681  (4,000) (1,376) 11,250  37  19,592  15,237  4,355  22  4,333  23,795      5,427      6,645      9,063      (5,656)     -      -      1,136      4,543      452      4,091      599      3,492      (648)     4,140    $ 2,071    $ 2,069      4,140    $ 0.35    $ 0.35    $ 21,321      6,345      32,546      (11,149)     (3,208)     (446)     -      92      (14,711)     468      (15,179)     4,973      (20,152)   $ 149      (20,301)     (10,150)     (10,151)     (20,301)     (1.72)     (1.72)       $   $   $   $   $ Weighted average common units outstanding - basic and diluted Weighted average subordinated units outstanding - basic and diluted 5,918,608      5,913,000      5,913,000      5,913,000      See accompanying notes. 75                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Years Ended December 31, 2015, 2014 and 2013 (in thousands) Net income (loss) Other comprehensive loss - foreign currency translation Comprehensive income (loss) Comprehensive income attributable to non-controlling interests Comprehensive income (loss) attributable to partners / controlling interests 2015 2014 2013 Recast - Note 2   $   $   $ 4,091    $ (1,742)     (15,179)   $ (937)     2,349    $ (16,116)   $ 142      4,658      2,207    $ (20,774)   $ 4,355  (112) 4,243  22  4,221  See accompanying notes. 76                                                                                                                             Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statement of Owners' Equity For the Years Ended December 31, 2015, 2014 and 2013 (in thousands) Partners' Capital Parent Net Investment Attributable to Controlling Interest Parent Net Investment Attributable to Non- Controlling Interest General Partner Common Units Subordinated Units Accumulated Other Comprehensive Loss Non- controlling Interests Total Owners' Equity Balance, December 31, 2012 (Recast - Note 2)   $ 66,497    $ -    $ -    $ -    $ -    $ -    $ -    $ -  Contribution attributable to General Partner Sale of member interest in subsidiary Net distribution to members Parent investment in TIR Entities Purchase of non- controlling interests Stock option expense Tax benefit of stock options exercised over FMV Net income Foreign currency translation adjustment Balance, December 31.2013 -      -      (5,763)     63,617      (572)     90      528      5,727      (112)     -      6,210      697      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      22      -      -      (1,394)     -      (Recast - Note 2) 130,012      719      4,816      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      6,210  -      -      -      -      -      -      -      -      -  -  -  -  -  -  (1,394) -  -      4,816  Net income attributable to the period from January 1, 2014 to January 20, 2014 Foreign currency translation adjustment attributable to the period January 1, 2014 to January 20, 2014 Net distributions to members Contribution attributable to General Partner Contributions of Predecessor and 50.1% of TIR Entities in exchange for units Proceeds from initial public offering, net of costs Distribution of initial public offering proceeds to Cypress Energy Holdings, LLC Distribution to limited partners Distributions to non- controlling interest Equity-based compensation 1,092      (6)     (446)     -      -      -      -      (446) (304)     (168)     -      -      -      -      -      -      979      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -  -  979  (130,632)     (713)     -      22,491      82,470      (208)     26,592      131,345  -      -      (2,853)     80,213      -      -      -      77,360  -      -      -      -      -      -      -      -      -      (80,213)     -      -      (6,532)     (6,532)     -      -      -      (80,213) -      (13,064) -      -      -      -      -      (4,683)     (4,683) 476      309      -      -      785                                                                                                                                                                                                                                                                                              Net income attributable to the period from January 21, 2014 to December 31, 2014 Foreign currency translation adjustment Balance, December 31.2014     Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Acquisition of 49.9% interest in the TIR Entities (Note 3) Acquisition of 51% interest in Brown Integrity, LLC (Note 3) Acquisition of 49% interest in Cypress Energy Services, LLC (Note 12)     Contribution attributable to General Partner Distributions to limited partners Distributions to non- controlling interests Equity-based compensation Balance, December 31.2015   $ -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -    $ -      -      -      -      -      (497)     (10,150)     (10,151)     -      4,979      (15,819) -      1,999      -      6,285      -      66,096      (317)     (525)     (315)     26,573      (632) 100,428  (648)     2,071      2,069      -      599      4,091  -      -      -      (1,285)     (457)     (1,742) -      (27,729)     -      -      (981)     (23,878)     (52,588) -      -      -      -      -      9,497      9,497  -      -      -      -      -      470      470      648      -      -      -      (9,620)     (9,612)     -      -      -      (940)     -  -      648  -      (19,232) (146)     -      -      -      (1,421)     (1,567) -      -    $ -      (25,876)   $ 1,047      253    $ 120      59,143    $ -      (2,791)   $ -      9,973    $ 1,167  40,702  See accompanying notes. 77                                                                                                                 Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Cash Flows For the Years Ended December 31, 2015, 2014 and 2013 (in thousands) Operating activities:   $ Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities:       2015 2014 2013 4,091    $ (15,179)   $ 4,355  Depreciation, amortization and accretion Impairments (Gain) loss on asset disposal Gain on reversal of contingent consideration Interest expense from debt issuance cost amortization Amortization of equity-based compensation Equity earnings in investee company Distributions from investee company Deferred tax benefit, net Non-cash allocated expenses Changes in assets and liabilities: Trade accounts receivable Prepaid expenses and other Accounts payable and accrued payroll and other Income taxes payable Net cash provided by operating activities Investing activities: Proceeds from disposals of property and equipment  Cash paid for acquisition of 49.9% interest in the TIR Entities (Note 3) Cash paid for acquisition of 51% interest in Brown Integrity, LLC, net of cash acquired (Note 3) Cash acquired - acquisition of 50.1% interest in the TIR Entities (Note 3) Acquisitions of businesses Purchases of property and equipment Net cash provided by (used in) investing activities Financing activities: Proceeds from initial public offering Distribution of initial public offering proceeds to Cypress Energy Holdings, LLC Payment of offering costs Advances on long-term debt Repayment of long-term debt Net payments of factoring agreement Payment of debt issuance costs Payments on behalf of affiliates Purchase of non-controlling interests Tax benefit of stock options exercised Distributions to members prior to IPO Contribution attributable to general partner Distributions to limited partners Distributions to non-controlling members of the TIR Entities Net cash provided by (used in) financing activities Effect of exchange rates on cash Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Cash and cash equivalents, beginning of period Cash and cash equivalents, end of period Non-cash items: Accounts payable excluded from capital expenditures Supplemental cash flow disclosures: Cash taxes paid Cash interest paid   $   $   $ 6,004      6,645      (1)     -      547      1,167      (102)     100      (32)     648      9,039      233      (1,222)     (196)     26,921      2      (52,588)     (10,436)     -      -      (1,857)     (64,879)     -      -      -      68,800      (5,500)     -      -      -      -      -      -      (19,232)     (1,567)     42,501      6,513      32,546      3      -      714      785      (46)     55      (13)     497      6,650      (933)     (2,964)     (15,612)     13,016      -      -      -      -      (1,769)     (517)     (2,286)     80,213      (80,213)     (314)     7,600      (5,000)     -      (883)     -      -      -      (168)     482      (13,064)     (4,683)     (16,030)     (1,150)     (633)     3,393      20,757      24,150    $ (5,933)     26,690      20,757    $ 5,261  4,131  -  (11,250) 1,219  90  (32) -  (2,016) -  (8,793) 283  (1,910) 15,816  7,154  -  -  -  10,108  (500) (3,829) 5,779  -  -  (2,539) 75,000  (19,385) (36,748) (3,368) (5,763) (572) 528  -  6,210  -  -  13,363  (90) 26,206  484  26,690  100    $ 756    $ 330  579    $ 5,167      16,674    $ 2,415      817  3,917                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           See accompanying notes. 78     Table Of Contents 1. Organization and Operations CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Cypress  Energy  Partners,  L.P.  (the  “Partnership”)  is  a  Delaware  limited  partnership  formed  in  2013  to  provide  independent  pipeline  inspection  and  integrity services  to  producers  and  pipeline  companies  and  to  provide  salt  water  disposal  (“SWD”)  and  other  water  and  environmental  services  to  U.S.  onshore  oil  and natural gas producers and trucking companies.  Trading of our common units began January 15, 2014 on the New York Stock Exchange under the symbol “CELP.” At our Initial Public Offering (“IPO”), 4,312,500 of our outstanding 5,920,467 common units were made available to the general public at $20.00 per common unit ($18.70 per common unit, net of underwriting discounts, commissions and fees), which included a 562,500 unit over-allotment option that was exercised by the underwriters. We received net proceeds of $80.2 million from the IPO, after deducting underwriting discounts and structuring fees.  The net proceeds from the IPO were distributed  to Cypress Energy Holdings II, LLC as reimbursement  for certain  capital  expenditures  it incurred  with respect  to assets contributed  to us. The remaining common units and 100% of the subordinated units are constructively owned by affiliates, employees and directors of the Partnership.  Total deferred offering costs of $2.9 million, including costs incurred during the year ended December 31, 2014 of $0.3 million, were charged against the proceeds of the IPO.  In addition, the Partnership incurred $0.4 million and $1.4 million of offering costs during the years ended December 31, 2014 and 2013, respectively, that were expensed as incurred.  These non-recurring costs are reflected as offering costs in the Partnership’s Consolidated Statements of Operations. There were no offering costs incurred in the year ended December 31, 2015. Our  business  is  organized  into  the  Pipeline  Inspection  Services  (“PIS”),  Integrity  Services  (“IS”)  and  Water  and  Environmental  Services  (“W&ES”)  reportable segments.  In conjunction with our acquisition of a 51% interest in Brown Integrity, LLC (“Brown”) (see Note 3), we changed our reportable segments during the second  quarter  of  2015  by  adding  the  IS  segment  (see  Note  14).  In  addition,  the  Pipeline  Inspection  and  Integrity  Services  segment  was  renamed  Pipeline Inspection  Services.  PIS  provides  pipeline  inspection  and  other  services  to  energy  exploration  and  production  (“E&P”)  and  mid-stream  companies  and  their vendors throughout the United States and Canada.  The inspectors of PIS perform a variety of inspection services on midstream pipelines, gathering systems and distribution systems, including data gathering and supervision of third-party construction, inspection, and maintenance and repair projects.  IS provides independent integrity services to major natural gas and petroleum pipeline companies, as well as pipeline construction companies located throughout the United States. Field personnel in this segment primarily perform hydrostatic testing on newly constructed and existing natural gas and petroleum pipelines. W&ES provides services to oil and natural gas producers and trucking companies through its ownership and operation of eight commercial SWD facilities in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota and two in the Permian Basin in Texas.  All of the facilities utilize specialized equipment and remote monitoring to minimize downtime and increase efficiency for peak utilization.  These facilities also contain oil skimming processes that remove any remaining oil from water delivered to the sites.  In addition to these SWD facilities, we provide management and staffing services for a third-party SWD facility pursuant to a management agreement (see Note 12).  We also own a 25% member interest in the managed well. 2. Basis of Presentation and Significant Accounting Policies Basis of Presentation The  financial  information  for  periods  prior  to  the  IPO have  been  recast  to  reflect  the  conveyance  of  Cypress  Energy  Partners,  LLC (“CEP LLC”)  and  a  50.1% ownership interest  in Tulsa Inspection  Resources,  LLC (“TIR LLC”), Tulsa Inspection  Resources – Nondestructive  Examination,  LLC (“TIR NDE”) and Tulsa Inspection Resources Holdings, LLC (“TIR Holdings”) (collectively the “TIR Entities”) to the Partnership at the closing of our IPO, as if the contribution of CEP LLC had occurred as of March 15, 2012, the inception date of CEP LLC, and the contribution of the TIR Entities had occurred as of June 26, 2013, as Cypress Energy Holdings, LLC (“Holdings”) and its affiliates did not acquire a controlling interest in the TIR Entities until June 26, 2013.  All significant intercompany transactions  and  account  balances  have  been  eliminated.    We  have  made  certain  reclassifications  to  the  prior  period  financial  statements  to  conform  with classification methods used in the current fiscal year.  These reclassifications had no impact on previously reported amounts of total assets, total liabilities, owners’ equity, or net income. 79                           Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The  accompanying  Consolidated  Financial  Statements  have  been  prepared  in  accordance  with  accounting  principles  generally  accepted  in  the  United  States (“GAAP”) for consolidated financial information and in accordance with the rules and regulations of the Securities and Exchange Commission.  The Consolidated Financial  Statements  include  all  adjustments  considered  necessary  for  a  fair  presentation  of  the  financial  position  and  results  of  operations  for  the  periods presented.  Such adjustments consist only of normal recurring items, unless otherwise disclosed herein. Principles of Consolidation The Consolidated Financial Statements include all accounts of the Partnership.  All intercompany accounts and transactions have been eliminated in consolidation. Use of Estimates in the Preparation of Financial Statements The preparation of the Partnership’s Consolidated Financial Statements in conformity with GAAP requires management to make estimates and assumptions that affect the amounts reported in the Consolidated Financial Statements and accompanying notes.  Actual results could differ from those estimates. Areas  requiring  the  use  of  assumptions,  judgments,  and  estimates  include  amounts  of  expected  future  cash  flows  used  in  determining  possible  impairments  of goodwill, intangible assets, property and equipment, the determination of fair values associated with the allocation of purchase price in business combinations, and future  asset  retirement  obligations.    Certain  estimates  are  inherently  imprecise  and  may  change  as  future  information  becomes  available.    Judgments  and assumptions  used  in  the  Partnership’s  estimate  of  future  cash  flows  and  an  asset’s  fair  value  include  such  matters  as  the  estimation  of  oil  and  gas  drilling  and producing volumes in the markets served, risks associated with the different geological formation zones into which salt water is disposed, expected future disposal rates and commodity prices, capital expenditures, operating costs and appropriate discount rates.  The use of alternative judgments and/or assumptions could result in different outcomes. Fair Value Measurement The Partnership utilizes fair value measurements to measure assets in a business combination or assess impairment of property and equipment, intangible assets and goodwill. Fair value is the amount received from the sale of an asset or the amount paid to transfer a liability in an orderly transaction between market participants (an exit price) at the measurement date. Fair value is a market-based measurement considered from the perspective of a market participant. The Partnership uses market data or assumptions that it believes market participants would use in pricing the asset or liability, including assumptions about risk and the risks inherent in the  inputs  to  the  valuation.    These  inputs  can  be  readily  observable,  market  corroborated,  or  unobservable.    The  Partnership  applies  both  market  and  income approaches for fair value measurements using the best available information while utilizing valuation techniques that maximize the use of observable inputs and minimize the use of unobservable inputs. The  fair  value  hierarchy  prioritizes  the  inputs  used  to  measure  fair  value,  giving  the  highest  priority  to  quoted  prices  in  active  markets  for  identical  assets  or liabilities (Level 1 measurement) and the lowest priority to unobservable inputs (Level 3 measurement).  The Partnership classifies fair value balances based on the observability of those inputs.  The three levels of the fair value hierarchy are as follows: • • • Level 1  – Quoted prices for identical assets or liabilities in active markets that management has the ability to access.  Active markets are those in which transactions for the asset or liability occur in sufficient frequency and volume to provide pricing information on an ongoing basis. Level 2  – Inputs are other than quoted prices in active markets included in Level 1 that are either directly or indirectly observable.  These inputs are  either  directly  observable  in  the  marketplace  or  indirectly  observable  through  corroboration  with  market  data  for  substantially  the  full contractual term of the asset or liability being measured. Level 3  – Inputs that are not observable for which there is little, if any, market activity for the asset or liability being measured.  These inputs reflect management’s best estimate of the assumptions market participants would use in determining fair value. Contributions Attributable to General Partner During  2013,  entities  affiliated  with  Cypress  Energy  Partners,  GP,  LLC,  (“General  Partner”)  incurred  $6.2  million  of  costs  associated  with  our  initial  public offering and our Credit Agreement.  These costs were transferred to the Partnership as offering costs, deferred offering costs and/or debt issuance costs and have been recorded as contributions to the Partnership. During 2015 and 2014, Holdings incurred allocated overhead expenses on behalf of the Partnership totaling $0.6 million and $0.5 million, respectively. These costs represent  amounts  incurred  by  Holdings  in  excess  of  amounts  charged  under  our  amended  and  restated  omnibus  agreement.    These  expenses  are  reflected  as general and administrative in the  Consolidated  Statements  of Operations  for  the years  ended  December  31, 2015 and  2014 and  as  contributions attributable to General Partner in the Consolidated Statement of Owners’ Equity. Cash and Cash Equivalents The Partnership considers all investments purchased with initial maturities of three months or less to be cash equivalents.  Cash equivalents consist primarily of investments in highly liquid securities.  The carrying amounts of cash and cash equivalents reported in the balance sheet approximate fair value. As  of  December  31,  2015,  U.S.  cash  balances  are  insured  by  the  Federal  Deposit  Insurance  Corporation  (FDIC)  up  to  $250  thousand  per  financial  institution.                                                Canadian cash balances are insured by the Canada Deposit Insurance Corporation (CDIC) up to $100 thousand per financial institution.  At times, cash balances may be in excess of the FDIC or CDIC insurance limits.  We periodically assess the financial condition of the institutions where we deposit funds, and for the years ended December 31, 2015 and 2014, we believe our credit risk related to these funds was minimal. 80     Table Of Contents Property and Equipment CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Property  and  equipment  consist  of  land,  land  improvements,  buildings,  facilities,  wells  and  equipment,  computer  and  office  equipment,  and  vehicles.    The Partnership records property and equipment at cost.  Costs of renewals and improvements that substantially extend the useful lives of the assets are capitalized.  Maintenance  and repairs  are expensed  as incurred.   Depreciation  for these  assets is computed using the  straight-line  method over estimated  useful lives.   Upon retirement, impairment or disposition of assets, the costs and related accumulated depreciation are removed from the accounts with the resulting gain or losses, if any, reflected in the Consolidated Statements of Operations. 81               Table Of Contents Debt Issuance Costs CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Debt issuance costs represent fees and expenses associated with securing the Partnership’s Credit Agreement (see Note 7).  Amortization of the capitalized debt issuance costs is computed using the effective interest method over the remaining estimated life of the Credit Agreement. Income Taxes As a limited partnership, we generally are not subject to federal, state or local income taxes.  The tax on the net income of the Partnership is generally borne by the individual partners.  Net income for financial statement purposes may differ significantly from taxable income of the partners as a result of differences between the tax basis and financial reporting basis of assets and liabilities and the taxable income allocation requirements under our partnership agreement.  The aggregated difference  in  the  basis  of  our  net  assets  for  financial  and  tax  reporting  purposes  cannot  be  readily  determined  because  information  regarding  each  partners’  tax attributes in us is not available to us. On December 9, 2013, the TIR Entities converted from corporate status to pass-through entities for U.S. federal income tax purposes.  The Partnership recorded tax expense of $15.0 million for income taxes associated with the gain on this conversion in the year ended December 31, 2013.  The TIR Entities that have Canadian activity remain taxable in Canada.  In addition, the Partnership owns three subsidiaries, Tulsa Inspection Resources – PUC, LLC (“TIR-PUC”), Brown Integrity - PUC, LLC and Cypress Energy Finance Corporation that have elected to be taxed as corporations for U.S. federal income tax purposes.  The amounts recognized as income tax expense, income taxes payable, deferred tax assets and deferred tax liabilities on the Consolidated Financial Statements represent the Canadian and U.S. taxes referred to above, as well as partnership-level taxes levied by various states, primarily composed of franchise taxes assessed by the state of Texas. As a publicly traded limited partnership, we are subject to a statutory requirement that our "qualifying income" (as defined by the Internal Revenue Code, related Treasury Regulations, and Internal Revenue Service pronouncements) exceed 90% of our total gross income, determined on a calendar year basis. If our qualifying income does not meet this statutory requirement, we could be taxed as a corporation for federal and state income tax purposes. For the year ended December 31, 2014,  the  year  we  became  a  publicly  traded  limited  partnership,  and  for  the  year  ended  December  31,  2015,  our  income  met  the  statutory  qualifying  income requirement. The  Partnership  evaluates  uncertain  tax  positions  for  recognition  and  measurement  in  the  Consolidated  Financial  Statements.    To  recognize  a  tax  position,  the Partnership  determines  whether  it  is  more  likely  than  not  that  a  tax  position  will  be  sustained  upon  examination,  including  resolution  of  any  related  appeals  or litigation, based on the technical merits of the position.  A tax position that meets the more likely than not threshold is measured to determine the amount of benefit to be recognized in the Consolidated Financial Statements.  The amount of tax benefit recognized with respect to any tax position is measured as the largest amount of benefit that is greater than 50% likely of being realized upon settlement.  The Partnership had no uncertain tax positions that required recognition in the financial statements at December 31, 2015, 2014 or 2013.  Any interest or penalties would be recognized as a component of income tax expense. 82                           Table Of Contents Revenue Recognition CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Revenues are recognized when there is persuasive evidence that an arrangement exists, delivery has occurred or services have been rendered, the price is fixed or determinable and collectability is reasonably assured.  Water disposal revenues are recognized upon receipt of the wastewater at our disposal facilities.  Oil disposal revenues are recognized when delivered to the customer and collectability is reasonably assured. Revenues related to pipeline inspection and integrity services are recognized when the services are provided and collectability is reasonably assured.  Unit-Based Compensation Our  General  Partner  adopted  a  long-term  incentive  plan  (“LTIP”)  in  connection  with  the  IPO.    The  cost  of  employee  services  received  in  exchange  for  equity instruments is measured based on the grant-date fair value of those instruments.  That cost is recognized straight-line over the requisite service period (often the vesting period) as discussed in Note 11. Net Income Per Unit We calculate basic net income per limited partner unit for each period by dividing net income by the weighted-average number of limited partner units outstanding. Diluted net income per limited partner unit for each period is the same calculation as basic net income per limited partner unit, except the weighted-average limited partner units outstanding includes the dilutive effect of phantom unit grants associated with our long-term incentive plan.   For  the  year  ended  December  31,  2015,  there  were  no  dilutive  phantom  restricted  units.  For  the  year  ended  December  31,  2014,  there  were  14,520  phantom restricted units; however, as we were in a net loss position, they were excluded from the net income per unit calculation. Accounts Receivable and Concentration of Credit Risk We operate in the United States and Canada.  We grant unsecured credit to customers under normal industry standards and terms, and have established policies and procedures  that  allow  for  an  evaluation  of  each  customer’s  creditworthiness  as  well  as  general  economic  conditions.    The  Partnership  determines  accounts receivable allowances based on management’s assessment of the creditworthiness of the customers and other collection actions.  Trade receivables are written off against the allowance when deemed uncollectible.  Recoveries of trade receivables previously written off are recorded when received.  The Partnership does not typically  charge  interest  on  past  due  trade  receivables  and  does  not  require  collateral  for  its  trade  receivables.      The  Partnership  had  an  allowance  for  doubtful accounts of $0.7 million at December 31, 2015 and $0.2 million at December 31, 2014, and recorded bad debt expense of $0.1 million in the years ended December 31, 2015 and 2014 and $0.4 million for the year ended December 31, 2013, respectively.   We had three customers that each represented more than 10% of total accounts receivable as of December 31, 2015 and two customers that each represented more than 10% of total accounts receivable as of December 31, 2014.  If one or more of these customers were to default on their payment obligations, we may not be able to replace any of these customers in a timely fashion, on favorable terms, or at all.  In addition, any downgrade of our customers’ receivables from investment grade (defined as BBB- or higher by S&P or Baa3 or higher by Moody’s) could reduce our borrowing capacity or potentially place the Partnership at risk of default on the working capital revolving credit facility of our Credit Agreement. The result of downgrades of our customers’ receivables could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations or cash flows. 83                                                                                            Table Of Contents Fair Value of Financial Instruments CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The carrying amounts reported in the Consolidated Balance Sheets for cash and cash equivalents, trade accounts receivable, prepaid expenses and other, accounts payable, accounts payable – affiliates, accrued payroll and other and income taxes payable approximate their fair values. Assets and Liabilities Measured at Fair Value on a Nonrecurring Basis Certain  assets  and  liabilities  are  reported  at  fair  value  on  a  nonrecurring  basis  in  the  Partnership’s  Consolidated  Balance  Sheets.  The  following  methods  and assumptions were used to estimate the fair values: Impairments of Property and Equipment The Partnership reviews its property and equipment for impairment whenever events or changes in circumstances indicate, in the judgment of management, that a decline in the recoverability of their carrying value may have occurred.  When an indicator of impairment has occurred, the Partnership compares its estimate  of undiscounted  cash flows attributable  to the assets  to the carrying  value of the assets  to determine  whether  an impairment  has occurred.   If the estimate of undiscounted cash flows is less than the carrying value of the asset group, the Partnership determines the amount of the impairment recognized in the financial statements by estimating the fair value of the assets using a discounted cash flow model and records a loss for the amount by which the carrying value  exceeds  the  estimated  fair  value.    Assets  are  grouped  for  impairment  purposes  at  each  SWD  facility,  which  includes  the  well  and  supporting  well equipment and infrastructure, as this represents the lowest level of cash flows associated with the asset group.  The Partnership recorded impairment losses of $6.6  million,  $12.8  and  $3.4  million  for  the  years  ended  December  31,  2015,  2014  and  2013,  respectively  (see  Note  4).  Additionally,  further  unfavorable changes in the future are reasonably possible, and therefore, it is possible that we may incur additional impairment charges in the near future. Goodwill At December 31, 2015 and 2014, the Partnership had $65.3 and $55.5 million of goodwill, respectively.  Goodwill is not amortized, but, is subject to annual reviews  on  November  1  for  impairment  at  a  reporting  unit  level.    The  reporting  unit  or  units  used  to  evaluate  and  measure  goodwill  for  impairment  are determined primarily from the manner in which the business is managed or operated.  A reporting unit is an operating segment or a component that is one level below  an  operating  segment.    In  accordance  with  ASC  350  “  Intangibles — Goodwill and Other ”,  we  have  assessed  the  reporting  unit  definitions  and determined that at December 31, 2015, PIS, IS and W&ES and at December 31, 2014, PIS and W&ES are the appropriate reporting units for testing goodwill impairment.  The accounting estimate relative to assessing the impairment of goodwill is a critical accounting estimate for each of our reporting segments. For  our  PIS  and  IS  reporting  units,  we  performed  qualitative  assessments  to  determine  whether  the  fair  values  of  the  reporting  units  were  less  than  their respective carrying values.  Our evaluations consisted of assessing various qualitative factors including current and projected future earnings, capitalization, current  customer  relationships  and  projects  and  the  impact  of  lower  crude  oil  prices  on  our  earnings.    The  qualitative  assessment  on  these  reporting  units indicated that there was no need to conduct further quantitative testing for goodwill impairment, nor did our analysis indicate the reporting units were at risk for  a  potential  goodwill  impairment.    Different  judgments  from  those  we  used  in  our  qualitative  analysis  could  result  in  the  requirement  to  perform  a quantitative goodwill impairment analysis. For our W&ES segment, after giving consideration to certain qualitative factors, including trends in the energy industry and recorded impairments of property and  equipment,  we  elected  to  perform  a  quantitative  goodwill  impairment  analysis.    We  computed  the  fair  value  of  the  reporting  unit  employing  multiple valuation  methodologies,  including  a  market  approach  (market  price  multiples  of  comparable  companies)  and  an  income  approach  (discounted  cash  flow analysis).    This  approach  is  consistent  with  the  requirement  to  utilize  all  appropriate  valuation  techniques  as  described  in  ASC  820-10-35-24  “  Fair Value Measurements and Disclosures. ”  Given recent declines in the price of crude oil and the related impact on the valuations of energy related companies, relevant market data was difficult to obtain and was of limited usefulness.  Accordingly, we relied heavily on the use of the income approach for the valuation of the reporting unit. Based on our valuation, we determined that goodwill was not impaired as of our 2015 measurement date. During 2014, we determined that the carrying value of the W&ES reporting unit exceeded the fair value of the reporting unit resulting in a goodwill impairment charge of $19.8 million.  The W&ES segment has experienced increased competition in the regions in which we operate, which has resulted in declining volumes and increased pricing pressures.  The steady and continued decline in oil prices has intensified competitive pressures and has had a direct impact on our revenues.  Many of our customers have announced significantly reduced drilling programs in the areas in which we operate.  The decline in drilling will directly impact the amount of flowback and produced water that we process and dispose.  The energy downturn is also expected to continue to negatively  impact our pricing as our customers  look for ways to reduce costs.  In addition, as we process lower water volumes, in particular flowback water volumes directly attributable to drilling, we will recover less skim oil.  Further unfavorable changes in the future are reasonably possible, and therefore, it is possible that we may incur additional impairment charges in the near future. 84                           Table Of Contents Intangible Assets CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued   Intangible assets represent acquired customer relationships, trade names, and certain other intangibles acquired via various acquisitions and have been recorded utilizing  various  assumptions  to  determine  fair  market  value  including,  but  not  limited  to,  replacement  costs,  liquidation  values,  future  cash  flows  on  a discounted basis of the net assets acquired, pay-off values, and average royalty rates.  Due to the unobservable nature of these assumptions, these fair value measurements are considered to be Level 3 fair value estimates.  Amortization of intangible assets is computed utilizing the straight-line method over their estimated useful lives, typically 5 – 20 years. We  review  our  intangible  assets  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  we  should  assess  the  recoverability  of  the  carrying amount of the intangible asset. We recognized no impairments for other intangible assets in 2015 or 2014. During 2013, the Partnership determined that one of its trade names in PIS had been impaired and identified that the fair value of the trade name, using an undiscounted cash flow model, was less than its carrying amount.  A $0.7 million adjustment was made to reduce the carrying value of the trade name to its fair value.  The fair value was calculated using a discounted cash flow model applied to the expected royalty values generated from the use of the trade name.  Management estimates of the future royalties associated with the  use  of  the  trade  name  were  based  on  forecasted  total  revenues.    Actual  results  could  vary  materially  from  these  estimates,  which  could  have  a  further impact on the fair value of the trade name. Should we continue to experience a prolonged energy market down turn resulting in further declines in revenues and cash flows, we could incur additional impairment charges associated with our W&ES property and equipment, goodwill or intangible assets. Non-controlling Interest The non-controlling interests shown in our Consolidated Financial Statements reflect interests in consolidated entities that are not 100% owned by us as outlined in the appropriate GAAP accounting principles. Business Combinations The Partnership evaluates all potential acquisitions and changes in control to determine whether it has purchased or acquired control of a business.  If the acquired or newly controlled assets meet the definition of a business, the transaction is accounted for as a business combination; otherwise it is accounted for as an asset acquisition.  Transactions discussed in Note 3 were accounted for as business combinations for the periods described. Foreign Currency Translation The  reporting  currency  is  the  U.S.  dollar.    Non-U.S.  dollar  denominated  monetary  items  are  translated  into  U.S.  dollars  at  the  rate  of  exchange  in  effect  at  the balance  sheet  date.  Non-U.S. dollar  denominated  non-monetary  items are translated  to U.S. dollars at the exchange rate in effect  when the transactions  occur.  Revenues  and  expenses  denominated  in  foreign  currencies  are  translated  at  the  exchange  rate  in  effect  during  the  period.    Foreign  exchange  gains  or  losses  on translation are included in other comprehensive income. New Accounting Standards The  Financial  Accounting  Standards  Board  (“FASB”)  issued  Accounting  Standards  Update  (“ASU”)  2016-02  –  Leases in  February  2016.  This  guidance  was proposed in an attempt to increase transparency and comparability among organizations by recognizing lease assets and lease liabilities on the balance sheet and disclosing key information about leasing arrangements. The main difference between previous GAAP and this new guidance is the recognition on the Consolidated Balance Sheets lease assets and lease liabilities by lessees for those leases classified as operating leases under previous GAAP. The amendments in this ASU are effective for fiscal years beginning after December 15, 2018, including interim periods within those fiscal years. Early application is permitted. We will examine the guidance provided in the ASU and determine the impact this guidance will have on our Consolidated Financial Statements. 85                               Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements The FASB issued ASU 2015-17 – Income Taxes in November 2105. ASU 2015-17 was issued as a part of the FASB’s initiative to reduce complexity in accounting standards. Current GAAP requires an entity to separate deferred income tax liabilities and assets into current and noncurrent amounts in a classified consolidated balance sheet. To simplify the presentation of deferred income taxes, this amendment requires that deferred tax liabilities and assets be classified as noncurrent in a classified consolidated balance sheet. Effectively, this will require the Partnership to reclassify current deferred tax liabilities and assets to the noncurrent section of its  classified  Consolidated  Balance  Sheets.  This  ASU  is  effective  for  annual  and  interim  periods  beginning  after  December  15,  2016  with  earlier  application permitted as of the beginning of an annual reporting period. Business Combinations – ASU 2015-16 was issued by the FASB in September 2015. Essentially, the amendments in the ASU require that an acquirer recognize adjustments to provisional amounts that are identified during the measurement period in the reporting period in which the adjustment amounts are determined. This will require the Partnership to disclose, by line item, current period earnings adjustments to amounts that otherwise would have been recorded in previous reporting periods as if the adjustment(s) had been recognized as of the acquisition date beginning with fiscal periods after December 15, 2015. In  June  2015,  the  FASB  issued  ASU  2015-10  –  Technical Corrections and Improvements .  The  amendments  in  this  update  represent  changes  to  clarify  the Accounting  Standards  Codification  (“ASC”),  or  make  minor  improvements  to  the  ASC  that  are  not  expected  to  have  a  significant  effect  on  current  accounting practice  or  create  a  significant  administrative  cost  to  the  Partnership.  Specifically  as  it  relates  to  the  Partnership,  for  nonrecurring  fair  value  measurements estimated at a date during the reporting period other than the end of the reporting period, we are required to clearly indicate that the fair value information presented is not as of the period’s end, as well as the date or period that the measurement was determined. The effective date of this guidance varies based on the amendments in the ASU, however, the fair value portion of the ASU referred to above was effective upon its issuance. The FASB issued ASU 2015-06 – Earnings Per Share in April 2015. The amendments in this update specify that for purposes of calculating historical earnings per unit under the two-class method, the earnings (losses) of a transferred business before the date of a dropdown transaction should be allocated entirely to the general partner.  The  amendments  should  be  applied  retrospectively  for  all  financial  statements  presented.  This  ASU  will  be  effective  for  fiscal  and  interim  periods beginning  after  December  15,  2015.  The  Partnership  does  not  anticipate  that  the  adoption  of  this  ASU  will  materially  impact  our  financial  position,  results  of operations or cash flows. The FASB issued ASU 2015-03 – Interest – Imputation of Interest in April 2015. This guidance requires debt issuance costs related to our long-term debt (currently reflected as a non-current asset) to be presented on the balance sheet as a reduction of the carrying amount of the long-term debt. The Partnership will be required to  comply  with  this  ASU  beginning  in  2016.  It  requires  retrospective  application  and  we  plan  to  adopt  this  guidance  beginning  in  the  first  quarter  of  2016. Generally, the Partnership will be required to offset the debt issuance costs, net asset currently reflected as a non-current asset against the long-term debt on the Consolidated Balance Sheets. This will have the effect of reducing both total assets and total liabilities by the debt issuance costs, net amount. The  FASB  issued  ASU  2014-09  –  Revenue from Contracts with Customers in  May  2014.    ASU  2014-09  is  intended  to  clarify  the  principles  for  recognizing revenue and develop a common standard for recognizing revenue for GAAP and International Financial Reporting Standards that is applicable to all organizations.  In  August  2015,  the  FASB  issued  ASU  2015-14,  Revenue from Contracts with Customers – Deferral of the Effective Date ,  delaying  the  effective  date  to implement this guidance for the Partnership to 2018. We are currently evaluating the impact of this ASU on the Partnership.  We do not anticipate that the adoption of this ASU will materially impact our financial position, results of operations or cash flows. 86                       Table Of Contents 3. Business Combinations 2015 Business Combinations Brown Integrity, LLC CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued On May 6, 2015, the Partnership acquired a 51% interest in Brown, a pipeline integrity services business focused on hydrostatic testing. The purchase price was $10.4 million (net of cash acquired) and was financed through the Partnership’s credit facilities.  In addition, provisions in the purchase agreement provide for  earn-out  payments  totaling  up  to  $9.5  million  dependent  upon  Brown’s  achieving  certain  financial  milestones  over  a  two-year  period  post-acquisition. Based on actual results since acquisition and forecasted results through the remainder of the earn-out period, we have not recorded a liability for the contingent consideration associated with this earn-out as it is currently considered remote that an earn-out will be earned and paid. The Partnership also has the right, but not the obligation, to acquire the remaining 49% of Brown commencing May 1, 2017 pursuant to a formula that would yield a maximum additional purchase price of $28.0 million in any combination of cash and Partnership units. The effective date of the transaction was May 1, 2015. The acquisition of Brown qualified as a business combination and was accounted for under the acquisition method of accounting. We have recognized amounts for  identified  tangible  and  intangible  assets  acquired  and  liabilities  assumed  at  their  estimated  acquisition  date  fair  values  based  on  discounted  cash  flow projections, estimated replacement  cost and other valuation techniques. The Partnership used an estimate of replacement  cost, based on comparable market prices, to value the acquired property and equipment and utilized discounted cash flows to value the intangible assets. Key assumptions used in the valuations included  projections  of  future  operating  results  and  the  Partnership’s  estimated  weighted  average  cost  of  capital.  Due  to  the  unobservable  nature  of  these inputs, these estimates are considered Level 3 fair value estimates.   The preliminary allocated purchase price and assessment of the fair value of the assets acquired and liabilities assumed as of the purchase date were as follows: Cash Accounts receivable Other current assets Property and equipment Intangible assets: Customer relationships Trade names and trademarks Non-competition agreements Goodwill Current liabilites Non-controlling interests Net assets acquired 87 (in thousands) 175  3,229  108  2,578  3,128  2,049  143  9,992  21,402  1,294  9,497  10,611    $   $                                                                                   Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Intangible assets are amortized on a straight-line basis over periods ranging from 5 – 10 years. Goodwill represents the excess of the purchase price and the fair value  of  non-controlling  interests  over  the  fair  value  of  identified  tangible  and  intangible  assets  less  the  fair  value  of  liabilities  assumed.  The  Partnership believes that the locations, synergies created, and the projected future cash flows of Brown merit the recognition of this asset. The goodwill is fully deductible for income tax purposes by our partners.  The operating results of Brown are included in our Integrity Services segment which was created during the second quarter of 2015 in conjunction with the Brown acquisition (see Note 14). Summarized as reported and pro forma information for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013 follows: Revenues - as reported Revenues - pro forma Net income (loss) - as reported Net income (loss) - pro forma   $   $ 2015 Years ended December 31, 2014 (in thousands) 2013 371,191    $ 375,423      404,418    $ 419,013      249,133  258,877  4,091    $ 3,427      (15,179)   $ (13,984)     4,355  6,572  These pro forma results are for comparative purposes only and may not be indicative of the results that would have occurred had the acquisition happened as of the beginning of the periods presented or results that may be attained in the future. TIR Entities Effective  February  1,  2015,  the  Partnership  acquired  the  remaining  49.9%  interest  in  the  TIR  Entities  previously  held  by  affiliates  of  Holdings  for  $52.6 million. We financed this acquisition with borrowings under our acquisition revolving credit facility (see Note 7). The amount paid in excess of the previously recorded  non-controlling  interest  in  the  TIR  Entities  has  been  reflected  in  the  Consolidated  Statement  of  Owners’  Equity  as  a  distribution  to  the  General Partner. 2014 Business Combination SWD Acquisition Effective  December  1, 2014, we acquired  a recently  constructed  commercial  SWD facility  from  SBG Energy (a related  party) for a total purchase  price  of approximately $1.7 million. The facility had minimal operating activity prior to the acquisition.  The acquisition qualified as a business combination and was accounted for under the acquisition method of accounting.  Accordingly, we recognized amounts for identifiable assets acquired and liabilities assumed at their estimated  acquisition  date  fair  values.    The  Partnership  used  various  assumptions  to  determine  fair  value  including,  but  not  limited  to,  replacement  costs, liquidation values and future cash flows on a discounted basis.  The acquisition was funded with borrowings from our credit facility. The fair value of the assets acquired and liabilities assumed as of the purchase date were as follows: Current assets Property and equipment Intangible assets: Contracts Current liabilites Asset retirement obligation Net assets acquired (in thousands) 50  1,837  241  2,128  386  1  1,741    $   $ In addition to the amounts reflected above, the Partnership incurred additional capital costs of approximately $0.4 million to complete the SWD facility. 88                                                                                                                                                                    Table Of Contents 2013 Business Combinations TIR Entities Acquisition CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued As discussed in Note 2, Holdings acquired a controlling interest in the TIR Entities on June 26, 2013.  This transaction qualified as a business combination and therefore,  the  assets  and  liabilities  were  recorded  at  their  fair  value  under  the  acquisition  method  of  accounting.    Holdings  used  various  assumptions  to determine fair value including, but not limited to, replacement costs, liquidation values, future cash flows on a discounted basis, pay-off values and average industry royalty rates.  Due to the unobservable nature of these assumptions, these fair value measurements are considered to be Level 3 fair value estimates. The fair value of the assets and liabilities acquired as of June 26, 2013 were as follows: Cash Other working capital, net Property and equipment Intangible assets: Customer relationships Trade names and trademarks Inspector database Goodwill Mezzanine debt Factoring debt Net assets acquired 89 (in thousands) 10,108  33,990  1,075  21,380  10,850  2,080  40,638  120,121  19,756  36,748  63,617    $   $                                                                           Table Of Contents SBG Disposal Acquisition CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Effective October 1, 2013, the Partnership acquired certain assets, including certain property and equipment, SWD facility management contracts, including contracts  to provide services  to the Partnership’s  SWD facilities,  a 25% interest  in a SWD facility  and certain  working capital  from SBG Disposal LLC, a subsidiary  of  SBG  Energy,  in  exchange  for  $0.5  million  from  available  cash  on  hand  and  a  49%  ownership  in  CES  LLC.    In  conjunction  with  a  previous acquisition, the Partnership had assigned a fair value of $0.2 million to an option to purchase these assets.  The exercise of this option, along with the cash purchase price, totaled $0.7 million.  In addition, the 49% interest in CES LLC had a fair value of $0.7 million resulting in total consideration of $1.4 million. The acquisition qualified as a business combination and was accounted for under the acquisition method of accounting.  Accordingly, we recognized amounts for identifiable assets acquired and liabilities assumed at their estimated acquisition date fair values.  The Partnership used a discounted cash flow model to value the customer relationships and the 25% interest in the SWD facilities and made market assumptions for the estimation of future water to be disposed of as discussed in Note 2.  The Partnership also used an estimate of replacement cost to value the acquired property and equipment.  Due to the unobservable nature of the inputs, these estimates of the fair value of the acquired wells were considered Level 3 fair value estimates.  The purchase price and assessment of the fair value of the assets acquired and liabilities assumed as of the purchase date for the SBG Disposal acquisition were as follows: Current assets Property and equipment Intangible assets: Customer relationships Goodwill Current liabilities Net assets acquired The customer relationships are amortized over a five year period. 90 (in thousands) 35  300  150  971  1,456  35  1,421    $   $                                                             Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 4. Property and Equipment Property and equipment consist of the following, recorded at cost, as of December 31, 2015 and 2014: Asset Category Useful Lives (years) 2015 2014 December 31, Land Land improvements Buildings and leasehold improvements Facilities, wells and equipment Computer and office equipment Vehicles and other Less accumulated depreciation Net property and equipment   15 30 - 39 5 - 15 3 - 9 3 - 5      $      $ (in thousands) 2,114    $ 848      1,396      17,711      1,213      424      23,706      (5,369)     18,337    $ 2,049  1,143  1,056  22,666  816  148  27,878  (3,538) 24,340  Depreciation expense is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of the assets.  Depreciation expense was $3.1 million, $4.1 million and $4.1 million for the Partnership for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively, of which $0.6 million, $0.2 million and $0.1 million was included as a component of costs of services for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively.  Additionally, as a result of our impairment analysis, we wrote down the value of certain property and equipment which resulted in a decrease in accumulated depreciation of $1.3 million, $4.3 million $0.6 million in 2015, 2014 and 2013, respectively. During 2015, 2014 and 2013, the Partnership recognized impairments of property and equipment at a number of its SWD facilities.  At each of these facilities, the Partnership has experienced revenue and volume decreases due to lower commodity pricing and increasing competition and has forecasted decreases in drilling activity  affecting  volumes  and  revenues  over  the  remaining  life  of  the  underlying  assets.    Given  these  indicators  of  impairment,  the  Partnership  compared  its estimates of undiscounted future cash flows from the facilities to the carrying amounts of the long-lived assets of the facilities, and determined they were no longer recoverable  and  were  impaired.  The  Partnership  recognized  impairments  on  the  facilities  totaling  $6.6  million,  $12.8  million  and  $3.4  million,  included  in  the impairments caption on the Consolidated Statement of Operations for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013. The following table summarizes the impaired property and equipment in our W&ES segment for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013: Asset Category Land Land improvements Buildings and leasehold improvements Facilities, wells and equipment Computer and office equipment Vehicles and other Accumulated depreciation Net book value of impaired properties prior to impairment Estimated fair market value of impaired properties as of date of impairment Impairments 2015 Year Ended December 31, 2014 (in thousands) 2013   $   $ 587    $ 385      568      6,951      4      5      8,500      (1,268)     7,232      587      6,645    $ 1,527    $ 2,034      1,054      19,679      5      10      24,309      (4,296)     20,013      7,241      12,772    $ 126  900  169  3,756  -  -  4,951  (401) 4,550  1,124  3,426  Fair value was determined using expected future cash flows, which is a Level 3 input as defined in Accounting Standards Codification (“ASC”) 820, Fair Value Measurement .  The cash flows are those expected to be generated by the market participants, discounted at the Partnership’s estimated cost of capital.  Because of the  uncertainties  surrounding  the  SWD  facilities  and  the  market  conditions,  including  the  Partnership’s  ability  to  generate  and  maintain  sufficient  revenues  to operate the facilities profitably, our estimate of expected future cash flows may change in the near term resulting in the need to further adjust our determinations of fair value. 91                                                                                                                                                                                                                                Table Of Contents 5. Goodwill CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Goodwill represents the excess of cost over fair value of the assets and liabilities of businesses acquired.  Changes in goodwill are as follows: Balance - December 31, 2013 Impairments Foreign currency translation Balance - December 31, 2014 Goodwill from business combination Foreign currency translation Balance - December 31, 2015 PIS IS W&ES Total   $   $ 40,618    $ -      (148)     40,470      -      (264)     40,206    $ (in thousands) -    $ -      -      -      9,992      -      9,992    $ 34,848    $ (19,773)     -      15,075      -      -      15,075    $ 75,466  (19,773) (148) 55,545  9,992  (264) 65,273  Goodwill is not amortized, but is subject to annual reviews on November 1 for impairment at a reporting unit level.  The reporting unit or units used to evaluate and measure  goodwill  for  impairment  are  determined  primarily  from  the  manner  in  which  the  business  is  managed  or  operated.    A  reporting  unit  is  an  operating segment or a component that is one level below an operating segment.  In accordance with ASC 350 “ Intangibles — Goodwill and Other ”, we have assessed the reporting unit definitions and determined that at December 31, 2015, PIS, IS and W&ES and at December 31, 2014, PIS and W&ES are the appropriate reporting units for testing goodwill impairment.  The accounting estimate relative to assessing the impairment of goodwill is a critical accounting estimate for each of our reporting segments. For our PIS and IS reporting units, we performed qualitative assessments to determine whether the fair values of the reporting units were more likely than not less than their carrying values.  Our evaluations consisted of assessing various qualitative factors including current and projected future earnings, capitalization, current customer relationships and projects and the impact of lower crude oil prices on our earnings.  The qualitative assessments on these reporting units indicated that there  was  no  need  to  conduct  further  quantitative  testing  for  goodwill  impairment,  nor  did  our  analysis  indicate  the  reporting  units  were  at  risk  for  potential goodwill  impairment.    Different  judgments  from  those  we  used  in  our  qualitative  analyses  could  result  in  the  requirement  to  perform  quantitative  goodwill impairment analyses. For our W&ES segment, after giving consideration to certain qualitative factors including trends in the energy industry and recorded impairments of property and equipment,  we elected  to perform  a quantitative  goodwill impairment  analysis.  We computed the fair  value  of the reporting  unit  employing multiple  valuation methodologies,  including  a  market  approach  (market  price  multiples  of  comparable  companies)  and  an  income  approach  (discounted  cash  flow  analysis).    This approach  is  consistent  with  the  requirement  to  utilize  all  appropriate  valuation  techniques  as  described  in  ASC  820-10-35-24  “  Fair Value Measurements and Disclosures .”    Given  recent  declines  in  the  price  of  crude  oil  and  the  related  impact  on  the  valuations  of  energy  related  companies,  relevant  market  data  was difficult to obtain and was of limited usefulness.  Accordingly, we relied heavily on the use of the income approach for the valuation of the reporting unit. The  W&ES  segment  has  experienced  increased  competition  in  the  regions  in  which  we  operate  which  has  resulted  in  declining  volumes  and  increased  pricing pressure.  Steady and continued declines in oil prices have intensified competitive pressures and had a direct impact on our revenues.  Many of our customers have announced significantly reduced drilling programs in the Bakken.  The decline in drilling will directly impact the amount of flowback and produced water that we process  and  dispose.    The  energy  downturn  is  also  expected  to  continue  to  negatively  impact  our  pricing  as  our  customers  look  for  ways  to  reduce  costs.    In addition, as we process lower water volumes, in particular flowback water volumes directly attributable to drilling, we will recover less skim oil.  Based on our quantitative analysis, we determined that goodwill for W&ES was not impaired as of our 2015 annual review date. Because additional SWD property and equipment were impaired in the fourth quarter due to continued declines in disposed volumes and depressed prices, we updated our W&ES valuation through December 31, 2015. Based on these 2015 analyses, we determined that the carrying value of the W&ES reporting unit was less than the estimated fair market value and therefore, there was no goodwill impairment adjustment for 2015. In 2014, we determined that the carrying value of the W&ES reporting unit exceeded the  fair  value  of  the  reporting  unit  resulting  in  a  goodwill  impairment  charge  of  $19.8  million.    Additionally,  further  unfavorable  changes  in  the  future  are reasonably possible, and therefore, it is possible that we may incur additional impairment charges in the near future. 92                                                                                 Table Of Contents 6. Intangible Assets CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Intangible assets consist of the following at December 31, 2015 and 2014: Customer relationships Contracts Non-compete agreements Trademarks and trade names Inspector database Less accumulated amortization Net intangibles Useful Lives (years) 2015 2014 December 31, 5 - 20   3   3   10     10       $      $ (in thousands) 24,257    $ 241      143      12,067      2,080      38,788      (6,302)     32,486    $ 21,510  241  60  10,135  2,080  34,026  (3,781) 30,245  Amortization expense for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013 was $2.8 million, $2.4 million and $1.3 million respectively. Future amortization expense of our intangible assets is estimated to be as follows: Year Ending December 31, ( in thousands ) 2016 2017 2018 2019 2020 Thereafter   $   $ 2,914  2,914  2,828  2,804  2,783  18,243  32,486  During the year ended December 31, 2013, the Partnership determined that one of its trade names in PIS was impaired and recorded an impairment charge of $0.7 million. 93                                                                                                                                                                                   Table Of Contents 7. Credit Agreement CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The Partnership is party to a credit agreement (as amended, the “Credit Agreement”) that provides up to $200.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations. The Credit Agreement includes a working capital revolving credit facility (“WCRCF”) which provides up to $75.0 million in borrowing capacity to fund working capital needs and an acquisition revolving credit facility (“ARCF”) which provides up to $125.0 million in borrowing capacity to fund acquisitions and expansion projects.  In addition,  the Credit Agreement  provides for an accordion  feature  that allows us to increase  the availability  under the facilities  by an additional $125.0 million. The Credit Agreement matures December 24, 2018. At December 31, 2015 and 2014, outstanding borrowings under the Credit Agreement totaled $140.9 million and $77.6 million, respectively. Borrowings under the WCRCF totaled $52.0 and $50.0 million at December 31, 2015 and 2014, respectively. Borrowings under the WCRCF are limited by a monthly borrowing base calculation as defined in the Credit Agreement.  If, at any time, outstanding borrowings under the WCRCF exceed the Partnership’s calculated borrowing base, principal  in  the  amount  of  the  excess  is  due  upon  submission  of  the  borrowing  base  calculation.    Borrowings  under  the  ARCF  totaled  $88.9  million  and  $27.6 million at December 31, 2015 and 2014, respectively. Available borrowings under the ARCF may be limited by certain financial covenant ratios as defined in the agreement. The obligations under our Credit Agreement are secured by a first priority lien on substantially all assets of the Partnership. All borrowings under the Credit Agreement bear interest, at our option, on a leveraged based grid pricing at (i) a base rate plus a margin of 1.25% to 2.75% per annum (“Base Rate Borrowing”) or (ii) an adjusted LIBOR rate plus a margin of 2.25% to 3.75% per annum (“LIBOR Borrowings”).  The applicable margin is determined based on the leverage ratio of the Partnership, as defined in the Credit Agreement.  Generally, the interest rate on our Credit Agreement borrowings ranged between 2.68% and 4.17% for the year ended December 31, 2015 and 2.65% and 3.50% for the year ended December 31, 2014.  Interest on Base Rate Borrowings  is  payable  monthly.    Interest  on  LIBOR  Borrowings  is  paid  upon  maturity  of  the  underlying  LIBOR  contract,  but  no  less  often  than  quarterly.  Commitment fees are charged at a rate of 0.50% on any unused credit and are payable quarterly.  Interest paid during the years ended December 31, 2015 and 2014 was $5.2 million and $3.1 million, respectively, including commitment fees. Our Credit Agreement contains various customary affirmative and negative covenants and restrictive provisions.  Our Credit Agreement also requires maintenance of certain financial covenants, including a combined total adjusted leverage ratio (as defined in our Credit Agreement) of not more than 4.0 to 1.0 and an interest coverage ratio (as defined in our Credit Agreement) of not less than 3.0 to 1.0.  At December 31, 2015, our total adjusted leverage ratio was 3.07 to 1.0 and our interest coverage ratio was 4.84 to 1.0, pursuant to the Credit Agreement.  Upon the occurrence and during the continuation of an event of default, subject to the terms and conditions of our Credit Agreement, the lenders may declare any outstanding principal of our Credit Agreement debt, together with accrued and unpaid interest,  to  be  immediately  due  and  payable  and  may  exercise  the  other  remedies  set  forth  or  referred  to  in  our  Credit  Agreement.  We  expect  to  remain  in compliance with all of our financial debt covenants throughout the next twelve months. In addition, our Credit Agreement restricts our ability to make distributions on, or redeem or repurchase, our equity interests.  However, we may make distributions of  available  cash  so  long  as,  both  at  the  time  of  the  distribution  and  after  giving  effect  to  the  distribution,  no  default  exists  under  our  Credit  Agreement,  the borrowers and the guarantors are in compliance with the financial covenants, the borrowing base (which includes 100% of cash on hand) exceeds the amount of outstanding  credit  extensions  under  the  WCRCF  by  at  least  $5.0  million  and  at  least  $5.0  million  in  lender  commitments  are  available  to  be  drawn  under  the WCRCF. On May 4, 2015, the Partnership and the Partnership’s lenders entered into Amendment No. 2 to the Credit Agreement (“Amendment”), which amended the Credit Agreement to, among other matters, (i) allow each of Tulsa Inspection Resources – Canada ULC and Foley Inspection Services ULC to join the Credit Agreement as  an  additional  borrower  under  the  Credit  Agreement,  and  (ii)  amend  certain  other  provisions  of  the  Credit  Agreement  as  more  specifically  set  forth  in  the Amendment. 94                       Table Of Contents The following table reflects the changes in long-term debt during the year: CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Long-term debt Balance - December 31, 2014 Incremental borrowings: Acquisition of TIR Entities (remaining 49.9%) Acquisition of 51% of Brown Balance - December 31, 2015 Weighted average interest rate at December 31, 2015 8. Income Taxes Working Capital Revolving Credit Facility Acquisition Revolving Credit Facility (in thousands, except %'s) Total   $   $ 50,000    $ 27,600    $ 77,600  -  2,000  52,000    $ 3.7%    52,600  8,700  88,900    $ 4.1%    52,600  10,700  140,900  As a limited partnership, we generally are not subject to federal, state or local income taxes.  The tax on the net income of the Partnership is generally borne by the individual partners.  We have Canadian activity that remains taxable in Canada.  In addition, we own three entities which have elected to be taxed as corporations for U.S. federal income tax purposes.  The amounts recognized as income tax expense, income taxes payable, deferred tax assets and deferred tax liabilities on the Consolidated Financial Statements represent the Canadian and U.S. taxes referred to above, as well as partnership-level taxes levied by various states (primarily Texas).   From January 1, 2013 to December 9, 2013, Tulsa Inspection Resources, Inc. (“TIR Inc.”), the predecessor of the TIR Entities, operated as a taxable corporation.  On  December  9,  2013,  TIR  Inc.  converted  to  a  Limited  Liability  Company  (“LLC”).  The  Partnership  recognized  a  one-time  tax  provision  of  $15.0  million associated with the gain on the deemed sale of TIR Inc. associated with the conversion to a pass-through entity. To calculate the gain on conversion, the Partnership determined the fair value of the assets and liabilities as of the date of conversion.  We used various assumptions to determine fair value including, but not limited to,  estimating  replacement  costs,  liquidation  values,  future  cash  flows  on  a  discounted  basis,  pay-off  values  and  average  industry  royalty  rates.    Due  to  the unobservable nature of the assumptions used in the valuation analysis, these fair value measurements are considered to be Level 3 fair value measurements.  The resulting fair value of TIR Inc. was used as the hypothetical proceeds under the deemed sale at conversion and the tax provision was calculated on the resulting gain.    The  tax  expense  associated  with  the  conversion  of  TIR  Inc.  on  December  9,  2013  is  included  in  income tax expense on  the  Consolidated  Statement  of Operations for the year ended December 31, 2013. 95                                                                                                                                                          Table Of Contents Significant components of income tax expense (benefit) are as follows for the years ended December 31:  CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Current tax expense (benefit) Federal State Canadian Total Deferred tax expense (benefit) Federal State Canadian Total Total income tax expense 2015 2014 (in thousands) 2013   $   $ (123)   $ 501      6      384      45      13      10      68      452    $ 38    $ 332      100      470      (12)     (3)     13      (2)     468    $ 14,714  2,462  285  17,461  (1,553) (390) (281) (2,224) 15,237  Current deferred tax assets and liabilities of the Partnership mainly relate to Canadian net operating losses, offset by prepaid expenses. Non-current deferred tax assets and liabilities are primarily attributable to accumulated amortization of intangible assets. The Canadian net operating loss expires in 2026 and as such, the Partnership has made no valuation allowance against this deferred tax asset as of December 31, 2015 or 2014.  The  following  table  reconciles  the  differences  between  the  U.S.  federal  statutory  rate  of  35%  to  the  Partnership’s  income  tax  expense  on  the  Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31: 2015 2014 (in thousands) 2013 Tax (benefit) computed at statutory rate of 35% (Income) loss not subject to federal taxes State income taxes, net of federal benefit Tax on conversion of TIR, Inc. to pass through entities Other Total income tax expense   $   $ 1,590    $ (1,790)     514      -      138      452    $ (5,149)   $ 5,274      326      -      17      468    $ 6,857  (4,793) 535  12,892  (254) 15,237  The Internal Revenue Service commenced an income tax audit of the 2012 Tulsa Inspection Resources, Inc. (the predecessor of the TIR Entities) federal income tax return beginning in January 2016. The Omnibus Agreement discussed in Note 12 provides that Holdings will indemnify us for certain liabilities associated with operations prior to the closing of the IPO should they arise in the course of this examination. As of this point in time, there have been no audit adjustments made to that corporate income tax return as filed. Tax years that remain subject to examination by various taxing authorities for each of our consolidated entities include the years 2012 through 2015. 96                                                                                                                   Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 9. Parent Net Investment and Owners’ Equity Parent Net Investment For the periods prior to the IPO, the net equity of the contributed entities is included in parent net investment attributable to controlling interest in the Consolidated Statement of Owners’ Equity as of December 31, 2013 . Also, prior to the IPO, CEP LLC provided treasury and accounts payable services for Holdings and other affiliates.  Amounts paid on behalf of Holdings and its affiliates, net of cash transfers from Holdings, are included as a component of parent net equity.  Cumulative advances for the periods prior to the IPO as of December 31, 2014 and 2013 were $0.2 million and $3.5 million, respectively. Common Units and Subordinated Units As of December 31, 2015, there are 5,920,467 common units and 5,913,000 subordinated units outstanding.  Items of income / loss are allocated to common units and subordinated units equally.  The common unitholders will have the right to receive the minimum quarterly cash distributions of $0.3875 per common unit, plus any arrearages in the payment of the minimum quarterly distributions on the common units from prior quarters, before any distributions of available cash may be made  on  the  subordinated  units.    These  units  are  deemed  “subordinated”  because,  for  the  subordination  period  as  defined  in  our  offering  documents,  the subordinated units will not be entitled to receive any distributions until the common units have received the minimum quarterly distribution plus any arrearages from prior quarters.  Furthermore, no arrearages will be paid on the subordinated units.  For the years ended December 31, 2015 and 2014, there were no limitations or arrearages related to the quarterly distributions made by the Partnership. Incentive Distribution Rights Our General Partner owns a 0.0% non-economic general partnership interest in the Partnership, which does not entitle it to receive cash distributions.  Our General Partner holds incentive distribution rights (“IDRs”), which represent the right to receive an increasing percentage (15%, 25% and 50%) of quarterly distributions of available cash from operating surplus after the minimum quarterly distribution and target distribution levels have been achieved. The General Partner would begin receiving incentive distribution payments when the quarterly cash distribution exceeds $0.445625 per unit.  There were no incentive distribution payments in 2015 or 2014. 97                     Table Of Contents 10. Major Customers CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued For  the  year  ended  December  31,  2015  and  2014,  three  customers  individually  exceeded  10%  of  our  consolidated  total  revenues:  Enbridge  Energy  Partners, Enterprise Products Partners and Plains All America Pipeline.  For the year ended December 31, 2013, Enbridge Energy Partners and Enterprise Products Partners each individually made up more than 10% of total consolidated revenues.  No other customer accounted for more than 10% of our consolidated revenues during these years. Revenues from these customers resulted from inspection operations, which are activities conducted by our PIS segment. 11. Equity Compensation Partnership Long-Term Incentive Plan (“LTIP”) Effective at the closing of the IPO, our General Partner adopted an LTIP that authorized up to 1,182,600 units, representing 10% of the initial outstanding units.  Certain  directors  and  employees  of  the  Partnership  have  been  awarded  Phantom  Restricted  Units  (“Units”)  under  the  terms  of  the  LTIP.    The  fair  value  of  the awards issued is determined based on the quoted market value of the publically traded common units at each grant date, adjusted for a forfeiture rate, and other discounts  attributable  to  the  awarded  units.    This  valuation  is  considered  a  Level  3  measurement  under  the  fair  value  measurement  hierarchy.    Compensation expense is recognized straight-line over the vesting period of the grant.  Prior to 2015, Holdings reimbursed the Partnership for the direct expense of the awards and allocated the expense to us through the annual administrative fee provided for under the terms of our amended and restated omnibus agreement (see Note 12).  For the years ended December 31, 2015 and 2014, compensation expense of $1.2 million and $0.5 million, respectively was recorded under the LTIP.  The following table sets forth the grants and forfeitures of Units under the LTIP for the years ended December 31, 2015 and 2014: Units at January 1, 2014 Units granted Units forfeited Units at December 31, 2014 Units granted Units vested and issued Units forfeited Units at December 31, 2015 Number of Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit -      178,264    $ (19,911)   $ 158,353    $ 230,310    $ (7,467)   $ (19,498)   $ 361,698    $ 17.96  (16.78) 18.11  12.08  (19.72) (16.92) 14.30  Outstanding Units issued to directors vest ratably over a three year period from the date of grant.  Units granted to employees vest over either five year, three year or eighteen month periods from the date of grant. For the five year awards, one third vests at the end of the third year, one third at the end of the fourth year and one third at the end of the fifth year. The eighteen month awards vest 100% at the end of the vesting period. Certain Units issued in the third quarter of 2015 vest 100% at the end of three years if certain performance measures are met as outlined in the performance award grant. Some of the awards vest in full upon the occurrence of certain events as defined in the LTIP agreement. Total unearned compensation associated with the LTIP at December 31, 2015 and 2014 was $3.4 million and $2.1 million, respectively, with an average remaining life of 3.3 years and 3.9 years, respectively. In  conjunction  with  the  IPO,  phantom  profits  interest  units  previously  issued  under  a  previous  LTIP  were  exchanged  for  44,250  Units  under  the  Partnership’s LTIP.  Vesting under all of the exchanged awards was retroactive to the initial grant date.  The awards are considered for all purposes to have been granted under the Partnership’s LTIP.  In addition, at IPO, certain profits interest units previously issued were converted into 44,451 subordinated units of the Partnership outside of  the  LTIP.    Vesting  for  the  subordinated  units  is  retroactive  to  the  initial  grant  date.    Compensation  expense  associated  with  the  subordinated  units  was  $0.1 million and $0.3 million for the years ended December 31, 2015 and 2014, respectively.  The exchange of the phantom profits interest units and the profits interest units  resulted  in  the  reversal  of  the  existing  equity  compensation  liability  of  $0.1  million  in  the  first  quarter  of  2014  as  the  new  awards  were  accounted  for  as equity. The unearned compensation related to the subordinated units was $0.3 million with an average remaining life of 2.1 years. TIR Entities Stock Option Plan On January 1, 2011, TIR Inc., executed  a Stock Option Plan to allow certain  share based compensation  to be issued to employees,  non-employee  directors  and contractors.  Under the plan, TIR Inc. could award up to 14 shares of common stock from authorized unissued shares or shares held in treasury.  At the discretion of the administrator of the Stock Option Plan, employees, non-employee directors and consultants may be granted awards in the form of incentive stock options, non- qualified stock options or restricted shares, any of which may be service, market or performance based awards. Total compensation expense recognized related to the non-qualified stock options issued was $0.2 million for the period from June 26, 2013 through December 31, 2013. 98                                                                                                  Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued During 2013, the TIR Entities’  board authorized  the vesting of certain  management  options.  Management  opted to execute  the vested options using a cashless exercise, net of employee owed taxes, after which the issued shares were subsequently sold to Cypress Energy Partners – TIR, LLC (“CEP-TIR”).  TIR Inc. paid the employee taxes owed of $0.6 million, recording the payment as a purchase of treasury shares.  The shares were purchased from the employees at their estimated fair  value,  which  was  determined  based  on  several  factors  including  the  average  price  of  recent  share  transactions  between  affiliated  and  non-affiliated  parties. Compensation expense was recognized for the excess of the fair value of the shares received over the price paid for the shares, totaling $1.75 million.  The tax benefit associated with the employee compensation totaled $0.7 million, of which $0.2 million was included in the 2013 tax provision, offsetting the cumulative tax benefit from compensation expense previously recorded by TIR Inc.  The remaining $0.5 million, representing the additional tax benefit in excess of the tax benefit from  options previously  expensed  by TIR Inc.,  is included  as a reduction  of equity.   Additionally,  certain  management  options were forfeited  as a result  of the conversion of TIR Inc. to a pass-through entity on December 9, 2013. Option activity and changes during 2013 were as follows: Outstanding at June 26, 2013 Exercised Forfeited or expired Outstanding at December 31, 2013 12. Related-Party Transactions Omnibus Agreement Quantity (in shares) Intrinsic Value (in thousands) 7    $ (5)     (2)     -    $ 2,450  (1,750) (700) -  Effective  as  of  the  closing  of  the  IPO,  we  entered  into  an  omnibus  agreement  with  Holdings  and  other  related  parties.  The  omnibus  agreement,  as  amended  in February 2015, governs the following matters, among other things: ● ● ● our  payment  of  an  annual  administrative  fee  in  the  amount  of  $4.04  million  and  $4.0  million  for  the  years  ended  December  31,  2015  and  2014, respectively, to be paid in quarterly installments (pro-rated in 2014 from the IPO date) to Holdings for providing certain partnership overhead services, including certain executive management services by certain officers of our General Partner, and payroll services for substantially all employees required to manage and operate our businesses.  This fee also includes the incremental general and administrative expenses we incur as a result of being a publicly traded partnership; our  right  of  first  offer  on  Holdings’  and  its  subsidiaries’  assets  used  in,  and  entities  primarily  engaged  in,  providing  SWD  and  other  water  and environmental services; and indemnification  of  us  by  Holdings  for  certain  environmental  and  other  liabilities  (including  income  tax  liabilities),  including  events  and  conditions associated with the operation of assets that occurred prior to the closing of the IPO and our obligation to indemnify Holdings for events and conditions associated  with  the  operation  of  our  assets  that  occur  after  the  closing  of  the  IPO  and  for  environmental  liabilities  related  to  our  assets  to  the  extent Holdings is not required to indemnify us. So long as Holdings controls our General Partner, the omnibus agreement will remain in full force and effect, unless we and Holdings agree to terminate it sooner.  If Holdings ceases to control our General Partner, either party may terminate the omnibus agreement, provided that the indemnification obligations will remain in full force and effect in accordance with their terms.  We and Holdings may agree to further amend the omnibus agreement; however, amendments that the General Partner determines are adverse to our unitholders will also require the approval of the Conflicts Committee of our Board of Directors. The amount charged by Holdings under the omnibus agreement for the years ended December 31, 2015 and 2014 was $4.04 million and $3.8 million (2014 amount pro-rated from the IPO date) and is reflected in general and administrative in the Consolidated Statements of Operations.  As of December 31, 2015, there was $1.0 million included in accounts payable – affiliates on the Consolidated Balance Sheets associated with the fourth quarter omnibus liability. The amount was paid to Holdings in March 2016. Additional expenses were incurred in the years ended December 31, 2015 and 2014 by Holdings in support of the Partnership totaling $0.6 million and $0.5 million, respectively. These expenses were also allocated to the Partnership and are reflected in general and administration in the Statements of Operations and as a contribution attributable to General Partner on the Consolidated Statement of Owners’ Equity. 99                                                                                                                                 Table Of Contents Other Related Party Transactions CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued A current board member and business partner in North Dakota has an ownership interest in entities with which the Partnership transacts business including: ● Creek Energy Services, LLC (“Creek,” – formerly Rud Transportation, LLC) – Total revenue recognized by the Partnership from Creek was $1.1 million, $2.1 million and $1.8 million for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively.  Accounts receivable from Creek was $0.1 million and $0.3 million at December 31, 2015 and 2014, respectively, and is included in trade accounts receivable, net in the Consolidated Balance Sheets. ● ● ● SBG Pipeline SW 3903, LLC (“3903”) – Total revenue recognized by the Partnership from 3903 was $0.6 million for the year ended December 31, 2015, prior to the sale of the ownership interest to an unrelated third party effective June 30, 2015. There were no revenues received from 3903 for the years ended December 31, 2014 and 2013.  Effective June 1, 2015, an affiliate of SBG Energy assigned and transferred its 49% membership interest in Cypress Energy Services, LLC (“CES LLC”) to the Partnership for one dollar (the “CES Transaction”). As a result, the Partnership now owns 100% of CES LLC. Because we already controlled and consolidated CES LLC in our Consolidated Financial Statements, the previously recorded non-controlling interest in CES LLC has been reflected in the Consolidated Statement of Owners’ Equity as an increase in equity of $0.9 million for our common and subordinated unitholders. The  CES  Transaction  was  completed  in  conjunction  with  another  transaction  with  SBG  Energy  effective  July  1,  2015.  On  that  date,  the  Partnership waived its rights  to purchase  and its  rights  of first  refusal  related  to certain  SWD assets  pursuant  to a previous  option agreement  with SBG Energy in exchange  for  $1.0  million.  The  $1.0  million  payment  has  been  reflected  in  gain on waiver of right of purchase and o ther, net on  the  Consolidated Statements of Operations for the year ended December 31, 2015. SBG Disposal, LLC (“SBG Disposal”) – Prior to the acquisition of certain assets and management fee contracts by CES LLC effective October 1, 2013, SBG Disposal provided staffing, management and back office services for a portion of the Partnership’s SWD facilities.  SBG Disposal is a wholly owned subsidiary of SBG Energy and provided services totaling $1.8 million for the year ended December 31, 2013. These costs are included in costs of services on the Consolidated Statements of Operations. Effective October 1, 2013, the Partnership provides management services to a 25% owned investee company, Alati Arnegard, LLC (“Arnegard”).  Management fee revenue earned from Arnegard totaled $0.7 million, $0.6 million and $0.2 million for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively.  Accounts receivable  from  Arnegard  totaled  $0.1  million  at  December  31,  2015  and  2014  and  is  included  in  trade accounts receivable, net on  the  Consolidated  Balance Sheets. Effective  October  1,  2013,  the  Partnership  began  outsourcing  staffing  and  payroll  services  to  an  affiliated  entity,  Cypress  Energy  Management  –  Bakken Operations, LLC (“CEM-BO”).  CEM-BO was owned 49% by SBG Energy. Effective June 1, 2015, Holdings acquired the 49% ownership interest of CEM-BO and now owns 100% of CEM-BO.  Total employee related costs paid to CEM-BO prior to the acquisition of the 49% ownership interest on June 1, 2015 were $1.2 million, $3.0 million and $0.8 million for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013, respectively.  Included in accounts payable on the Consolidated Balance Sheets was $0.2 million at December 31, 2014 related to this arrangement. There were no accounts payable due CEM-BO at December 31, 2015. During 2013, PIS had business activity with Contract Pro, a non-affiliated Canadian company owned by two former Foley Inspection Services, ULC (“TIR-Foley”) employees.  Contract Pro offers employment services to specific individuals that could not otherwise be employed or placed by TIR-Foley.  TIR-Foley invoiced customers for the services of the Contract Pro employees and made the associated payments to Contract Pro, while keeping a portion of the proceeds.  In addition, Contract Pro reimbursed TIR-Foley for certain services, as the company shared TIR-Foley offices for a portion of the 2013 calendar year.  During 2013, Contract Pro separated their operations from TIR-Foley’s offices and the owners of Contract Pro resigned their employment positions with TIR-Foley.  The payments, net of Contract Pro reimbursements, made by TIR-Foley and TIR-Canada to Contract Pro during 2013 totaled $0.9 million.  100                                             Table Of Contents 13. Commitments and Contingencies Security Deposits CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The Partnership has various performance obligations which are secured with short-term security deposits totaling $0.5 million at December 31, 2015 and 2014.  These amounts are included in prepaid expenses and other on the Consolidated Balance Sheets. Employment Contract Commitments The Partnership has employment agreements with certain executives.  The executive employment agreements are effective for a term of three-to-five years from the commencement date, after which time they will continue on an “at-will” basis.  These agreements provide for minimum annual compensation, adjusted for annual increases as authorized by the Board of Directors.  Certain agreements provide for severance payments in the event of specified termination of employment.  At December 31, 2015 and December 31, 2014, the aggregate commitment for future compensation and severance was approximately $1.4 million and $0.9 million, respectively. Compliance Audit Contingencies Certain customer master service agreements (“MSA’s”) offer our customers the opportunity to perform periodic compliance audits, which include the examination of the accuracy of our invoices.  Should our invoices be determined to be inconsistent with the MSA, or inaccurate, the MSA’s may provide the customer the right to receive a credit or refund for any overcharges identified.  At any given time, we may have multiple audits ongoing. Throughout 2015, several ongoing audits have concluded without adjustment to the books and records of the Partnership. At December 31, 2014, the Partnership had contingent liabilities of $0.1 million and $0.2 million, respectively, associated with the probable settlement of customer audits of various charges previously approved by customer representatives. The contingent  liability  is  reflected  in  accrued payroll and other on  the  Consolidated  Balance  Sheets  as  of  December  31,  2015  and  2014.  In  March  2016,  the Partnership reached an agreement to settle an outstanding customer audit for $0.1 million. Management Service Contracts The  Partnership  has  historically  provided  management  services  for  non-owned  SWD  facilities  under  contractual  arrangements.  Principals  of  two  of  these management  services  contract  customers  (under  common  control)  approached  the  Partnership  about  selling  their  interest  in  the  managed  SWD  facilities  to  the Partnership. Due to a number of factors, including the depressed energy economy and the proposed asking price for these facilities, the Partnership was unwilling to enter  into  a  purchase  agreement  for  the  facilities.  Subsequently,  in  May  2015,  the  Partnership  was  notified  by  these  principals  that  they  were  terminating  the management  contracts  related  to  these  two  facilities.  While  management  of  the  Partnership  believes  that  the  parties  do  not  have  the  right  to  terminate  the agreements pursuant to the terms of the agreements, the termination of these agreements has resulted in a reduction of management fee revenue and corresponding labor  costs  associated  with  staffing  the  facilities.  Management  fee  revenues  related  to  these  contracts  totaled  $0.3  million  and  $1.5  million  for  the  years  ended December  31, 2015 and 2014, respectively,  prior  to  the customer’s  improper  termination  of  the agreements.  After  settlement  discussions  failed,  the  Partnership commenced litigation proceedings regarding the improper termination of these agreements. (See Legal Proceedings .) Legal Proceedings On  July  3,  2014,  a  group  of  former  minority  shareholders  of  Tulsa  Inspection  Resources,  Inc.  (“TIR  Inc.”,  the  predecessor  of  the  TIR  Entities),  formerly  an Oklahoma corporation, filed a civil action in the United States District Court for the Northern District of Oklahoma against TIR LLC, members of TIR LLC, and certain affiliates of TIR LLC’s members. TIR LLC is the successor in interest to TIR Inc., resulting from a merger between the entities that closed in December 2013 (the “TIR Merger”). The former shareholders of TIR Inc. claim that they did not receive sufficient value for their shares in the TIR Merger and are seeking rescission of the TIR Merger or, alternatively, compensatory and punitive damages. The Partnership is not named as a defendant in this civil action. TIR LLC and the other defendants have been advised by counsel that the action lacks merit. We believe that the possibility of the Partnership incurring material losses as a result of this action is remote. In addition, the Partnership anticipates no disruption in its business operations related to this action. In September 2015, Flatland Resources I, LLC and Flatland Resources II, LLC, two of our management services customers (under common ownership) initiated a civil action in the District Court for the McKenzie County District of the State of North Dakota against CES LLC. The customers claim that CES LLC breached the management agreements and interfered with their business relationships, and seek to rescind the management agreements and recover any damages. The customers initiated this lawsuit upon dismissal from federal court due to lack of jurisdiction of CES LLC’s lawsuit against the customers seeking to enforce the management agreements. CES LLC subsequently filed an answer and counterclaims, as well as a third party complaint against the principal of the customers seeking to enforce the management agreements and other injunctive relief, as well as monetary damages. The court subsequently granted CES’s motion to transfer venue to the Grand Forks County District Court. We believe that the possibility of the Partnership incurring material losses as a result of this action is remote. Internal Revenue Service Audits In January 2016, the Partnership received notices from the Internal Revenue Service (“IRS”) that conveyed its intent to audit the consolidated income tax return of TIR,  Inc.  for  the  2012  tax  year  and  audit  payroll  and  payroll  tax  filings  of  TIR  Inc.  for  the  2013  tax  year.  Currently,  the  IRS  is  in  the  process  of  acquiring information in order to perform and complete their audit procedures. Based on the terms of the Partnership’s omnibus agreement with Holdings, Holdings would indemnify the Partnership for certain liabilities (including income tax liabilities) associated with the operation of assets that occurred prior to the closing of our IPO should any liabilities arise as a result of these audits. Because of this, the Partnership believes that the possibility of incurring material losses as a result of these IRS audits is remote.                                   101     Table Of Contents Leases CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The Partnership has entered into land lease agreements on four of its SWD facilities. The leases generally provide for initial terms of 15 – 20 years with renewal options. The Partnership also maintains various office leases in the U.S. and Canada, with its corporate offices in Tulsa, OK.  Lease expense under these operating leases was $0.8 million for the year ended December 31, 2015 and $0.1 million for the years ended December 31, 2014 and 2013. Minimum annual lease commitments under the current office lease and other operating leases at December 31, 2015 follows: 2016 2017 2018 2019 2020 Thereafter Total 14. Segment Disclosures (in thousands) 748  674  132  52  25  530  2,161    $   $ The  Partnership’s  operations  consist  of  three  reportable  segments:  (i)  Pipeline  Inspection  Services  (“PIS”),  (ii)  Integrity  Services  (“IS”)  and  (iii)  Water  and Environmental Services (“W&ES”).  In conjunction with the Brown acquisition (Note 3) in the second quarter of 2015, we created the IS segment. The economic characteristics  of  Brown  were  sufficiently  dissimilar  from  our  existing  Pipeline  Inspection  and  Integrity  Services  segment  resulting  in  the  creation  of  a  new segment. As a result, the Pipeline Inspection and Integrity Services segment was renamed Pipeline Inspection Services. PIS – This  segment  represents  our  pipeline  inspection  services  operations.    We  aggregate  these  operating  entities  for  reporting  purposes  as  they  have  similar economic  characteristics,  including  centralized  management  and  processing.    This  segment  provides  independent  inspection  and  integrity  services  to  various energy, public utility and pipeline companies.  The inspectors in this segment perform a variety of inspection services on midstream pipelines, gathering systems and distribution systems, including data gathering and supervision of third-party construction, inspection and maintenance and repair projects.  Our results in this segment are driven primarily by the number and type of inspectors performing services for customers and the fees charged for those services, which depend on the nature and duration of the project. IS – This segment includes the acquired operations of Brown (Note 3). This segment provides independent hydro-testing integrity services to major natural gas and petroleum pipeline companies, as well as pipeline construction companies located throughout the United States. Field personnel in this segment primarily perform hydrostatic  testing  on  newly  constructed  and  existing  natural  gas  and  petroleum  pipelines.  Results  in  this  segment  are  driven  primarily  by  field  personnel performing services for customers and the fees charged for those services, which depend on the nature, scope and duration of the project. W&ES – This segment includes the operations of ten SWD facilities, fees related to the management of third party SWD facilities, as well as an equity ownership in  one  managed  facility.    We  aggregate  these  operating  entities  for  reporting  purposes  as  they  have  similar  economic  characteristics  and  have  centralized management and processing.  Segment results are driven primarily by the volumes of produced water and flowback water we inject into our SWD facilities and the fees we charge for our services.  These fees are charged on a per barrel basis and vary based on the quantity and type of saltwater disposed, competitive dynamics and operating costs.  In addition, for minimal marginal cost, we generate revenue by selling residual oil we recover from the disposed water. Other – These amounts represent corporate and overhead items not specifically allocable to the other reportable segments. 102                                                 Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The following table outlines segment operating income and a reconciliation of total segment operating income to net income before income tax expense. PIS IS W&ES (in thousands) Other Total Twelve months ended December 31, 2015 Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Interest expense, net Gain on waiver of right of purchase and other, net Net income before income tax expense Twelve months ended December 31, 2014 Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Interest expense, net Offering costs Other, net Net loss before income tax expense Twelve months ended December 31, 2013 Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income Interest expense, net Offering costs Gain on reversal of contingent consideration Other, net Net income before income tax expense Total Assets December 31, 2015 December 31, 2014   $   $   $   $   $   $   $   $ 341,929    $ 309,584      32,345      16,672      2,512      -      13,161    $ 14,614    $ 10,398      4,216      2,490      421      -      1,305    $ 14,648    $ 6,279      8,369      3,351      2,494      6,645      (4,121)   $ 382,002    $ 346,738      35,264      17,734      2,539      -      14,991    $ 226,901    $ 206,343      20,558      9,175      1,327      702      9,354    $ -    $ -      -      -      -      -      -    $ -    $ -      -      -      -      -      -    $ 22,416    $ 8,617      13,799      3,090      3,806      32,546      (25,643)   $ 22,232    $ 7,347      14,885      3,292      3,837      3,429      4,327    $ -    $ -      -      1,282      -      -      (1,282)          $ -    $ -      -      497      -      -      (497)          $ -    $ -      -      -      -      -      -           $ 371,191  326,261  44,930  23,795  5,427  6,645  9,063  5,656  (1,136) 4,543  404,418  355,355  49,063  21,321  6,345  32,546  (11,149) 3,208  446  (92) (14,711) 249,133  213,690  35,443  12,467  5,164  4,131  13,681  4,000  1,376  (11,250) (37) 19,592  130,657    $ 23,097    $ 38,418    $ 515    $ 192,687  136,224    $ -    $ 50,296    $ 3,322    $ 189,842  103                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Table Of Contents 15. Distributions CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements – Continued Our  partnership  agreement  calls  for  minimum  quarterly  cash  distributions.    The  following  table  summarizes  the  cash  distributions  declared  and  paid  by  the Partnership since our IPO.  There were no cash distributions declared or paid prior to these distributions. Payment Date   $ May 15, 2014 (b) August 14, 2014 November 14, 2014 Total 2014 Distributions February 14, 2015 May 14, 2015 August 14, 2015 November 13, 2015 Total 2015 Distributions February 12, 2016 (c) Total Distributions (through February 12, 2016 since IPO)   $ Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions Total Cash Distributions to Affiliates (a) (in thousands) 0.301389    $ 0.396844      0.406413      1.104646      0.406413      0.406413      0.406413      0.406413      1.625652      0.406413      3.136711    $ 3,565    $ 4,693      4,806      13,064      4,806      4,808      4,809      4,809      19,232      4,809      37,105    $ 2,264  2,980  3,052  8,296  3,052  3,053  3,087  3,092  12,284  3,107  23,687  (a) Approximately 64.6% of the Partnership's outstanding units at December 31, 2015 are held by affiliates. (b) Distribution was pro-rated from the date of our IPO through March 31, 2014. (c) Fourth quarter 2015 distribution was declared and paid in 2016. 16. Condensed Consolidating Financial Information The following financial information reflects consolidating financial information of the Partnership and its wholly owned guarantor subsidiaries and non-guarantor subsidiaries  for  the  periods  indicated.  The  information  is  presented  in  accordance  with  the  requirements  of  Rule  3-10  under  the  SEC’s  Regulation  S-X.  The financial information may not necessarily be indicative of financial position, results of operations or cash flows had the guarantor subsidiaries or non-guarantor subsidiaries operated as independent entities. The Partnership has not presented separate financial and narrative information for each of the guarantor subsidiaries or non-guarantor subsidiaries because it believes such financial and narrative information would not provide any additional information that would be material in evaluating  the  sufficiency  of  the  guarantor  subsidiaries  and  non-guarantor  subsidiaries.  The  Partnership  anticipates  issuing  debt  securities  that  will  be  fully  and unconditionally guaranteed by the guarantor subsidiaries. These debt securities will be jointly and severally guaranteed by the guarantor subsidiaries. There are no restrictions on the Partnership’s ability to obtain cash dividends or other distributions of funds from the guarantor subsidiaries. 104                                                                                                                                     Table Of Contents ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Trade accounts receivable, net Receivables from affiliates Deferred tax assets Prepaid expenses and other Total current assets Property and equipment: Property and equipment, at cost Less: Accumulated depreciation Total property and equipment, net Intangible assets, net Goodwill Investment in subsidiaries Notes receivable - affiliates Debt issuance costs, net Other assets Total assets LIABILITIES AND OWNERS' EQUITY Current liabilities: Accounts payable Accounts payable - affiliates Accrued payroll and other Deferred tax liabilities Income taxes payable Total current liabilities Long-term debt Notes payable - affiliates Deferred tax liabilities Asset retirement obligations Total liabilities Commitments and contingencies Owners' equity: Total partners' capital Non-controlling interests Total owners' equity Total liabilities and owners' equity Condensed Consolidating Balance Sheets As of December 31, 2015 (in thousands) Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non-   $   $   $   $ 378    $ -      -      -      -      378      -      -      -      -      -      43,021      -      1,771      -      45,170    $ 6    $ 1,237      -      -      -      1,243      -      -      -      -      1,243      19,570    $ 40,029      5,601      -      2,078      67,278      20,790      4,941      15,849      26,135      53,914      10,465      14,514      -      32      188,187    $ 467    $ 912      6,855      42      385      8,661      135,400      -      1      117      144,179      4,202    $ 8,289      -      34      286      12,811      2,916      428      2,488      6,351      11,359      -      -      -      10      33,019    $ 1,732    $ 4,042      293      -      -      6,067      5,500      13,850      362      -      25,779      -    $ (53)     (5,601)     -      (35)     (5,689)     -      -      -      -      -      (53,486)     (14,514)     -      -      (73,689)   $ -    $ (5,278)     (53)     -      (35)     (5,366)     -      (13,850)     -      -      (19,216)     24,150  48,265  -  34  2,329  74,778  23,706  5,369  18,337  32,486  65,273  -  -  1,771  42  192,687  2,205  913  7,095  42  350  10,605  140,900  -  363  117  151,985  33,954      9,973      43,927      45,170    $ 34,035      9,973      44,008      188,187    $ 7,240      -      7,240      33,019    $ (44,500)     (9,973)     (54,473)     (73,689)   $ 30,729  9,973  40,702  192,687  105                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         Table Of Contents ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Trade accounts receivable, net Receivables from affiliates Deferred tax assets Prepaid expenses and other Total current assets Property and equipment: Property and equipment, at cost Less: Accumulated depreciation Total property and equipment, net Intangible assets, net Goodwill Investment in subsidiaries Notes receivable - affiliates Debt issuance costs, net Other assets Total assets LIABILITIES AND OWNERS' EQUITY Current liabilities: Accounts payable Accounts payable - affiliates Accrued payroll and other Income taxes payable Total current liabilities Long-term debt Notes payable - affiliates Deferred tax liabilities Asset retirement obligations Total liabilities Commitments and contingencies Owners' equity: Total partners' capital Non-controlling interests Total owners' equity Total liabilities and owners' equity Condensed Consolidating Balance Sheets As of December 31, 2014 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated   $   $   $   $ 982    $ -      22      -      -      1,004      -      -      -      -      -      98,965      -      2,318      -      102,287    $ 34    $ -      6      -      40      -      -      -      -      40      16,598    $ 49,569      8,809      15      2,339      77,330      27,769      3,485      24,284      28,414      53,915      -      3,903      -      35      187,881    $ 2,161    $ 586      7,605      507      10,859      77,600      -      -      33      88,492      3,177    $ 4,514      -      53      101      7,845      109      53      56      1,831      1,630      -      -      -      19      11,381    $ 266    $ 8,839      139      39      9,283      -      3,479      438      -      13,200      -    $ (8)     (8,831)     -      -      (8,839)     -      -      -      -      -      (98,965)     (3,903)     -      -      (111,707)   $ -    $ (8,839)     -      -      (8,839)     -      (3,479)     -      -      (12,318)     20,757  54,075  -  68  2,440  77,340  27,878  3,538  24,340  30,245  55,545  -  -  2,318  54  189,842  2,461  586  7,750  546  11,343  77,600  -  438  33  89,414  75,764      26,483      102,247      102,287    $ 98,380      1,009      99,389      187,881    $ (1,819)     -      (1,819)     11,381    $ (98,470)     (919)     (99,389)     (111,707)   $ 73,855  26,573  100,428  189,842  106                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Table Of Contents Revenues Costs of services Gross margin Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Other income (expense): Equity earnings in subsidiaries Interest expense, net Gain on waiver of right of purchase and other, net Net income before income tax expense Income tax expense Net income Net income attributable to non-controlling interests Net income attributable to partners   $ Condensed Consolidating Statements of Income For the Year Ended December 31, 2015 (in thousands) Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non-   $ -    $ -      -      329,086    $ 290,524      38,562      54,708    $ 48,340      6,368      (12,603)   $ (12,603)     -      371,191  326,261  44,930  18,180      4,832      6,645      8,905      1,010      (4,115)     1,116      6,916      372      6,544      429      6,115    $ 4,333      595      -      1,440      -      (639)     20      821      80      741      -      741    $ -      -      -      -      (7,125)     -      -      (7,125)     -      (7,125)     27      (7,152)   $ 23,795  5,427  6,645  9,063  -  (5,656) 1,136  4,543  452  4,091  599  3,492  1,282      -      -      (1,282)     6,115      (902)     -      3,931      -      3,931      143      3,788    $ 107                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         Table Of Contents Condensed Consolidating Statements of Income For the Year Ended December 31, 2014 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated 370,081    $ 323,821      46,260      34,337    $ 31,534      2,803      Revenues Costs of services Gross margin Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Other income (expense): Equity earnings in subsidiaries Interest expense, net Offering costs Other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss)   $ -    $ -      -      -      -      -      -      (14,134)     (983)     (446)     -      (15,563)     -      (15,563)     19,257      6,136      32,546      (11,679)     -      (1,892)     -      84      (13,487)     356      (13,843)     Net income attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners   $ 4,646      (20,209)   $ 291      (14,134)   $ 108 -    $ -      -      -      -      -      -      14,134      -      -      -      14,134      -      14,134      36      14,098    $ 404,418  355,355  49,063  21,321  6,345  32,546  (11,149) -  (3,208) (446) 92  (14,711) 468  (15,179) 4,973  (20,152) 2,064      209      -      530      -      (333)     -      8      205      112      93      -      93    $                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             Table Of Contents Condensed Consolidating Statements of Income For the Year Ended December 31, 2013 Non-Guarantors for the Period June 26, 2013 through December 31, 2013 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated Revenues Costs of services Gross margin   $ Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Other income (expense): Interest expense, net Offering costs Gain on reversal of contingent consideration Other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Net income attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners   $ 222,250    $ 188,928      33,322      26,883    $ 24,762      2,121      11,283      5,027      3,429      13,583      (3,822)     -      11,250      41      21,052      14,187      6,865      22      6,843    $ 1,184      137      702      98      (160)     -      -      (4)     (66)     1,050      (1,116)     -      (1,116)   $ -    $ -      -      -      -      -      -      (18)     (1,376)     -      -      (1,394)     -      (1,394)     -      (1,394)   $ 109 -    $ -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -    $ 249,133  213,690  35,443  12,467  5,164  4,131  13,681  (4,000) (1,376) 11,250  37  19,592  15,237  4,355  22  4,333                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Table Of Contents Condensed Consolidating Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2015 (in thousands) Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non- Net income Other comprehensive loss- Foreign currency translation Comprehensive income (loss) Comprehensive income (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive income (loss) attributable to partners   $   $   $ 3,931    $ 6,544    $ -      -      3,931    $ 6,544    $ 741    $ -      (1,178)     -      (437)   $ (7,125)   $ 4,091  (564)     (1,742) (7,689)   $ 2,349  143      3,788    $ 429      6,115    $ -      (437)   $ (430)     (7,259)   $ 142  2,207  Condensed Consolidating Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2014 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated Net income Other comprehensive loss- Foreign currency translation   $ (15,563)   $ (13,843)   $ -      -      Comprehensive income (loss)   $ (15,563)   $ (13,843)   $ 93    $ -      (621)     -      (528)   $ 14,134    $ (15,179) (316)     (937) 13,818    $ (16,116) Comprehensive income (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive income (loss) attributable to partners   $ 4,646      (20,209)   $ 291      (14,134)   $ -      (528)   $ (279)     14,097    $ 4,658  (20,774) Condensed Consolidating Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2013 Non-Guarantors for the Period June 26, 2013 through December 31, 2013 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated Net income Other comprehensive loss- Foreign currency translation   $ (1,394)   $ 6,865    $ -      -      Comprehensive income (loss)   $ (1,394)   $ 6,865    $ (1,116)   $ -      (112)     -      (1,228)   $ Comprehensive income (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive income (loss) attributable to partners   $ -      (1,394)   $ 22      6,843    $ -      (1,228)   $ -    $ -      -    $ -      -    $ 4,355  (112) 4,243  22  4,221  110                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non-   $ 3,931    $ 6,544    $ 741    $ (7,125)   $ 4,091  Table Of Contents   Condensed Consolidating Statements of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2015 (in thousands) Operating activities: Net income Adjustments to reconcile net income to cash provided by (used in) operating activities: Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposal Interest expense from debt issuance cost amortization Amortization of equity-based compensation Equity earnings in investee company Distributions from investee company Equity earnings in subsidiaries Deferred tax benefit, net Non-cash allocated expenses Changes in assets and liabilities: Trade accounts receivable Receivables from affiliates Prepaid expenses and other Accounts payable and accrued payroll and other Income taxes payable Net cash provided by (used in) operating activities Investing activities: Proceeds from fixed asset disposals Cash paid for acquisition of 49.9% interest in the TIR Entities Cash paid for acquisition of 51% interest in Brown, net of cash acquired Purchase of property and equipment Net cash used in investing activities Financing activities: Advances on long-term debt Repayment of long-term debt Distributions from subsidiaries Distributions to limited partners Distributions to non-controlling members of the TIR Entities Net cash provided by (used in) financing activities -      -      -      547      1,167      -      -      (6,115)     -      648      -      22      -      1,203      -      1,403      -      -      -      -      -      -      -      17,225      (19,232)     -      (2,007)     5,102      6,645      -      -      -      (102)     100      (1,010)     58      -      -      9,585      (22)     302      2,111      (157)     29,156      2      (52,588)     (10,436)     (1,607)     (64,629)     63,300      (5,500)     (17,225)     -      (1,567)     39,008      902      -      (1)     -      -      -      -      -      (90)     -      (546)     -      (69)     (4,536)     (39)     (3,638)     -      -      -      (250)     (250)     5,500      -      -      -      -      5,500      -      -      -      -      -      -      -      7,125      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -    $ 6,004  6,645  (1) 547  1,167  (102) 100  -  (32) 648  9,039  -  233  (1,222) (196) 26,921  2  (52,588) (10,436) (1,857) (64,879) 68,800  (5,500) -  (19,232) (1,567) 42,501  (1,150) 3,393  20,757  24,150  Effects of exchange rates on cash -      (563)     (587)     Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Cash and cash equivalents, beginning of period Cash and cash equivalents, end of period (604)     982      378    $ 2,972      16,598      19,570    $ 1,025      3,177      4,202    $   $ Non-cash items: Accounts payable excluded from capital expenditures   $ -      6    $ 94    $ -    $ 100  111                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Table Of Contents Condensed Consolidating Statements of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2014 (in thousands) Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to cash provided by (used in) operating activities: Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposal Interest expense from debt issuance cost amortization Amortization of equity-based compensation Equity earnings in investee company Distributions from investee company Equity earnings in subsidiaries Deferred tax benefit, net Non-cash allocated expenses Changes in assets and liabilities: Trade accounts receivable Receivables from affiliates Prepaid expenses and other Accounts payable and accrued payroll and other Income taxes payable Net cash provided by (used in) operating activities Investing activities: Acquisitions of businesses Purchase of property and equipment Net cash used in investing activities Financing activities: Proceeds from initial public offering Distribution of initial public offering proceeds to Cypress Energy Holdings, LLC Payment of offering costs Advances on long-term debt Repayment of long-term debt Payment of debt issuance costs Distributions to members prior to IPO Contribution from general partner Distributions from subsidiaries Distributions to limited partners Distributions to non-controlling members of the TIR Entities Net cash provided by (used in) financing activities Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated   $ (15,563)   $ (13,843)   $ 93    $ 14,134    $ (15,179) -      -      -      6,304      32,546      3      714      785      -      -      14,134      -      -      -      (22)     (285)     21      -      (216)     -      -      (46)     55      -      (22)     497      4,123      (773)     (248)     (2,326)     (14,481)     11,789      -      -      -      (1,769)     (483)     (2,252)     80,213      -      (80,213)     (314)     -      -      -      (279)     314      14,541      (13,064)     -      1,198      -      -      7,600      (5,000)     (883)     111      168      (14,541)     -      (4,683)     (17,228)     209      -      -      -      -      -      -      -      9      -      2,527      795      (400)     (659)     (1,131)     1,443      -      (34)     (34)     -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      6,513  32,546  3  -      -      -      -      (14,134)     -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -      -    $ 714  785  (46) 55  -  (13) 497  6,650  -  (933) (2,964) (15,612) 13,016  (1,769) (517) (2,286) 80,213  (80,213) (314) 7,600  (5,000) (883) (168) 482  -  (13,064) (4,683) (16,030) (633) (5,933) 26,690  20,757  Effects of exchange rates on cash -      (317)     (316)     Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Cash and cash equivalents, beginning of period Cash and cash equivalents, end of period 982      -      982    $ (8,008)     24,606      16,598    $ 1,093      2,084      3,177    $   $ Non-cash items: Accounts payable excluded from capital expenditures   $ -      756    $ -    $ -    $ 756  112                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Table Of Contents CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Quarterly Financial Information (Unaudited) The  following  table  sets  forth  certain  unaudited  financial  data  for  each  quarter  during  2015,  2014  and  2013.    The  unaudited  quarterly  information  includes  all normal recurring adjustments that we consider necessary for a fair presentation of the information shown. 2015 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) Revenues Gross margin Impairments Net income (loss) Net income (loss attributable to partners / controlling interests Net income (loss) per common limited partner unit - basic and diluted Net income (loss per subordinated limited partner unit - basic and diluted March 31   $ 94,066    $ 10,549      -      2,826      2,659      0.22      0.22      June 30 September 30 December 31 89,764  11,517  1,078  1,046  706  0.10  0.10  96,408    $ 12,101      5,567      (1,640)     (1,809)     (0.15)     (0.15)     90,953    $ 10,763      -      1,859      1,936      0.18      0.18      2014 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) Revenues Gross margin Impairments Net income (loss) Net income (loss attributable to partners / controlling interests Net income (loss) per common limited partner unit - basic Net income (loss) per common limited partner unit - diluted Net income (loss per subordinated limited partner unit - basic and diluted 2013 Revenues Gross margin Impairments Gain on reversal of contingent consideration Income tax expense Net income (loss) Net income (loss attributable to controlling interests March 31   $ 97,523    $ 11,420      -      3,517      2,744      0.18      0.17      0.18      March 31   $ 5,337    $ 3,755      -      -      -      2,231      2,231      113 June 30 September 30 December 31 102,157  12,059  32,546  (28,722) (30,131) (2.51) (2.51) (2.51) 111,016    $ 13,281      -      5,097      3,555      0.30      0.30      0.30      93,722    $ 12,303      -      4,929      3,680      0.31      0.31      0.31      Quarter Ended, (in thousands) June 30 September 30 December 31 117,640  13,652  4,131  -  13,973  (15,188) (15,210) 116,980    $ 14,311      -      -      1,211      4,488      4,488      9,176    $ 3,725      -      11,250      53      12,824      12,824                                                                                                        Table Of Contents I TEM 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE None. ITEM 9A. CONTROLS AND PROCEDURES Evaluation of Disclosure Controls and Procedures. As  required  by  Rule  13a-15(b)  of  the  Exchange  Act,  we  have  evaluated,  under  the  supervision  and  with  the  participation  of  our  management,  including  the principal  executive  officer  and  principal  financial  officer  of  our  general  partner,  the  effectiveness  of  the  design  and  operation  of  our  disclosure  controls  and procedures (as defined in Rule 13a-15(e) or Rule 15d-15(e) under the Exchange Act) as of the end of the period covered by this Annual Report.  Our disclosure controls and procedures are designed to provide reasonable assurance that the information required to be disclosed by us in reports that we file under the Exchange Act  is  accumulated  and  communicated  to  our  management,  including  the  principal  executive  officer  and  principal  financial  officer  of  our  general  partner,  as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure and is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the rules and forms of the SEC.  Based upon the evaluation, the principal executive officer and principal financial officer of our general partner have concluded that our disclosure controls and procedures were effective at the reasonable assurance level as of December 31, 2015.  Additionally, we have implemented a quarterly sub- certification process whereby all members of upper management and certain other management will review our filings and confirm their responsibility for, among other things, the effectiveness of key controls in their functional areas and that they are unaware of inaccuracies or omissions in our financial statements. Our management, including our principal executive officer and principal financial officer, does not expect that our disclosure controls or our internal controls over financial  reporting  (“Internal  Controls”)  will  prevent  all  errors  and  all  fraud.    A  control  system,  no  matter  how  well  conceived  and  operated,  can  provide  only reasonable, not absolute, assurance that the objectives of the control system are met.  Further, the design of a control system must reflect the fact that there are resource constraints, and the benefits of controls must be considered relative to their costs.  Because of the inherent limitations in all control systems, no evaluation of  controls  can  provide  absolute  assurance  that  all  control  issues  and  instances  of  fraud,  if  any,  within  the  Partnership  have  been  detected.    These  inherent limitations  include  the  realities  that  judgments  in  decision-making  can  be  faulty,  and  that  simple  errors  or  mistakes  can  occur.    Additionally,  controls  can  be circumvented by the individual acts of some persons, by collusion of two or more people, or by management override of the control.  The design of any system of controls  also  is  based,  in  part,  upon  certain  assumptions  about  the  likelihood  of  future  events,  and  there  can  be  no  assurance  that  any  design  will  succeed  in achieving  its  stated  goals  under  all  potential  future  conditions.    Over  time,  controls  may  become  inadequate  because  of  changes  in  conditions,  or  the  degree  of compliance with the policies or procedures may deteriorate.  Because of the inherent limitations in a cost-effective control system, misstatements due to error or fraud may occur and not be detected.  We monitor our disclosure controls and internal controls and make modifications as necessary; our intent in this regard is that the disclosure controls and the internal controls will be maintained as systems change and conditions warrant. Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting Our management is responsible for establishing and maintaining adequate and effective internal control over financial reporting, as such term is defined under Exchange Act Rule 13a-15(f). Our internal control over financial reporting is a process that is designed under the supervision of our Chief Executive Officer and Chief Financial Officer,  and effected  by our Board of Directors, management  and other personnel, to provide reasonable  assurance regarding  the reliability  of financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in  accordance  with  GAAP.  Our  internal  control  over  financial  reporting includes those policies and procedures that: i. ii. iii. Pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of our assets; Provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with GAAP, and that receipts and expenditures recorded by us are being made only in accordance with authorizations of our management and Board of Directors; and Provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use or disposition of our assets that could have a material effect on our financial statements. 114                                                                        Table Of Contents Because  of  its  inherent  limitations,  internal  control  over  financial  reporting  may  not  prevent  or  detect  misstatements.  Also,  projections  of  any  evaluation  of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies and procedures may deteriorate. The internal controls are supported by written processes and complemented by a staff of competent business process owners, as well as competent and qualified external resources used to assist in testing the operating effectiveness of the internal control over financial reporting. Management  has conducted  its evaluation  of the effectiveness  of internal  control  over financial  reporting  as of December  31, 2015, based on the framework  in Internal Control – Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”). Management's assessment included an evaluation of the design of our internal control over financial reporting and testing the operational effectiveness of our internal control over financial reporting. Management reviewed the results of the assessment with the Audit Committee of the Board of Directors. Based on its assessment and review with the Audit Committee, management concluded that, at December 31, 2015, we maintained effective internal control over financial reporting, and management believes that we have no material internal control weaknesses in our financial reporting process. Attestation Report of the Registered Public Accounting Firm Pursuant  to  the  Jumpstart  Our  Business  (“JOBS”)  Act  enacted  in  2012,  our  independent  registered  public  accounting  firm  will  not  be  required  to  attest  to  the effectiveness of our internal control over financial reporting pursuant to Section 404 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 for up to five years or through such earlier date that we are no longer an “emerging growth company” as defined in the JOBS Act. Changes in Internal Control over Financial Reporting There have been no changes in our internal control over financial reporting that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. ITEM   9B. OTHER INFORMATION On March 21, 2016, Philip C. Gisi informed the Partnership of his decision to resign from his position as a director of Cypress Energy Partners GP, LLC effective March 31, 2016. Mr. Gisi's decision  to resign from  the Board of Directors  was not the result of disagreement  with the Partnership  on any matter  relating  to its operations, policies or practices. ITEM 10. DIRECTORS , EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE PART III MANAGEMENT Management of Cypress Energy Partners, L.P. We are managed by the executive officers of our general partner.  Our general partner is not elected by our unitholders and will not be subject to re-election by our unitholders in the future.  Holdings indirectly owns all of the membership interests in our general partner.  Our general partner has a board of directors, and our unitholders are not entitled to elect the directors or directly or indirectly participate in our management or operations.  Our general partner will be liable, as general partner,  for  all  of  our  debts  (to  the  extent  not  paid  from  our  assets),  except  for  indebtedness  or  other  obligations  that  are  made  specifically  nonrecourse  to  it.  Whenever possible, we intend to incur indebtedness that is nonrecourse to our general partner. Our general partner has six directors. Holdings will appoint all members to the board of directors of our general partner.  Pursuant to our general partner's operating agreement, Holdings appointed to our board of directors (i) Peter C. Boylan III, who has the right to serve as a director as long as CEP Capital Partners, LLC, an entity  controlled  by  Mr.  Boylan,  is  a  member  of  Holdings  and  (ii)  such  other  individuals  selected  by  Mr.  Boylan  that,  together  with  Mr.  Boylan,  constitute  a percentage  of  the  board  of  directors  equal  to  the  percentage  of  Holdings  that  CEP  Capital  Partners,  LLC  owns.    In  his  exercise  of  this  right,  Mr.  Boylan  has appointed  himself  and  may  appoint  others  to  the  board.    We  have  three  independent  directors  who  qualify  for  service  on  the  audit  committee.    Our  board  of directors has determined that Henry Cornell, John T. McNabb II, and Stan Lybarger are independent under the independence standards of the NYSE and eligible for  service  on  the  audit  committee.    Despite  the  fact  that  Mr.  Cornell  beneficially  owns  2.0%  of  Holdings,  which  together  with  its  controlled  affiliates  owns approximately 58.8% of our outstanding limited partner interests, the board of directors determined he is independent in that he does not have a current relationship with us that would interfere with the exercise of his independent judgment in carrying out his responsibilities as a director. 115                                     Table Of Contents Our general partner has the sole responsibility for providing the employees and other personnel necessary to conduct our operations.  All of the employees that conduct our business are employed by affiliates of our general partner, but we sometimes refer to these individuals in this report as our employees.  Employees of the TIR Entities were transferred to an affiliate of our general partner subsequent to the closing of our IPO. Director Independence Although most companies listed on the NYSE are required to have a majority of independent directors serving on the board of directors of the listed company, the NYSE does not require a publicly traded limited partnership like us to have a majority of independent directors on the board of directors of our general partner, or to establish a compensation or a nominating and corporate governance committee.  We are, however, required to have an audit committee of at least three members within one year of the date our common units are first listed on the NYSE, and all of our audit committee members are required to meet the independence and financial literacy tests established by the NYSE and the Exchange Act. Committees of the Board of Directors The board of directors of our general partner has an audit committee and a conflicts committee, and may have such other committees as the board of directors shall determine from time to time.  Each of the standing committees of the board of directors will have the composition and responsibilities described below. Audit Committee Our general partner has an audit committee comprised of three directors who each meet the independence and experience standards established by the NYSE and the Exchange Act.  Henry Cornell, John T. McNabb II, and Stan Lybarger serve as members of our audit committee.  Mr. Lybarger began serving as Chairman of the audit committee upon his appointment on March 5, 2014.  Mr. McNabb served as Chairman prior to that date.  Our board of directors has determined that Mr. Lybarger  and  Mr.  McNabb  each  have  such  accounting  or  related  financial  management  expertise  sufficient  to  qualify  as  an  audit  committee  financial  expert  in accordance with Item 407(d) of Regulation S-K.  Our audit committee will assist the board of directors in its oversight of the integrity of our financial statements and our  compliance  with legal  and regulatory  requirements  and corporate  policies  and controls.   Our audit  committee  will have  the  sole authority  to  retain  and terminate our independent registered public accounting firm, approve all auditing services and related fees and the terms thereof, and pre-approve any non-audit services to be rendered by our independent registered public accounting firm.  Our audit committee will also be responsible for confirming the independence and objectivity of our independent registered public accounting firm.  Our independent registered public accounting firm will be given unrestricted access to our audit committee. Conflicts Committee At least two members of the board of directors of our general partner will serve on our conflicts committee to review specific matters that may involve conflicts of interest in accordance with the terms of our partnership agreement.  John T. McNabb II and Stan Lybarger serve as the members of the conflicts committee.  Mr. McNabb serves as the Chairman of the conflicts committee.  The board of directors of our general partner will determine whether to refer a matter to the conflicts committee  on a  case-by-case  basis.    The  members  of  our  conflicts  committee  may  not  be  officers  or  employees  of  our  general  partner  or  directors,  officers,  or employees of its affiliates, and must meet the independence and experience standards established by the NYSE and the Exchange Act to serve on a committee of a board of directors.  In addition, the members of our conflicts committee may not own any interest in our general partner or any interest in us or our subsidiaries other  than common  units or awards  under  our incentive  compensation  plan.  If our general  partner  seeks approval  from  the conflicts  committee,  then it will be presumed that, in making its decision, the conflicts committee  acted in good faith, and in any proceeding brought by or on behalf of any limited partner or the partnership challenging such determination, the person bringing or prosecuting such proceeding will have the burden of overcoming such presumption.  Please read “ Conflicts of Interest and Duties .” Directors and Executive Officers of Cypress Energy Partners GP, LLC Directors  are  elected  by  Holdings  and  hold  office  until  their  successors  have  been  elected  or  qualified  or  until  their  earlier  death,  resignation,  removal  or disqualification.  Executive officers are appointed by, and serve at the discretion of, the board of directors.  The following table shows information for the directors and executive officers of our general partner. Name Peter C. Boylan III G. Les Austin Richard M. Carson Jeffrey English Donald D. LaBass, Jr. Tony Ceci Henry Cornell Philip C. Gisi Stan A. Lybarger John T. McNabb, II Charles C. Stephenson, Jr. Age 52 50 49 41 48 34 59 55 66 71 79 Position with Cypress Energy Partners GP, LLC Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President Vice President and Chief Financial Officer Vice President and General Counsel Vice President of Operations Vice President, Controller and Chief Accounting Officer Vice President of Corporate Development Director Director Director & Audit Committee Chairman Director & Conflicts Committee Chairman Director 116                                                                                 Table Of Contents Peter C. Boylan III became  co-Founder,  President  and  Chief  Executive  Officer  of  Holdings  in  April  2012,  and  Chairman  of  the  Board,  President  and  Chief Executive Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, in September 2013. Since March 2002, Mr. Boylan has been the Chief Executive Officer of Boylan Capital Partners, LLC, a provider of investment and advisory services. From 1995 to 2004, Mr. Boylan served in a variety of senior executive management positions of various  public  and  private  companies  controlled  by  Liberty  Media  Corporation,  including  serving  as  a  board  member,  Chairman,  President,  Chief  Executive Officer,  Chief  Operation  Officer  and  Chief  Financial  Officer  of  several  different  companies.  Mr.  Boylan  currently  serves  on  the  board  of  directors  of  publicly traded BOK Financial Corporation. Mr. Boylan has also served on over a dozen other public and private company boards of directors over the last 20 years. Mr. Boylan  has  extensive  corporate  senior  executive  management  and  leadership  experience,  and  specific  expertise  with  accounting,  finance,  audit,  risk  and compensation  committee  service,  intellectual  property,  corporate  development,  health  care,  media,  cable  and  satellite  TV,  software  development,  technology, energy and civic and community service.  We believe this experience suits Mr. Boylan to serve as Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President. G. Les Austin is Vice President and Chief Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since September 2013. Mr. Austin has  served  as  Vice  President  and  Chief  Financial  Officer  of  Cypress  LLC  since  October  1,  2012.  Mr.  Austin  served  as  Senior  Vice  President,  Chief  Financial Officer, secretary and treasurer of RAM Energy Resources, Inc. from April 2008 until its sale in February 2012. Mr. Austin served as Vice President Finance and Chief  Financial  Officer  of  Matrix  Service  Company  from  June  2004  to  March  2008.  Mr.  Austin  also  served  Matrix  as  Vice  President,  Accounting  and Administration,  Vice  President  of  Financial  Reporting  and  Technology,  and  as  Vice  President  of  Financial  Planning  and  Reporting.  Mr.  Austin  served  as  Vice President of Finance for Flint Energy Construction Company from February 1994 to March 1999. Prior to February 1994, Mr. Austin was an audit manager with Ernst & Young LLP. Mr. Austin received a B.S. in Accounting and Information Technology from Oklahoma State University. He is a Certified Public Accountant and a member of the American Institute of Certified Public Accountants. In addition, Mr. Austin serves as a director on the Advisory Board of Oklahoma State University School of Accounting. Richard M. Carson is Vice President and General Counsel. Mr. Carson has served as Vice President and General Counsel since September 27, 2013. Mr. Carson served as a director, officer, and shareholder of Gable & Gotwals, a Professional Corporation (“GableGotwals”), a premier Oklahoma law firm, where he practiced securities, corporate finance, transactional and environmental law, primarily for clients in the energy industry, including several master limited partnerships. Prior to  joining  GableGotwals,  from  1999  to  2008,  Mr.  Carson  served  in  the  legal  department  of  The  Williams  Companies,  Inc.  (“Williams”),  where  he  counseled Williams in regard to securities, corporate finance, and environmental matters, particularly relating to Williams’ master limited partnership subsidiaries, Williams Partners L.P., Williams Pipeline Partners L.P., and Williams Energy Partners L.P. (predecessor to Magellan Midstream Partners, L.P.). Mr. Carson began his career in 1991 working in legal, compliance,  and management  roles, primarily in the environmental  services  industry, before joining Williams. Mr. Carson received  a Juris Doctor in 1991 from the University of Oklahoma and a Bachelor of Science, Cum Laude, from the University of Tulsa’s Honors Program in 1988. Mr. Carson serves  as  Chairman  of  the  board  of  directors  of  Land  Legacy.  He  has  previously  served  as  the  Chair  of  the  Oklahoma  Bar  Association’s  Environmental  Law Section, and the chair of the Environmental Auditing Roundtable’s South-Central Region. Jeffrey English is Vice President of Operations of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since September 2013. Mr. English has served as Vice President Operations of Cypress LLC since February 25, 2013. From 2011 to 2013, Mr. English was Vice President of Operations for Bosque Systems, LLC,  a  water  management  company  with  annual  revenues  of  approximately  $45  million  in  2012,  where  he  managed  operations  (including  health,  safety  and environmental,  construction, compliance)  in five regions and three business lines. From 2001 to 2011, Mr. English served as a senior director of operations for Vartec Telecom, a telecom company with annual revenues of $200 million. Prior to that, Mr. English was a senior consultant at Ernst & Young specializing in change  management  and  business  process  improvement  for  complex  customer  relationship  management  system  implementation.  Mr.  English  is  a  graduate  of Baylor University, with a M.A., Business Communication, and Southwestern University. Donald D. LaBass , Jr. is Vice President, Controller, and Chief Accounting Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since September 2013. Mr. LaBass has served as VP Controller and Chief Accounting Officer since July 2013. Mr. LaBass previously served as Senior Vice President and Chief Financial Officer for Cherokee Nation Business, or CNB, a diversified tribal holding company whose operations included gaming, manufacturing and professional  services.  Prior  to  joining  CNB,  from  1998  to  2005,  Mr.  LaBass  served  in  senior  financial  positions  with  BOK  Financial  Corporation  as  well  as Gemstar  TV  Guide  International,  Inc.  and  its  predecessors  from  2005  until  2013.  Mr.  LaBass  began  his  career  in  1990  in  public  accounting  with  KPMG.  Mr. LaBass  received  a  B.B.A.  in  Accounting  from  the  University  of  Oklahoma.  He  is  a  Certified  Public  Accountant  and  a  member  of  the  American  Institute  of Certified Public Accountants.  117                 Table Of Contents Tony Ceci is Vice President of Corporate Development of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since July 2014.  Prior to joining, Mr. Ceci worked in the Energy Investment Banking Group at Raymond James & Associates, where he focused on public capital raises and M&A advisory work within the energy industry.  Prior to joining Raymond James, Mr. Ceci spent eight years at General Electric (GE), where he held various assignments in corporate finance, including  roles  in  financial  planning  and  analysis,  commercial  finance,  manufacturing  finance  and  acquisition  integration.    He  is  a  graduate  of  GE’s  Financial Management Program and served on GE’s Corporate Audit Staff, where he conducted financial and operational audits in the United States, Europe and Asia.  Mr. Ceci received an M.B.A., with honors, from The University of Texas at Austin and holds a B.A. with distinction in Economics from Connecticut College. Henry Cornell became a director of our board effective at the close of our public offering. Mr. Cornell was formerly a vice-chairman of the merchant banking division of Goldman Sachs & Co., where he worked for nearly 30 years prior to his retirement in February 2013. Mr. Cornell served on the firm’s corporate, real estate and infrastructure investment committees. He also led Goldman Sachs & Co.’s investment activities in Asia from 1988 – 2000. Prior to joining Goldman Sachs & Co., Mr. Cornell worked at Davis Polk & Wardwell. He currently serves on the international advisory board of Sotheby’s. Mr. Cornell is also the chairman of  the  board  of  the  Citizens  Committee  for  New  York  City,  a  trustee  of  the  Asia  Society,  a  trustee  of  the  Whitney  Museum,  and  a  member  of  the  Council  on Foreign Relations. Mr. Cornell received his B.A. from Grinnell College in 1976 and his J.D. from New York Law School in 1981. Philip C. Gisi has been a director of our board since the acquisition of SBG on December 31, 2012. Mr. Gisi is primarily involved in the senior housing, assisted living business, and is the owner, President and Chief Executive Officer of Edgewood Group LLC and Edgewood Vista Senior Living, Inc., Grand Forks, North Dakota. These companies develop, own, and manage assisted living and memory care communities, employing over 2,500 people in seven states with a capacity of about 3,000 residents in 52 locations. Mr. Gisi was also co-founder, President and Chief Executive Officer of SBG Energy Services, LLC, which provides fluid transportation, water disposal and other services to the oil field industry in western ND. Mr. Gisi currently serves as a board member of Altru Health System in Grand Forks, University of North Dakota, or UND, Alumni Association and UND Foundation, and is a Member of the Alumni Advisory Council of the College of Business and Public Administration at UND. Stan A. Lybarger has served as a director on the board of Cypress Energy Partners GP, LLC since March 5, 2014. Mr. Lybarger retired as president and chief executive officer of BOK Financial, a top 25 US-based bank, on January 1, 2014. He continues to serve on the board of directors of that corporation. Mr. Lybarger had a 40-year career with BOK Financial. Mr. Lybarger served as its first president and chief operating officer, in addition to continuing to hold that title for Bank of  Oklahoma.  He  became  the  chief  executive  officer  for  BOK  Financial  and  Bank  of  Oklahoma  in  1996.  Lybarger  earned  B.A.  and  M.B.A.  degrees  from  the University  of  Kansas,  and  a  Certification  from  the  Stonier  Graduate  School  of  Banking  at  Rutgers  University.  Mr.  Lybarger  has  also  been  an  industry  and community leader for decades and has held leadership positions at a number of organizations, including serving on the Federal Advisory Council (a 12-member council which consults and advises the Federal Reserve Board of Governors in Washington, DC), the Executive Committee of the Financial Institutions Division of the  American  Bankers  Association,  Chairman  of  the  Tulsa  Stadium  Trust,  Chairman  of  the  Tulsa  Metro  Chamber,  Chairman  of  the  Oklahoma  State  Chamber, Chairman of the Oklahoma Business Roundtable and Chairman of Tulsa Area United Way. J ohn T. McNabb II has served on the board of directors of Cypress Energy Partners GP, LLC, the general partner of the Partnership, where he has served as the Chairman of the Conflicts Committee. Mr. McNabb has served on the boards of eight publicly traded companies and currently sits on the board of Continental Resources (where he has served as Lead Director) and Willbros Group, Inc. Mr. McNabb was elected to serve as non-executive Chairman of the Board of Willbros from September 2007 until August 2014 when he was appointed Executive Chairman. He was appointed Chief Executive Officer in October 2014 and elected to the board of Directors in August 2006. Effective December 1, 2015, Mr. McNabb retired from his positions as Chairman and Chief Executive Officer and will not stand for re-election when his term as Director expires in 2016. He will continue to serve on the Finance and Executive Committees of Willbros Group, Inc. Mr. McNabb also serves as Senior Advisor and was formerly Vice Chairman, Corporate Finance of Duff & Phelps Securities LLC, a leading global financial advisory firm. Prior thereto, Mr. McNabb was a founder and Chairman of Growth Capital Partners LP and formerly was a Managing Director of Bankers Trust New York Corporation  and  a  board  member  of  BT  Southwest  Inc.,  a  wholly  owned  subsidiary  of  Bankers  Trust.  Prior  thereto,  he  served  in  various  capacities  with  The Prudential Insurance Company of America including having responsibility for a multi-billion dollar investment portfolio primarily focused on energy investments. He started his energy career with Mobil Oil in the E&P Division.  He has owned equity interests in approximately twenty private energy related companies and acted in operating or financial roles in several. Mr. McNabb has also served as a director of twelve private energy companies located in both Canada and the United States. He is an emeritus member of the board of Visitors of The Fuqua School of Business at Duke University and served as Chairman of the Board of Visitors of The University of Houston and also served as Chairman of the Dean’s Advisory Board at The Bauer College of Business and as an Executive Professor of Finance at the University of Houston. Mr. McNabb holds BA and MBA degrees from Duke University and served in the US Air Force during the Vietnam conflict, rising to the rank of Captain and was awarded the Air Medal with three Oak Leaf Clusters and the Distinguished Flying Cross. 118                 Table Of Contents Charles C. Stephenson, Jr. has been a director on the board of Cypress Energy Partners GP, LLC since the close of the initial public offering in January 2014. Since 2006, Mr. Stephenson has served as Chairman of the board of Premier Natural Resources, an independent oil and gas company of which he is also a co- founder.  Mr.  Stephenson  is  also  an  owner  of  Regent  Private  Capital  II  LLC  and  was  a  co-founder  and  director  of  Growth  Capital  Partners,  an  investment  and merchant banking firm. From 1983 to 2006, Mr. Stephenson worked for Vintage Petroleum, Inc. which he founded and for which he served as Chairman of the Board, President, and Chief Executive Officer at the time of its sale to Occidental Petroleum in 2006. Mr. Stephenson received a B.S. in petroleum engineering from  the  University  of  Oklahoma.  Mr.  Stephenson  is  a  member  of  the  Society  of  Petroleum  Engineers  and  has  served  on  the  board  of  the  National  Petroleum Council. Board Leadership Structure The chief executive officer of our general partner currently serves as the chairman of the board.  The board of directors of our general partner has no policy with respect to the separation of the offices of chairman of the board of directors and chief executive officer.  Instead, that relationship is defined and governed by the amended and restated limited liability company agreement of our general partner, which permits the same person to hold both offices.  Directors of the board of directors  of  our  general  partner  are  designated  or  elected  by  a  wholly  owned  subsidiary  of  Holdings.    Accordingly,  unlike  holders  of  common  stock  in  a corporation,  our unitholders  will have only limited  voting  rights on matters  affecting  our business or governance,  subject in all  cases to any specific  unitholder rights contained in our partnership agreement. Board Role in Risk Oversight Our organizational governance guidelines will provide that the board of directors of our general partner are responsible for reviewing the process for assessing the major risks facing us and the options for their mitigation.  This responsibility will be largely satisfied by our audit committee, which is responsible for reviewing and discussing with management  and our registered  public accounting  firm our major risk exposures and the policies  management  has implemented  to monitor such exposures, including our financial risk exposures and risk management policies Section 16(a) Beneficial Ownership Reporting Compliance Section 16(a) of the Exchange Act requires our general partner’s board of directors and officers, and persons who beneficially own more than 10% of a class of our equity securities registered pursuant to Section 12 of the Exchange Act to file certain reports with the SEC and NYSE concerning beneficial ownership of such securities.  To our knowledge, based solely on a review of the copies of such reports furnished to us and written representations by our directors and officers, we believe that all reporting obligations of our general partner’s directors and officers and our greater than 10% unitholders under Section 16(a) were satisfied during the year ended December 31, 2015, except as described herein. Due to an administrative oversight, Mr. English did not timely report three small acquisitions of common units purchased July 7, 2015, August 14, 2015 and November 13, 2015 through a broker’s dividend reinvestment program. Mr. English reported these purchases in a Form 4 filed March 14, 2016. Corporate Governance The board of directors of our general partner has adopted Corporate Governance Guidelines that outline important policies and practices regarding our governance and a Code of Business Conduct and Ethics that applies to the directors, officers and employees of our general partner and its affiliates and us. Non-management  directors  of our  general  partner  meet  in executive  session without  management  participation  at each  meeting  of the  board of directors.  These executive sessions are chaired by Stan A. Lybarger, the current chairman of our audit committee, or such independent director as he designates. Interested parties may communicate  directly  with the independent  directors  by submitting  a communication  in an envelope  marked “Confidential”  addressed to the “Independent Members of the Board of Directors” in care of Mr. Lybarger at: Cypress Energy Partners GP, LLC 5727 S. Lewis Avenue, Suite 300 Tulsa, Oklahoma 74105 We make available free of charge, within the “ Corporate Governance ” section of our website at www.cypressenergy.com, the Corporate Governance Guidelines, the Code of Business Conduct and Ethics and our Audit Committee Charter.  The information contained on, or connected to, our website is not incorporated by reference into this Annual Report on Form 10-K and should not be considered part of this or any other report that we file with or furnish to the SEC. 119                                   Table Of Contents ITEM 11. EXECUTIVE COMPENSATION We are an “emerging growth company” as defined under the JOBS Act. As such, we are permitted to meet the disclosure requirements of Item 402 of Regulation S-K by providing the reduced disclosures required of a smaller reporting company. Compensation Overview Executive Compensation We  do not directly  employ  any  of the  persons  responsible  for managing  our business.   Our general  partner,  under the  direction  of  its board  of directors,  or the board, is responsible for managing our operations and CEM LLC employs the employees that operate our business.  The compensation payable to the officers of our general partner is paid by CEM LLC and such payments are reimbursed by us.  However, we sometimes refer to the employees and officers of our general partner as our employees and officers in this report. This executive compensation disclosure provides an overview of the executive compensation program for our named executive officers identified below.  For the year ended December 31, 2015, our named executive officers (“NEOs”) were: ● ● ● Peter C. Boylan III, our Chairman, Chief Executive Officer and President; G. Les Austin, our Vice President and Chief Financial Officer; and Richard M. Carson, our Vice President and General Counsel. Summary Compensation Table For 2015 The following table sets forth certain information with respect to the compensation paid to our NEOs for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013. Name and Principal Position Year Salary Bonus (a) Unit Awards (b) All Other Compensation (c) Total Peter C. Boylan III Chairman, Chief Executive Officer and President  G. Les Austin Vice President and Chief Financial Officer Richard M. Carson Vice President and General Counsel   $   $   $ 2015 2014 2013 2015 2014 2013 2015 2014 2013   $   $ 399,050  352,512  258,420  260,000  211,667  175,000    $ 259,375  211,458  44,000 (d)     38,609    $ -      -      20,000    $ 70,000      -      20,000    $ 30,000      -      593,173    $ -      -      203,907    $ 599,712      -      203,907    $ 272,488      100,046      -    $ 2,390      28,676      1,030,832  354,902  287,096  -    $ -      -      -    $ -      -      483,907  881,379  175,000  483,282  513,946  144,046  (a) Represents cash bonus awards paid. For more information, see "Bonus awards" below. (b) Represents the grant date fair value of awards granted under the Cypress Energy Partners, L.P. 2013 Long-Term Incentive Plan as determined in accordance with FASB ASC Topic 718, as well as the change in grant date fair value associated with the conversion of previously granted CEP LLC awards into subordinated units in us for Mr. Austin and Mr. Carson, which amounts consist of $344,081 for Mr. Austin and $158,213 for Mr. Carson in 2014. For additional information, please see Note 11 to the Consolidated Financial Statements included in Item 8 in this Annual Report. (c) Represent cash payments provided for healthcare premiums for Mr. Boylan in 2013 and 2014. These payments were made in lieu of our providing any health or welfare benefits to Mr. Boylan. (d) Mr. Carson commenced service as our Vice President and General Counsel in September 2013 and became a full time employee of CEM LLC on January 1, 2014. The amount shown represents payments made in respect of Mr. Carson's part-time service with us during 2013 pursuant to an arrangement with Mr. Carson's former law firm. 120                                                                                                                                                                                                                                                         Table Of Contents Narrative Disclosure to Summary Compensation Table Elements of the compensation program .  For  2015,  the  primary  elements  of  compensation  for  our  NEOs  included  base  salary,  cash  bonus  awards  and  equity awards. Base compensation for 2015 .    Base  salaries  for  our  NEOs  were  originally  set  at  modest  levels,  primarily  due  to  our  limited  operating  history  at  the  time  such salaries were determined. Salaries were increased in February 2014 following the IPO to bring them more in line with competitive salaries in our industry. The following table sets forth the current annualized base salary rates for our NEOs as of December 31, 2015: Name and Principal Position Peter C. Boylan III Chairman, Chief Executive Officer and President G. Les Austin Vice President and Chief Financial Officer Richard M. Carson Vice President and General Counsel Current Base Salary   $   $   $ 411,712  275,000  275,000  Bonus awards . Our NEOs are eligible to receive discretionary cash bonus awards as our general partner’s board of directors may determine from time to time.  For 2015, Mr. Boylan, Mr. Austin and Mr. Carson received cash bonus awards. For 2014, Mr. Austin and Mr. Carson received cash bonus awards.  Mr. Boylan’s, Mr. Austin’s and Mr. Carson’s bonus awards were granted based on subjective performance determinations.  Discretionary long-term equity incentive awards .    In  December  2012,  in  connection  with  his  commencement  of  employment,  Mr.  Austin,  received  a  one-time award of Class C Units in CEP LLC, which were intended to allow Mr. Austin to share in the future equity appreciation of CEP LLC from and after the date of grant of such Class C Units.  Mr. Carson received a similar award in connection with his commencement of service in September 2013.  The awards vest in three equal annual installments on the third, fourth and fifth anniversary of the grantee’s commencement of service with us, respectively.  In connection with our IPO, the Class C units in CEP LLC were converted into subordinated units in us on an equivalent value basis, based on the per unit price in our IPO and with the same vesting  terms  as  applied  to  the  Class  C  Units.    Mr.  Austin’s  award  converted  into  30,143  subordinated  units  and  Mr.  Carson’s  award  converted  into  14,308 subordinated units. In connection with our IPO, we adopted the Cypress Energy Partners, L.P. 2013 Long-Term Incentive Plan, or the LTIP, under which we make periodic grants of equity and equity-based awards in us to our NEOs and other key employees and other service providers.  In addition to the equity awards received by Mr. Austin and Mr. Carson in connection with the conversion of previously issued awards in CEP LLC described above, in 2015 and 2014, we granted long-term incentive awards to Mr. Austin and Mr. Carson in the form of phantom units.  The phantom units are scheduled to vest in three equal annual installments on each of the third, fourth and fifth anniversaries of the grant date, subject to the NEO’s continued employment with us on the applicable vesting date and potential accelerated vesting as described below under “ Severance and change in control arrangements .” 121                                                                               Table Of Contents Outstanding Equity Awards at December 31, 2015 The following table provides information regarding the outstanding and unvested long-term equity incentive awards held by our NEOs as of December 31, 2015.  None of our NEOs held any option awards that were outstanding as of December 31, 2015. Name and Principal Position Grant Date Number of Units That Have Not Vested # Market Value of Units That Have Not Vested (a) Peter C. Boylan III (b) Chairman, Chief Executive Officer and President G. Les Austin Vice President and Chief Financial Officer Richard M. Carson Vice President and General Counsel March 26, 2015 March 26, 2015   December 31, 2014       February 1, 2014 - March 26, 2015   December 31, 2014       February 1, 2014 - (b), (d) 47,365  16,282  (d) 4,440  (c) 10,283  (d) 20,096  (e) 16,282  (d) 4,440  (c) 2,571  (d) 14,308  (e) 416,812  143,282  39,072  90,490  176,845  143,282  39,072  22,625  125,910  (a) Amount shown reflects the per-unit value based upon the December 31, 2015 closing price of $8.80 per common unit. (b) In addition to equity awards, as our co-founder Mr. Boylan also owns a part of Holdings. (c) Represents phantom units granted under the LTIP which vests 100% on June 30, 2016. (d) Represents phantom units granted under the LTIP and scheduled to vest in three equal annual installments on the third, fourth and fifth anniversaries of the grant date. (e) Represents subordinated units in us into which previously issued awards in CEP LLC that were outstanding as of December 31, 2013 were converted upon the closing of our IPO on January 21, 2014 based upon the IPO price of $20.00 per common unit. The remaining subordinated units for Mr. Austin are scheduled to vest in two equal annual installments on each of October 1, 2016 and 2017. The subordinated units for Mr. Carson are scheduled to vest in three annual installments on each of September 30, 2016, 2017 and 2018. Severance and change in control arrangements .  None of our NEOs has entered into any employment or severance agreements with our general partner or any of its affiliates. The terms of Mr. Austin’s and Mr. Carson’s subordinated unit awards provide that in the event of a change in control of the Partnership, their subordinated unit awards would become fully vested, effective immediately prior to such change in control; and the terms of their phantom restricted unit awards provide that in the event of a change in control of the partnership, their phantom restricted units would become fully vested should they no longer remain employed in their respective positions within six months after such change in control.  Retirement, Health, Welfare and Additional Benefits We provide a basic benefits package that is available to all full-time employees, which currently includes medical, dental, disability and life insurance and a 401(k) plan.  We do not expect to maintain a defined benefit pension plan for our executive officers, because we believe such plans primarily reward longevity rather than performance. Director Compensation Officers, employees or paid consultants or advisors of us or our general partner or its affiliates who also serve as directors do not receive additional compensation for their service as directors. Our independent directors who are not officers, employees or paid consultants or advisors of us or our general partner or its affiliates receive cash and equity-based compensation for their services as directors. Our non-employee director compensation program consists of the following: ● ● ● an annual cash retainer of $25,000, an additional annual cash retainer of (i) $5,000 for service as the chair of our conflicts committee and (ii) $7,500 for service as the chair of our audit committee, and an annual equity-based award granted under our LTIP, having a value as of the grant date of $50,000.  Equity-based awards are subject to vesting in equal annual installments over a period of three years, based upon continued service as an independent director.                                                                                                                                                                                                                                                                                       122 Table Of Contents Non-employee  directors  also  receive  reimbursement  for  out-of-pocket  expenses  associated  with  attending  such  board  or  committee  meetings  and  director  and officer liability insurance coverage. Each director will be fully indemnified by us for actions associated with being a director to the fullest extent permitted under Delaware law. In  addition  to  the  compensation  described  above,  Mr.  McNabb  and  Mr.  Lybarger  were  awarded  one  phantom  unit  under  the  LTIP  for  each  common  unit  they purchased in the directed unit program or in the open market from the time of our IPO through May 31, 2014 for a total of 15,000 phantom units for Mr. McNabb and 4,000 phantom units for Mr. Lybarger. The phantom units will vest in three equal annual installments.  The following table provides information regarding the compensation earned by our non-employee directors during the years ended December 31, 2015 and 2014. Name Henry Cornell Stan A. Lybarger John T. McNabb II Year 2015 2014 2015 2014 2015 2014   $   $   $ Cash Fees Earned Unit Awards (a) Total 25,000    $ 25,000      32,500    $ 32,500      30,000    $ 30,000      41,384    $ 21,540      41,384    $ 100,505      41,384    $ 297,728      66,384  46,540  73,884  133,005  71,384  327,728  (a) Represents the grant date fair value of the awards, as determined in accordance with FASB ASC Topic 718. For additional information, please see Note 11 to the Consolidated Financial Statements included in Item 8 in this Annual Report. Compensation Committee Interlocks and Insider Participation As  a  limited  partnership,  we  are  not  required  by  the  NYSE to  establish  a  compensation  committee.    Mr.  Boylan  III,  who  serves  as  the  Chairman  of  the  Board participates  in  his  capacity  as  a  director  in  the  deliberations  of  the  Board  concerning  executive  officer  compensation.    In  addition,  Mr.  Boylan  III  makes recommendations to the Board regarding named executive officer compensation but abstains from any decision regarding his own compensation. Compensation Committee Report Neither we nor our general partner has a compensation committee.  The board of directors of our general partner has reviewed and discussed the Compensation Overview set forth above and based on this review and discussion has approved it for inclusion in this Annual Report on Form 10-K. Peter C. Boylan III Stan A. Lybarger Henry Cornell John T. McNabb II Phil C. Gisi Charles C. Stephenson, Jr. Members of the Board of Directors of Cypress Energy Partners GP, LLC 123                                                                                                                                                                               Table Of Contents ITEM 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER MATTERS The following table sets forth the beneficial ownership of units of Cypress Energy Partners, L.P., as of March 15, 2015, held by beneficial owners of 5.0% or more of the units, by each director and named executive officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, our general partner, and by all directors and executive officers of our  general  partner  as  a  group.    The  percentage  of  units  beneficially  owned  is  based  on  a  total  of  5,923,975  common  units  and  5,913,000  subordinated  units outstanding. The amounts and percentage of units beneficially owned are reported on the basis of regulations of the SEC governing the determination of beneficial ownership of securities.  Under the rules of the SEC, a person is deemed to be a “beneficial owner” of a security if that person has or shares “voting power,” which includes the power to vote or to direct the voting of such security, or “investment power,” which includes the power to dispose of or to direct the disposition of such security.  In computing the number of common units beneficially owned by a person and the percentage ownership of that person, common units subject to options or warrants held by that person that are currently exercisable or exercisable within 60 days of March 15, 2016, if any, are deemed outstanding, but are not deemed outstanding for  computing  the  percentage  ownership  of  any  other  person.    Except  as  indicated  by  footnote,  the  persons  named  in  the  table  below  have  sole  voting  and investment  power  with  respect  to  all  units  shown  as  beneficially  owned  by  them,  subject  to  community  property  laws  where  applicable.    Unless  otherwise indicated, the address for each of the beneficial owners below is 5727 S. Lewis Avenue, Suite 300, Tulsa, Oklahoma 74105. Name of Beneficial Owner Cypress Energy Holdings, LLC (a) (b) ClearBridge Investments, LLC (c) Peter C. Boylan III G. Les Austin Richard M. Carson Jeffrey English Donald D. LaBass, Jr. Henry Cornell Philip C. Gisi John T. McNabb II Stan A. Lybarger Charles C. Stephenson, Jr. All directors and executive officers as a group (consisting of 10 Common Units Percentage of Common Units Percentage of Subordinated Subordinated Units Units Beneficially Beneficially Beneficially Beneficially Owned Owned Owned Owned Percentage of Total Common and Subordinated Units Beneficially Owned 1,344,650      445,810      20,242      11,500      4,950      1,275      2,000      1,742      25,000      28,242      20,996      215,340      22.7%    7.5%    *  *  *  *  *  *  *  *  *  3.6%    5,612,699      -      -      30,143      14,308      -      -      -      -      -      -      198,400      94.9%    -  -  *  *  -  -  -  -  -  -  3.4%    58.8% 3.8% *  *  *  *  *  *  *  *  *  3.5% 4.8% persons) 331,287      5.6%    242,851      4.1%    * an asterisk indicates that person or entity owns less than one percent. (a) Cypress Energy Holdings, LLC owns 100.0% of Cypress Energy Investments, LLC, which owns 100.0% of CEP TIR. CEP TIR owns 11.4% of our common units and 11.4% of our subordinated units. (b) Cypress Energy Holdings, LLC owns 100.0% of Cypress Energy Holdings II, LLC, which owns 100.0% of our general partner. Cypress Energy Holdings II, LLC owns 11.4% of our common units and 83.4% of our subordinated units. The following table sets forth the beneficial ownership of Cypress Energy Holdings, LLC. (c) Based solely on a Schedule 13G/A filed by ClearBridge Investments, LLC. The Schedule 13G/A states that ClearBridge Investments, LLC has sole voting and sole dispositive power over the reported common units. The interest of one account, ClearBridge American Energy MLP Fund, an investment company registered under the Investment Company Act of 1940 and managed by ClearBridge Investments, LLC, amounted to 355,210 common units or 6.0% of the total common units outstanding. The address of ClearBridge Investments, LLC is 620 8th Avenue, New York, NY 10018. 124                                                                                                                                                                                             Table Of Contents Name of Beneficial Owner Cynthia A. Field Trust (2) Charles C. Stephenson, Jr. CEP Capital Partners, LLC (3) Henry Cornell Lawrence D. Field, Jr. Trust - 2007 (2) Alex S. Field Trust - 2007 (2) Andrew M. Field Trust (2) Corry C. Stephenson Trust - 2007 (2) Kelly C. Stephenson Trust - 2007 (2) Julie A. Stephenson Trust - 2007 (2) Ownership Interest Ratio (1) 36.750% 27.468% 24.500% 2.000% 1.547% 1.547% 1.547% 1.547% 1.547% 1.547% (1) Cypress Energy Holdings, LLC is managed by a three-member board of directors consisting of Peter C. Boylan III, Lawrence D. Field and Charles C. Stephenson, Jr. The Election of each director requires the affirmative vote of members representing at least a majority of the voting ratio of Holdings and the concurrence of CEP Capital Partners, LLC. (2) Voting rights of the trust are exercised by Cynthia A. Field, as trustee. (3) CEP Capital Partners, LLC is owned and controlled by affiliates of Peter C. Boylan III, our Chairman, Chief Executive Officer and President. Securities Authorized for Issuance under Equity Compensation Plans In connection with the consummation of our IPO on January 21, 2014, the board of directors of our general partner adopted the 2013 Long-Term Incentive Plan.  The following table provides certain information with respect to this plan as of December 31, 2015: Plan Category Equity compensation plans approved by security holders Equity compensation plans not approved by security holders Total Number of Securities to be Issued upon Exercise of Outstanding Options, Warrants and Rights Weighted Average Exercise Price of Outstanding Options, Warrants and Rights Number of Securitites Remaining Available for Future Issuance under Equity Compensation Plans 361,698      -      361,698      -      -      -      820,902  -  820,902  Amounts shown represent outstanding phantom units. The phantom units do not have an exercise price. ITEM 13 . CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS Conflicts of Interest and Duties Under our partnership agreement,  our general partner has a contractual  duty to manage us in a manner it believes is in the best interests of our partnership and unitholders.    However,  because  our  general  partner  is  a  wholly  owned  subsidiary  of  Holdings,  the  officers  and  directors  of  our  general  partner  have  a  duty  to manage the business of our general partner in a manner that is in the best interests of Holdings.  As a result of this relationship, conflicts of interest may arise in the future between us and our unitholders, on the one hand, and our general partner and its affiliates, including Holdings, on the other hand.  For example, our general partner will be entitled to make determinations that affect the amount of cash distributions we make to the holders of common units, which in turn has an effect on whether our general partner receives incentive cash distributions.  In addition, our general partner may determine to manage our business in a way that directly benefits  Holdings’  businesses,  rather  than  indirectly  benefitting  Holdings  solely  through  its  ownership  interests  in  us.    We  expect  that  any  future  decision  by Holdings in this regard will be made on a case-by-case basis.  However, all of these actions are permitted under our partnership agreement and will not be a breach of any duty (fiduciary or otherwise) of our general partner.  125                                                                                                                                             Table Of Contents Delaware law provides that Delaware limited partnerships may, in their partnership agreements, expand, restrict or eliminate the duties (including fiduciary duties) otherwise  owed  by  the  general  partner  to  limited  partners  and  the  partnership.    As  permitted  by  Delaware  law,  our  partnership  agreement  contains  various provisions replacing the fiduciary duties that would otherwise be owed by our general partner with contractual standards governing the duties of the general partner and contractual methods of resolving conflicts of interest.  The effect of these provisions is to restrict the remedies available to unitholders for actions that might otherwise constitute breaches  of our general  partner’s fiduciary  duties.  Our partnership agreement  also provides that affiliates  of our general partner,  including Holdings and its controlled affiliates, are permitted to compete with us, and neither our general partner nor its affiliates have any obligation to present business opportunities to us.  By purchasing a common unit, the purchaser agrees to be bound by the terms of our partnership agreement, and pursuant to the terms of our partnership agreement, each holder of common units consents to various actions and potential conflicts of interest contemplated in our partnership agreement that might otherwise be considered a breach of fiduciary or other duties under Delaware law. As of December 31, 2015, the general partner and its controlled affiliates own 1,344,650 common units and 5,612,699 subordinated units, representing a 58.8% limited partner interest in us.  In addition, our general partner owns a 0.0% non-economic general partner interest in us. Distributions and Payments to Our General Partner and Its Affiliates The  following  table  summarizes  the  distributions  and  payments  to  be  made  by  us  to  our  general  partner  and  its  controlled  affiliates  in  connection  with  the formation, ongoing operation, and liquidation of Cypress Energy Partners, L.P.  These distributions and payments were determined by and among affiliated entities and, consequently, are not the result of arm’s-length negotiations. Formation Stage The consideration received by our general partner and its controlled  affiliates  prior  to  or  in  connection  with  the IPO for the contribution of the assets and liabilities to us 1,344,650 common units; 5,612,699 subordinated units; Operational Stage Distributions of available cash to our general partner and its controlled affiliates 0.0% non-economic general partner interest; the incentive distribution rights; and a cash payment of approximately $80.2 million from the proceeds of the IPO. We will generally make cash distributions to the unitholders pro rata, including Holdings and  its  controlled  affiliates,  as  holder  of  an  aggregate  of  1,344,650  common  units  and 5,612,699 subordinated units.  In addition, if distributions exceed the minimum quarterly distribution  and  target  distribution  levels,  the  incentive  distribution  rights  held  by  our general  partner  will  entitle  our  general  partner  to  increasing  percentages  of  the distributions in steps, up to 50% of the distributions above the highest target distribution level. During the year ended December 31, 2015 and the period of January 21, 2014 through December 31, 2014 (the pro-rata period from the closing of our IPO through year end) the distribution on all of our outstanding units for four quarters, our general partner and its affiliates received approximately $12.3 million and $11.3 million, respectively. 126                                                       Table Of Contents Payments to our general partner and its affiliates Withdrawal or removal of our general partner Liquidation Stage Liquidation Under our partnership agreement, we are required to reimburse our general partner and its  affiliates  for  all  costs  and  expenses  that  they  incur  on  our  behalf  for  managing  and controlling  our  business  and  operations.    Except  to  the  extent  specified  under  our amended and restated omnibus agreement, our general partner determines the amount of these expenses and such determinations must be made in good faith under the terms of our  partnership  agreement.    Under  our  amended  and  restated  omnibus  agreement,  we reimbursed  our general  partner  $4.04 million  and $3.8 million  in annual  administrative fees  for  expenses  incurred  by  it  and  their  respective  affiliates  in  providing  certain partnership  overhead  services  to  us,  including  the  provision  of  executive  management services by certain officers of our general partner for the year ended December 31, 2015 and the period of January 21, 2014 through December 31, 2014 (the pro-rata period from the  closing  of  our  IPO  through  year  end),  respectively.    This  fee  also  included  $2.0 million  in  annual  cash  expense  we  incurred  as  a  result  of  being  a  publicly  traded partnership.    The  annual  administrative  fee  is  subject  to  increase  by  an  annual  amount equal to PPI plus one percent or, with the concurrence of the conflicts committee, in the event  of  an  expansion  of  our  operations,  including  through  acquisitions  or  internal growth.  Please read “ Agreements with Affiliates — Omnibus Agreement ” below and “ Compensation Overview .”   If  our  general  partner  withdraws  or  is  removed,  its  general  partner  interest  and  its incentive  distribution  rights  will  either  be  sold  to  the  new  general  partner  for  cash  or converted into common units, in each case for an amount equal to the fair market value of those interests. Upon  our  liquidation,  the  partners,  including  our  general  partner,  will  be  entitled  to receive liquidating distributions according to their respective capital account balances. 127                                         Table Of Contents Agreements with Affiliates On January 21, 2014, we and other parties entered into the various agreements associated with the closing of our IPO, including the vesting of assets in, and the assumption of liabilities by, us and our subsidiaries. Omnibus Agreement We are party to an amended and restated omnibus agreement with Holdings, CEM LLC, CEP LLC, our general partner, CEP TIR, the TIR Entities, Charles C. Stephenson, Jr. and Cynthia A. Field that address the following matters, among other things: ● ● ● our  payment  of  an  annual  administrative  fee  to  be  paid  in  quarterly  installments  to  Holdings  for  providing  us  with  certain  partnership  overhead services, including for certain executive management services by certain officers of our general partner, and compensation expense for all employees required  to  manage  and  operate  our  business.    This  fee  also  includes  the  incremental  general  and  administrative  expenses  we  incur  as  a  result  of being a publicly traded partnership; our right of first offer on Holdings’ and its subsidiaries’ assets used in, and entities primarily engaged in, providing saltwater disposal and other water and environmental services; and indemnification of us by Holdings for certain environmental and other liabilities, including events and conditions associated with our operation of assets that occur prior to the closing of the IPO and our obligation to indemnify Holdings for events and conditions associated with the operation of our  assets  that  occur  after  the  closing  of  the  IPO  and  for  environmental  liabilities  related  to  our  assets  to  the  extent  Holdings  is  not  required  to indemnify us. So long as Holdings controls our general partner, our amended and restated omnibus agreement will remain in full force and effect, unless we and Holdings agree to terminate it sooner.  If Holdings ceases to control our general partner, either party may terminate our amended and restated omnibus agreement, provided that the indemnification obligations will remain in full force and effect in accordance with their terms.  We and Holdings may agree to amend our amended and restated omnibus  agreement;  however,  amendments  that  the  general  partner  determines  are  adverse  to  our  unitholders  will  also  require  the  approval  of  the  conflicts committee. Payment of Administrative Fee and Reimbursement of Expenses We pay an annual administrative fee in quarterly installments to Holdings.  The administrative fee is intended to reimburse Holdings for providing us with certain partnership  overhead  services,  including  for  certain  executive  management  services  by  certain  officers  of  our  general  partner,  and  for  paying  on  our  behalf  all compensation expense for the employees required to manage and operate our business and all expenses incurred by us as a result of our becoming and continuing as a publicly traded entity, including costs associated with Exchange Act filings, independent public accounting firm fees, partnership governance and compliance, registrar and transfer agent fees, tax return and Schedule K-1 preparation and distribution, legal fees and director compensation. The  amount  of  the  administrative  fee  is  subject  to  increase  each  year  by  the  percentage  equal  to  the  increase,  if  any,  in  the  PPI  plus  1.0%.    In  addition,  the administrative fee may be increased with the approval of our conflicts committee in the event of an expansion of our operations, including though acquisitions or internal growth, a change in applicable law or regulation, or as agreed upon by us and our general partner.  Right of First Offer Under our amended and restated omnibus agreement, if Holdings or its controlled subsidiaries decide to sell, transfer or otherwise dispose of any of the assets or entities listed below within a five-year period following the closing of the IPO, Holdings will provide notice to us of such intended disposition and provide us with the  opportunity  to  make  the  first  offer  on  any  assets  used  in,  or  entities  engaged  primarily  in,  providing  saltwater  disposal  and  other  water  and  environmental services to U.S. onshore oil and natural gas producers and trucking companies in the U.S., including any assets or entities currently owned by or acquired from SBG Energy Services, LLC. After receiving the notice of Holdings’ intention to sell or transfer such assets, we will have 45 days to make an offer to Holdings with our proposed terms for the acquisition.  The consummation and timing of any acquisition by us of the assets covered by our right of first offer will depend upon, among other things, our ability to reach an agreement  with Holdings on price and other terms and our ability  to obtain financing on acceptable  terms.  Accordingly, we can provide no assurance whether, when or on what terms we will be able to successfully consummate any future acquisitions pursuant to our right of first offer, and Holdings is under no obligation to accept any offer that we may choose to make or to enter into any commercial agreements with us. 128                                         Table Of Contents Indemnification Under our amended and restated omnibus agreement, Holdings will indemnify us, without giving effect to any cap, for the following matters: ● Environmental :  all  known  and  unknown  environmental  liabilities  that  are  associated  with  the  ownership  or  operation  of  our  assets  and  due  to occurrences on or before the closing of the IPO.  Indemnification for any unknown environmental liabilities will be limited to liabilities arising out of occurrences in existence before the closing of the IPO and identified prior to the third anniversary of the closing of the IPO, and will be subject to an aggregate deductible of $350,000 before we are entitled to indemnification; ● Retained Assets : all events and conditions associated with any assets retained by Holdings regardless of when they occur; ● ● ● ● ● IPO Transactions : for a period of five years after the closing of the IPO to the extent not covered by other indemnifications in our amended and restated omnibus agreement, the formation transactions, asset contributions and ownership of the contributed assets prior to the closing, as well as any event or condition that arise out of ownership of the contributed assets prior to closing; Titles and Permits : for a period of five  years after  the closing of the IPO, any failure  to have at the closing of the offering  any title,  right  of way, consent,  license,  permit,  or  approval  necessary  for  us  to  own  or  operate  our  assets  in  substantially  the  same  manner  that  the  assets  were  owned  or operated immediately prior to the closing of the IPO and as described in this report, subject to an aggregate deductible of $500,000; Litigation :  any  legal  proceedings  attributable  to  ownership  or  operation  of  the  contributed  assets  prior  to  the  closing  of  the  IPO,  except  that indemnification for any legal proceeding not known at the time of the closing of the IPO is subject to an aggregate deductible of $250,000; TIR Restructuring Transactions : the acquisition of the shares in Tulsa Inspection Resources, Inc. and the merger of Tulsa Inspection Resources, Inc. with the TIR Entities; and Tax Liabilities :  for  a  period  up  to  60  days  past  the  expiration  of  any  applicable  statute  of  limitations,  any  tax  liability  attributable  to  the  assets contributed to us arising prior to the closing of the IPO or otherwise related to Holdings’ contribution of those assets to us in connection with the IPO. We have agreed to indemnify Holdings, without giving effect to any deductible or cap, for events and conditions associated with the operation of our assets that occur after the closing of the IPO and for environmental liabilities related to our assets to the extent Holdings is not required to indemnify us as described above. Contribution Agreement In connection  with the closing of the IPO, we entered  into a contribution  agreement  with Holdings and certain  of its subsidiaries  that effected  the restructuring transactions, including the transfer of CEP LLC to us and the use of the net proceeds of the IPO. Contribution, Conveyance and Assumption Agreement On  February  20,  2015,  we  entered  into  a  contribution  agreement  with  CEP,  our  General  Partner,  Holdings,  CEP-TIR,  Mr.  Charles  C.  Stephenson,  Jr.  and  Ms. Cynthia  Field  (together  with  CEP-TIR  and  Mr.  Charles  C  Stephenson,  Jr.,  the  “Contributors”).  The  following  transactions  contemplated  by  the  Contribution Agreement occurred at the simultaneous closing: ● ● a series of conveyances, contributions and distributions by each of the Contributors to the Partnership, and ultimately  to CEP, of the remaining 49.9% limited liability company interest not previously owned by the Partnership in each of the TIR Entities; payment to the Contributors of an aggregate $52.6 million in cash borrowed under our secured Credit Agreement with Deutsche Bank AG, New York Branch and BMO Harris Bank; and ● amending and restating of the omnibus agreement, as described above under “— Omnibus Agreement.” 129                                                             Table Of Contents Relationships with SBG One  of  our  directors,  Phil  Gisi,  is  also  a  director  and  executive  officer  of  SBG  Energy  Services,  LLC  (“SBG”),  and  Creek  Energy  Services,  LLC  (“Creek”  - formerly Rud Transportation LLC), an affiliate of SBG.  As discussed below, we have commercial arrangements with SBG, SBG Disposal (“SBG Disposal”) LLC and Creek, and we believe the terms of these transactions are similar to what would have been obtained from an unaffiliated third party. SBG Management Services Agreement On  December  31,  2012,  Holdings,  acting  through  one  of  its  subsidiaries,  entered  into  a  management  services  agreement  with  SBG  Disposal.    Pursuant  to  this agreement, SBG Disposal provided day-to-day oversight, management, development, construction and operations of the SWD facilities we acquired from SBG.  Effective October 1, 2013, SBG Disposal contributed this agreement to CES LLC, which was owned 49.0% by SBG Disposal prior to our acquisition of the 49% interest on June 1, 2015.  All personnel providing such services became employees of Cypress Energy Management – Bakken Operations, LLC, a wholly owned subsidiary of CEM LLC, on December 22, 2013.  This agreement has a five year term that will automatically renew for 90 day periods unless terminated by either party  with  written  notice.    Prior  to  the  contribution  of  the  management  agreement,  SBG  Disposal  was  paid  a  monthly  fee  equal  to  4.75%  of  gross  revenues  in addition to reimbursable expenses such as direct staffing expenses and supplies. SBG Option Agreement On December 31, 2012, CEP LLC, acting through a subsidiary, entered into an option agreement with SBG.  Pursuant to this agreement, SBG, the sole member of SBG  Disposal,  granted  CEP  LLC  the  option  to  purchase  51.0%  of  the  membership  interests  in  SBG  Disposal  for  $500,000.  On  December  6,  2013,  CEP  LLC, acting  through  a  subsidiary,  effectively  exercised  this  option  by  entering  into  an  asset  contribution  and  assumption  agreement  with  SBG  Disposal,  or  the  asset contribution agreement, through which SBG Disposal conveyed certain of its assets, including all fixed assets, to CES LLC in exchange for a 49.0% membership interest in CES LLC prior to our acquisition of the 49% interest on June 1, 2015 and a cash payment from CES LLC of $500,000.  This transaction was effective October 1, 2013.  The assets contributed included a 25.0% non-controlling interest in an SWD facility in Watford City, North Dakota and five management services agreements  related  to  SBG  Disposal’s  management  of  ten  SWD  facilities  in  North  Dakota,  eight  of  which  we  own.    CES  LLC  is  consolidated  in  our  financial statements beginning October 1, 2013. SBG Omnibus Option Agreement On December 31, 2012, Holdings, acting through one of its subsidiaries, entered into an omnibus option agreement with SBG and its owners, including Philip Gisi.  Pursuant to this agreement, Holdings has the first right to negotiate with the owners of SBG if they decide to sell the membership interest in SBG.  The agreement also provides Holdings with the first right to negotiate with SBG if SBG decides to sell any of the following assets: ● ● ● ● its membership interest in Creek, a wholly owned subsidiary of SBG that owns trucking equipment engaged in hauling water to and from producers in North Dakota; all of SBG’s right to any water pipeline construction, development or acquisition opportunity; all of SBG’s interest in its gas and diesel wholesale venture; and all of SBG’s interest in its hot water and rail spur ventures. Holdings also acquired the right to purchase certain other assets that it does not currently anticipate exercising. Effective July 1, 2015, the Partnership waived its rights to purchase and its rights of first refusal related to certain SWD assets pursuant to this option agreement with SBG Energy in exchange for $1.0 million. The $1.0 million payment has been reflected as gain on waiver of right of purchase other , net on the Consolidated Statements of Operations for the year ended December 31, 2015. 130                                           Table Of Contents Assignment and Assumption Agreements On November 7, 2013, the lenders of the TIR Entities’ prior mezzanine facilities irrevocably assigned and sold to TIR Capital Partners, LLC, (“TIR Capital”), all of the  lenders’  rights  and  obligations  under  the  mezzanine  facilities,  and  TIR  Capital  irrevocably  purchased  and  assumed  all  of  such  rights  and  obligations  for approximately $20.0 million.  From November 7 to December 24, 2013 when the mezzanine facilities were repaid and retired from borrowings under the Credit Agreement, the TIR Entities paid TIR Capital, as the new lender under the mezzanine facilities, interest on the outstanding balance of the mezzanine facilities at a rate of 14.7%, or an aggregate amount of approximately $0.4 million.  In addition, on December 5, 2013, Wells Fargo irrevocably assigned and sold to TIR Capital all of its rights and obligations under the TIR Entities’ prior revolving credit facility, and TIR Capital irrevocably purchased and assumed all of such rights and obligations for approximately $38.0 million.  From December 5 to December 24, 2013 when the revolving credit facility was repaid and retired from borrowings under the Credit Agreement, the TIR Entities paid TIR Capital, as the new lender under the revolving credit facility, interest on all outstanding advances at the annualized rate of LIBOR plus 4.0% for previously outstanding U.S. dollar advances and at the annualized rate of CDOR plus 4.55% for previously outstanding Canadian dollar advances, or an aggregate amount of approximately $0.1 million.  TIR Capital was a newly formed financing entity owned and controlled jointly by Peter C. Boylan III, our Chairman, Chief Executive Officer and President and an indirect owner of our general partner, and Charles C. Stephenson, Jr., a director of our general partner, an indirect owner of our general partner and a partial owner of the TIR Entities. Mr. Boylan’s Sharing Interest in Holdings In connection  with the formation  of Holdings, as a co-founder,  Mr. Boylan, our Chairman, Chief Executive  Officer  and President  was issued a limited  liability company  interest  in  Holdings,  based  upon  his  arms’  length  negotiation  with  Charles  C.  Stephenson,  Jr.,  the  other  co-founder  of  Holdings.    The  terms  of  Mr. Boylan’s  limited  liability  company  interest  provided  that  Mr.  Boylan  initially  receive  a  5.0%  sharing  interest  in  the  profits  and  losses  of  Holdings  and  in  any distributions made by Holdings in respect of its equity securities, which sharing interest increasing to 24.50% effective on the earlier of April 1, 2015 or the IPO of our equity securities.  As a result, Mr. Boylan’s sharing interest in Holdings was increased to 24.50% (25% prior to admission of Henry Cornell) in connection with the consummation of the IPO. Procedures for Review, Approval and Ratification of Related Person Transactions The board of directors of our general partner adopted a related party transactions policy in connection with the closing of the IPO that provides that the board of directors of our general partner or its authorized committee will review on at least a quarterly basis all related person transactions that are required to be disclosed under  SEC  rules  and,  when  appropriate,  initially  authorize  or  ratify  all  such  transactions.    In  the  event  that  the  board  of  directors  of  our  general  partner  or  its authorized committee considers ratification of a related person transaction and determines not to so ratify, the code of business conduct and ethics will provide that our management will make all reasonable efforts to cancel or annul the transaction. The related party transactions policy provides that, in determining whether or not to recommend the initial approval or ratification of a related person transaction, the  board  of  directors  of  our  general  partner  or  its  authorized  committee  should  consider  all  of  the  relevant  facts  and  circumstances  available,  including  (if applicable)  but  not  limited  to:  (1)  whether  there  is  an  appropriate  business  justification  for  the  transaction;  (2)  the  benefits  that  accrue  to  us  as  a  result  of  the transaction; (3) the terms available to unrelated third-parties entering into similar transactions; (4) the impact of the transaction on a director’s independence (in the event the related person is a director, an immediate family member of a director or an entity in which a director or an immediate family member of a director is a partner, shareholder, member or executive officer); (5) the availability of other sources for comparable products or services; (6) whether it is a single transaction or a series of ongoing, related transactions; and (7) whether entering into the transaction would be consistent with the code of business conduct and ethics. 131                     Table Of Contents ITEM 14. PRINCIPAL ACCOUNTANT FEES AND SERVICES We have engaged Ernst & Young LLP as our independent registered public accounting firm. The following table sets forth fees we have paid to Ernst & Young LLP for the years ended December 31, 2015, 2014 and 2013. Audit and Non-Audit Fees Audit fees (a) Audit-related fees (b) Tax fees (c) All other fees Total 2015 Years Ended December 31, 2014 2013   $   $ 870    $ 70      194      -      1,134    $ 959    $ 28      303      -      1,290    $ 1,968  145  493  -  2,606  (a)  Fees for audit services include fees associated with the annual audit of Cypress Energy Partners, L.P. and reviews of the Partnership's quarterly reports. (b) Includes fees related to acquisition due diligence and accounting consultations. (c) Includes fees for tax services for Cypress energy Partners, L.P. and affiliates in connection with tax compliance, tax advice and tax planning. Audit Committee Pre-Approval Policies and Procedures Our audit committee has adopted an audit committee charter which requires the audit committee to pre-approve all audit and non-audit services to be provided by our  independent  registered  public  accounting  firm.    The  audit  committee  does  not  delegate  its  pre-approval  responsibilities  to  management  or  to  an  individual member of the audit committee.  Since our audit committee was not established until January 2014, our board of directors pre-approved all services reported in the audit, audit-related, tax, and all other fees categories for 2013 above. 132                                                           Table Of Contents ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES (a)   Documents to be filed as part of this Annual Report PART IV 1. 2. Financial Statements. Financial  Statement  Schedules:  Financial  Statement  Schedules  are  omitted  because  they  are  not  required,  not  significant,  not  applicable  or  the information is shown in another schedule, the financial statements or the notes to Consolidated Financial Statements. 3. Exhibits: See “ Exhibit Index ” below. Exhibit Index Exhibit number 2.1   Description   Contribution, Conveyance and Assumption Agreement, dated February 20, 2015, by and among Cypress Energy Holdings, LLC, Cypress Energy  Partners,  LLC,  Cypress  Energy  Partners,  L.P.,  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC,  Cypress  Energy  Partners  –  TIR,  LLC,  Mr. Charles C. Stephenson, Jr. and Ms. Cynthia Field (incorporated by reference to Exhibit 2.1 of our Current Report on Form 8-K filed on February 23, 2015)  3.1  3.2  3.3  3.4  3.5 10.1 10.2† 10.3 10.4† 10.5 10.6 10.7   Limited Partnership Agreement of Cypress Energy Partners, L.P. (incorporated by reference to Exhibit 3.1 of our Registration Statement on Form DRS filed on September 20, 2013) First  Amended  and  Restated  Agreement  of  Limited  Partnership  of  Cypress  Energy  Partners,  L.P.  dated  as  of  January  21,  2014  (incorporated by reference to Exhibit 3.1 of our Current Report on Form 8-K filed on January 27, 2014)   Certificate of Formation of Cypress Energy Partners GP, LLC (incorporated by reference to Exhibit 3.5 of our Registration Statement on Form S-1/A filed on December 17, 2013)   Amended  and  Restated  Limited  Liability  Company  Agreement  of  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC  dated  as  of  January  21,  2014 (incorporated by reference to Exhibit 3.2 of our Current Report on Form 8-K filed on January 27, 2014)   Certificate  of  Limited  Partnership  of  Cypress  Energy  Partners,  L.P.  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  3.7  of  our  Registration Statement on Form S-1/A filed on December 17, 2013)   Contribution,  Conveyance  and  Assumption  Agreement  dated  as  of  January  21,  2014,  by  and  among  Cypress  Energy  Partners,  L.P., Cypress Energy Holdings, LLC, Cypress Energy Holdings II, LLC, Cypress Energy Partners, LLC, Cypress Energy Partners GP, LLC, Cypress  Energy  Partners  –  SBG,  LLC,  Cypress  Energy  Partners  –  TIR,  LLC,  Tulsa  Inspection  Resources,  LLC,  Mr.  Charles  C. Stephenson, Jr., Ms. Cynthia Field, Mr. G. Les Austin and Mr. Richard Carson (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on January 27, 2014)   Cypress Energy Partners, L.P. 2013 Long-Term Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.3 of our Current Report on Form 8-K filed on January 27, 2014)   Omnibus Agreement dated as of January 21, 2014, by and among Cypress Energy Partners, L.P., Cypress Energy Holdings, LLC, Cypress Energy  Management,  LLC,  Cypress  Energy  Partners,  LLC,  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC,  Cypress  Energy  Partners  –  TIR,  LLC, Foley  Inspection  Services  ULC,  Tulsa  Inspection  Resources,  LLC,  Tulsa  Inspection  Resources  –  Canada  ULC,  Tulsa  Inspection Resources Holdings, LLC, Tulsa Inspection Resources – Nondestructive Examination, LLC, Charles C. Stephenson, Jr. and Cynthia Field (incorporated by reference to Exhibit 10.2 of our Current Report on Form 8-K filed on January 27, 2014) Form of Cypress Energy Partners, L.P. 2013 Long-Term Incentive Plan Phantom Unit Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.4 of our Registration Statement on Form S-1/A filed on December 17, 2013)   Credit Agreement, dated as of December 24, 2013 between Cypress, as borrower, certain of its affiliates as co-borrowers and guarantors, Deutsche  Bank  AG,  New  York  Branch,  as  a  lender,  swing  line  lender  and  collateral  agent,  the  other  lenders  from  time  to  time  party thereto,  and  Deutsche  Bank  Trust  Company  Americas,  as  the  administrative  agent  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.5  of  our Registration Statement on Form S-1/A filed on January 10, 2014)   Amendment  No.  1  to  Credit  Agreement,  dated  as  of  October  21,  2014  between  Cypress,  as  borrower,  certain  of  its  affiliates  as  co- borrowers  and  guarantors,  Deutsche  Bank  AG,  New  York  Branch,  as  collateral  agent,  lender,  issuing  bank  and  swing  line  lender,  the other lenders from time to time party thereto, and Deutsche Bank Trust Company Americas, as the administrative agent (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on October 24, 2014)   Amended  and  Restated  Omnibus  Agreement,  dated  February  20,  2015,  among  Cypress  Energy  Holdings,  LLC,  Cypress  Energy Management, LLC, Cypress Energy Partners, LLC, Cypress Energy Partners, L.P., Cypress Energy Partners GP, LLC, Cypress Energy Partners  –  TIR,  LLC,  Foley  Inspection  Services  ULC,  Tulsa  Inspection  Resources,  LLC,  Tulsa  Inspection  Resources  –  Canada  ULC, Tulsa  Inspection  Resources  Holdings,  LLC  and  Tulsa  Inspection  Resources  –  Nondestructive  Examination,  LLC  (incorporated  by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on February 23, 2015) 133                                         Table Of Contents 10.8 21.1* 23.1* 31.1* 31.2*   Amendment No. 2 to Credit Agreement,  dated May 4, 2015, by and among Cypress Energy Partners, L.P., Cypress Energy Partners – TIR, LLC, Cypress Energy Partners, LLC and Tulsa Inspection Resources, LLC, as borrowers, Tulsa Inspection Resources – Canada ULC, Foley Inspection  Services  ULC,  the  guarantors  party  thereto,  Deutsche  Bank  AG,  New  York  Branch,  in  its  capacity  as  collateral  agent  and  as  a lender, issuing bank and swing line lender, Deutsche Bank Trust Company Americas, in its capacity as administrative agent, and the several banks  and  other  financial  institutions  or  entities  from  time  to  time  parties  thereto  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.1  of  our  Current Report on Form 8-K filed on May 7, 2015)   List of Subsidiaries of Cypress Energy Partners, L.P.   Consent of Ernst & Young LLP   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(a) or Rule 15d-14(a), as Adopted Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   Chief Financial Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(a) or Rule 15d-14(a), as Adopted Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 32.1**   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(b) or Rule 15d-14(b) and Section 1350 of Chapter 63 of Title 18 of the United States Code, as Adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 32.1**   Chief Financial Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(b) or Rule 15d-14(b) and Section 1350 of Chapter 63 of Title 18 of the United States Code, as Adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 101 INS* 101 SCH* 101 CAL* 101 DEF* 101 LAB* 101 PRE*   XBRL Instance Document   XBRL Schema Document   XBRL Calculation Linkbase Document   XBRL Definition Linkbase Document   XBRL Label Linkbase Document   XBRL Presentation Linkbase Document Filed herewith. Furnished herewith. * ** † Management contract or compensatory plan or arrangement. 134                         Table Of Contents Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized, in the City of Tulsa, State of Oklahoma, on March 23, 2016. SIGNATURES Cypress Energy Partners, L.P. By: Cypress Energy Partners GP, LLC, its general partner /s/ G. Les Austin By: G. Les Austin Title: Chief Financial Officer Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacities indicated. Signature Title Date / s/ Peter C. Boylan III Peter C. Boylan III / s/ G. Les Austin G. Les Austin / s/ Henry Cornell Henry Cornell / s/ Philip C.Gisi Philip C. Gisi / s/ Stan A. Lybarger Stan A. Lybarger / s/ John T. McNabb II John T. McNabb II / s/ Charles C. Stephenson, Jr. Charles C. Stephenson, Jr.   Chief Executive Officer and Chairman of the Board March 23, 2016   Chief Financial Officer and Treasurer (Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)   Director   Director   Director   Director   Director 135 March 23, 2016 March 23, 2016 March 23, 2016 March 23, 2016 March 23, 2016 March 23, 2016                                                                                                                                                                                     Subsidiaries of the Partnership Brown Integrity - PUC, LLC Brown Integrity, LLC CF Inspection Management, LLC Cypress Energy Finance Corporation Cypress Energy Partners - 1804 SWD, LLC Cypress Energy Partners - Bakken, LLC Cypress Energy Partners - Grassy Butte SWD, LLC Cypress Energy Partners - Green River SWD, LLC Cypress Energy Partners - Manning SWD, LLC Cypress Energy Partners - Mork SWD, LLC Cypress Energy Partners - Mountrail SWD, LLC Cypress Energy Partners - Orla SWD, LLC Cypress Energy Partners - Pecos SWD, LLC Cypress Energy Partners - SBG, LLC Cypress Energy Partners - Texas, LLC Cypress Energy Partners - Tioga SWD, LLC Cypress Energy Partners - Williams SWD, LLC Cypress Energy Partners, LLC Cypress Energy Services, LLC Foley Inspection Services ULC Pipeline Services International, LLC Tulsa Inspection Resources - Canada ULC Tulsa Inspection Resources - Nondestructive Examination, LLC Tulsa Inspection Resources - PUC, LLC Tulsa Inspection Resources Holdings, LLC Tulsa Inspection Resources, LLC Exhibit 21.1 Jurisdiction of Incorporation / Formation Delaware Texas Delaware Delaware North Dakota Delaware North Dakota North Dakota North Dakota Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Texas North Dakota Delaware Delaware Delaware Alberta Texas Alberta Delaware Delaware Delaware Delaware                                                                       Consent of Independent Registered Public Accounting Firm We consent to the incorporation by reference in the following Registration Statements: (1) Registration Statement (Form S-3 No. 333-204786) of Cypress Energy Partners, L.P., and (2) Registration Statement (Form S-8 No. 333-193445) pertaining to the 2013 Long Term Incentive Plan of Cypress Energy Partners, L.P.; of our report dated March 23, 2016, with respect to the consolidated financial statements of Cypress Energy Partners, L.P. included in this Annual Report (Form 10-K) of Cypress Energy Partners L.P. for the year ended December 31, 2015. Exhibit 23.1 /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 23, 2016                     CERTIFICATION OF CHIEF EXECUTIVE OFFICER PURSUANT TO RULE 13A-14(A) AND RULE 15D-14(A) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934, AS AMENDED Exhibit 31.1 I, Peter C. Boylan III, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Cypress Energy Partners, L.P. (the “registrant”); Based  on  my  knowledge,  this  report  does  not  contain  any  untrue  statement  of  a  material  fact  or  omit  to  state  a  material  fact  necessary  to  make  the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; Based  on  my  knowledge,  the  financial  statements,  and  other  financial  information  included  in  this  report,  fairly  present  in  all  material  respects  the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; The  registrant’s  other  certifying  officer(s)  and  I  are  responsible  for  establishing  and  maintaining  disclosure  controls  and  procedures  (as  defined  in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: a. b. c. d. Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; Designed  such  internal  control  over  financial  reporting,  or  caused  such  internal  control  over  financial  reporting  to  be  designed  under  our supervision,  to  provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated  the  effectiveness  of  the  registrant’s  disclosure  controls  and  procedures  and  presented  in  this  report  our  conclusions  about  the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal  quarter  (the  registrant’s  fourth  fiscal  quarter  in  the  case  of  an  annual  report)  that  has  materially  affected,  or  is  reasonably  likely  to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The registrant’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a. b. All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and Any  fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who  have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal control over financial reporting. Date: March 23, 2016 / s / Peter C. Boylan III Peter C. Boylan III Chief Executive Officer Cypress Energy Partners GP, LLC ( as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.)                                                   CERTIFICATION OF CHIEF FINANCIAL OFFICER PURSUANT TO RULE 13A-14(A) AND RULE 15D-14(A) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934, AS AMENDED Exhibit 31.2 I, G. Les Austin, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Cypress Energy Partners, L.P. (the “registrant”); Based  on  my  knowledge,  this  report  does  not  contain  any  untrue  statement  of  a  material  fact  or  omit  to  state  a  material  fact  necessary  to  make  the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; Based  on  my  knowledge,  the  financial  statements,  and  other  financial  information  included  in  this  report,  fairly  present  in  all  material  respects  the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; The  registrant’s  other  certifying  officer(s)  and  I  are  responsible  for  establishing  and  maintaining  disclosure  controls  and  procedures  (as  defined  in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: a. b. c. d. Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; Designed  such  internal  control  over  financial  reporting,  or  caused  such  internal  control  over  financial  reporting  to  be  designed  under  our supervision,  to  provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated  the  effectiveness  of  the  registrant’s  disclosure  controls  and  procedures  and  presented  in  this  report  our  conclusions  about  the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal  quarter  (the  registrant’s  fourth  fiscal  quarter  in  the  case  of  an  annual  report)  that  has  materially  affected,  or  is  reasonably  likely  to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The registrant’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a. b. All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and Any  fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who  have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal control over financial reporting. Date: March 23, 2016 / s / G. Les Austin G. Les Austin Chief Financial Officer Cypress Energy Partners GP, LLC ( as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.)                                                   CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350 AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 Exhibit 32.1 In connection with the Annual Report on Form 10-K of Cypress Energy Partners, L.P. (the “Partnership”), as filed with the Securities and Exchange Commission on  the  date  hereof  (the  “Report”),  the  undersigned,  Peter  C.  Boylan  III,  Chief  Executive  Officer  of  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC,  the  general  partner  of Cypress Energy Partners, L.P. and G. Les Austin, Chief Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that: (1) (1) the Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and the  information  contained  in  the  Report  fairly  presents,  in  all  material  respects,  the  financial  condition  and  results  of  operations  of  the Partnership. Date: March 23, 2016 Date: March 23, 2016 /s/ Peter C. Boylan Peter C. Boylan III Chief Executive Officer Cypress Energy Partners GP, LLC (as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.) /s/ G. Les Austin G. Les Austin Chief Financial Officer Cypress Energy Partners GP, LLC (as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.)                                     

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above