Cypress Energy Partners LP
Annual Report 2016

Plain-text annual report

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549 (MARK ONE) FORM 10-K ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2016 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 ☐ 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, 2016 was $41,080,196.                                                                               As of March 8, 2017, the registrant had 11,869,195 common units outstanding. DOCUMENTS INCORPORATED BY REFERENCE: NONE             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. Table of Contents 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 2   Page 5  16 43 43 45 45 45 48 53 72 73 117 117 118 118 123 127 128 135 136 138                                                  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. “Hydrotesting” A process in which pressure vessels such as pipelines and fuel tanks can be tested for strength and leaks by filling the vessel with a liquid and pressurizing the vessel to the specified test pressure. “ 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. 3                                                                                   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-Brown ” refers to Cypress Energy Management – Brown, LLC, a wholly owned subsidiary of CEM LLC (formerly CEM-BO, Cypress Energy Management – Bakken Operations, 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 1,346,800 common units representing 11.3% of our outstanding common 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 5,610,549 common units representing 47.3% of our outstanding common 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-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. 4                                                                                             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 essential midstream services including 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”), which includes the TIR Entities, (2) Integrity Services (“IS”), comprised of Brown and (3) Water and Environmental Services (“W&ES”).  We also have a number of other potential 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 both new and existing 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 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 both 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 tested, 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 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 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 attractive to our current and future customers.  These facilities also contain oil skimming processes that remove 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% interest in this facility.   The W&ES segment is directly tied to oil and gas activity and is impacted by changes in commodity prices, competition and newly completed oil and gas wells. 5                           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 of Mr. Stephenson’s family,  a  company  controlled  by  our  Chairman,  Chief  Executive  Officer  and  President,  Peter  C.  Boylan  III,  Henry  Cornell  and  a  company  controlled  by  Mr. Cornell.    Holdings’  owners  bring  substantial  industry  relationships  and  specialized,  value-creation  capabilities  that  we  believe  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 also the retired 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  64.3%  of  our outstanding limited partner interests, Holdings and its affiliates have a strong alignment of interests with our minority unitholders to ensure 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 improving industry fundamentals . ● ● ● PIS .  We intend to continue to position ourselves as a trusted provider of high quality essential 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 industry downturn, however, we believe that we can continue to grow organically by acquiring new customers and additional work from existing customers.  In 2016, we added 23 new customers in this segment.  We also continue to grow our business development team to pursue these opportunities. IS .  Effective May 1, 2015, we acquired Brown, which represents our Integrity Services business segment.  The two year industry downturn materially impacted Brown and the IS segment.  We took a variety of actions in the second half of 2016 to materially reduce the cost structure of Brown.  We remain cautiously optimistic that Brown is well positioned to resume its growth as customers have become more active following the industry downturn over the last two years, as is evidenced by the addition of 18 new customers in 2016.  It is our intent to capitalize on the strong reputation of Brown and assist in expanding the geography of our IS business. W&ES .  We believe that the 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 that has materially impacted this segment over the last two years.  We took aggressive actions in the second quarter of 2016 to adjust our cost structure to the lower volumes associated with the industry downturn.  We continue to look for 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,  E&P  companies  are  having  their  central  procurement  and  Environment,  Health  and  Safety  (“EHS”)  conduct inspections of our SWD facilities.  This trend should benefit our Partnership.  We remain an approved vendor for many prestigious investment grade E&P companies that demand very high standards from their vendors.  Although the oil and gas industry can be cyclical in nature (as is evidenced  by  the  two  year  downturn),  our  current  business  strategy  is  to  derive  a  material  portion  of  our  volume  and  revenue  from  existing wells.  Although new drilling activity declined materially the last two years, the rebound in commodity prices have led to an increase in drilling activity in both basins in which we operate.  Currently, the Permian is much stronger than the Bakken.  A portion of W&ES SWD facilities will continue to 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. 6                       ● ● ● ● Optimize existing SWD assets.    The average age of our SWD facilities was 4.3 years at the end of 2016.  We estimate that we only utilized approximately  25%  of  the  aggregate  annual  capacity  of  these  facilities  for  the  year  ended  December  31,  2016  as  a  result  of  the  two  year industry downturn.  Our permitted capacity is much higher than our estimated capacity of approximately 50 million barrels per year.  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  nine pipelines connected to five of our SWD 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 two-year industry downturn placed material pressure on both the volumes we processed and the prices we were able to charge for our services.  The industry began a recovery following OPEC’s decision to reduce production in November 2016. 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 2016 pipeline water volumes increased 82,000 barrels from piped water volumes in 2015. As a percentage of total water volume, pipeline water was 45% in 2016 and was 31% 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 2015 and 2016 and avoided overpaying for acquisitions. We remain optimistic that attractive 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 (such as 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.  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”), which includes the TIR Entities, (2) Integrity Services (“IS”), comprised of Brown and (3) Water and Environmental Services (“W&ES”). Our IRS private letter ruling (“PLR”) allows for expansion into other lines of business. Our long-term goal continues to be diversifying the Partnership into other attractive lines of business including, but not limited to, traditional midstream activities, production chemicals and remote monitoring of energy infrastructure, in addition to the continued expansion 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  essential  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 90 pipeline inspection and integrity customers include oil and natural gas producers, pipeline owners and operators and public utility companies throughout North America. We also have a joint venture with CF Inspection that is a nationally qualified minority owned inspection firm affiliated with one of CEH’s owners. CF Inspection serves energy companies that require a minority owned vendor. We own 49% of CF Inspection and  Cynthia  A.  Field,  the  daughter  of  Charles  C.  Stephenson,  Jr.  owns  51%  of  CF  Inspection.  In  2016,  CF  Inspection  represented  4.6%  of  our  consolidated revenue. 7                             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  16,000  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,  2016  and  2015,  we  employed  or  engaged  an  average  of  1,147  and  1,392 inspectors, respectively, in the U.S. and Canada. 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,  comprised  of  Brown,  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 hydrostatic testing projects on new and existing pipelines 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 averaged 23 and 33 field technicians performing the testing services during the years ended December 31, 2016 and 2015, respectively. 8                                                                  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.  Five of our facilities are connected to nine different pipelines owned by various energy companies in both North Dakota and the Permian basin. In addition to owning and operating the ten SWD facilities, we manage another SWD facility in which we own a 25% interest.  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  and  proppant,  are  injected  into  the  well  during  the  completion  process  and  are partially  recovered  as  flowback  water.    When  it  is  removed,  this  flowback  water  contains  sand,  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 the water as necessary prior to injection, and then inject the water into the SWD well at depths of at least 4,000 feet after recovering the skim oil.  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 an 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 after recovering any skim oil.  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.  The residual oil recovery can be material when substantial drilling and completions occur nearby our SWD facilities. ● 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 based on a percentage of the gross revenue of the facility or a minimum monthly fee. 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, 2016, 2015 and 2014, produced water represented approximately 96%, 93%, and 82%, respectively, of our total barrels of disposed water. This differentiates us from many competitors that focus on flowback water 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 wastewater 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.  In Texas, we have an office and housing 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 and to identify the  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 customers that have stringent approval standards and field audits performed by their Environmental, Health and Safety groups. 9                                  The amount of saltwater disposed in our SWD facilities decreased 5.6 million barrels for the year ended December 31, 2016 to 13.3 million barrels as compared to the year ended December 31, 2015 due primarily to decreased oil and gas well activity in the Bakken region as well as increased competition in the Permian basin. The volume of saltwater decreased from 19.1 million barrels for the year ended December 31, 2014 to 18.9 million barrels for the year ended December 31, 2015, a decline of approximately 0.2 million barrels, driven primarily by substantially lower activity in the Bakken region. Several new facilities opened during 2016 in the Permian basin that competed for business with our locations. As of December 31, 2016, 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 (1), (2) Arnegard, ND (1) Principal Customers PIS County Williams Dunn McKenzie Mountrail Reeves Williams Mountrail Reeves Billings McKenzie McKenzie In-service Date Leased / Owned (3) June 2011 December 2011 May 2012 June 2012 July 2012 August 2012 September 2012 September 2012 October 2012 May 2013 August 2014 Owned Owned Leased Leased Owned Owned Owned Owned Leased Leased Leased (1)   Currently receives piped water. (2)   We own a 25.0% non-controlling interest in this SWD facility. (3)  Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements. 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,  2016  and  2015,  PIS  had  85  -  95  customers.  The  five  largest  customers  in  this  segment  generated approximately, 62%, and 65% of our segment revenue for the years ended December 31, 2016 and 2015, respectively. For the years ended December 31, 2016 and 2015, we had three customers that individually accounted for more than 10% of segment revenues. 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. During the year ended December 31, 2016, we had approximately  60 customers. Our ten largest customers generated approximately 71% of our total segment revenue during the year ended December 31, 2016. We had two customers that each generated more than 10% of the total segment revenues during 2016. Our ten largest customers generated approximately 70% of our revenue during the year ended December 31, 2015. We had two customers that each generated more than 10% of the total segment revenues during 2015. 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, 2016, 2015 and 2014, we had approximately 180, 178, and 206 customers, respectively, in W&ES. Our ten largest customers generated approximately 65%, 62%, and 60% of W&ES revenue for the years ended December 31, 2016, 2015, and 2014, respectively. For the years ended December 31, 2016 and 2015, there were two customers and one customer, respectively, that generated 10% or more of W&ES revenue. 10                                                                                                                                     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 (hydrotesting) is highly competitive. We believe that the principal competitive factors in our business are customer service, safety and price. Our competition consists primarily of smaller regional integrity firms and pipeline construction companies that pipeline owners allow to test their own construction and repair work. W&ES The  water  and  environmental  services  business  is  highly  competitive  with  relatively  low  barriers  of  entry.  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 to another third-party disposal company. Many E&P companies also own their own SWD facilities and water  gathering  systems  and  therefore,  do  not  send  their  produced  water  to  third  parties  for  disposal.  We  believe  that  the  principal  competitive  factors  in  our businesses include gaining and maintaining customer approval of SWD facilities, location of facilities in relation to customer activity, reputation, safety record, reliability of service, track record of environmental & regulatory compliance, customer service, insurance coverage, and price. Seasonality PIS Inspection work varies depending upon the geographic location of our customers. The third and beginning of the 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.  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 could decline. IS Since most of the work of the IS 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 and during the month of November and December, presumably due to the holiday season and 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.  Seasonality is not typically a significant factor in the Permian Basin in west Texas, however, ice and snow can lead to reduced activity for 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. 11                                       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 May 2016, a nonprofit environmental group filed suit in the federal district court for the District of Columbia, seeking a declaratory  judgment directing the EPA to review and reconsider the RCRA E&P waste exemption. If the RCRA E&P waste exemption is repealed or modified, we could become subject to more rigorous and costly operating and disposal requirements. 12                   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. 13                           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 IS segment has certain equipment requirements in various states. 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 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 agreement entered into force in November 2016 after more than 70 countries, including the United States, ratified or otherwise consent to be bound by the agreement. 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. 14                   The EPA conducted a study of the potential impacts of hydraulic fracturing activities on drinking water. The EPA released its final report in December 2016.   The study  concluded  that  under  certain  limited  circumstances,  hydraulic  fracturing  activities  and  related  disposal  and  fluid  management  activities,  could  adversely affect drinking water supplies. 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, 2016 and 2015, we employed approximately 95 and 105 people, respectively, in our executive and shared  services  area,  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 so through CEM TIR, providing the necessary  personnel resources  to PIS. PIS employed or engaged approximately 1,300 and  inspectors as of December 31, 2016 and 2015, of which approximately 320 and 160, respectively, were 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 operates a shared services model that provides accounting, billing, treasury, human relations, information technology, and other services to all of our divisions. Most 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 approximately 30 individuals at December 31, 2016, down from about 70 at December 31, 2015. The employees in IS are full-time employees that we pay even when they are not utilized and billable on hydrotesting work for customers. There were approximately 10 people employed by CEM LLC at December 31, 2016 that worked at our Texas and North Dakota facilities. CEM LLC also owned CEM-Brown,  which  provided  staff  for  our  North  Dakota  SWD  facility  operations  prior  to  2016.  Our  total  Texas  and  North  Dakota  staff  was  reduced approximately  70%  in  2016  primarily  due  to  additional  automation  at  our  facilities.  CEM  LLC  and  CEM-Brown  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. 15                 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 also carry a variety of insurance coverages for our operations as required by law. 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. We do not carry business interruption insurance given its cost and coverage limitations. 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  $18.4  million  per  year,  based  on  the  number  of  outstanding  common  units  as  of  March  8,  2017.  We  may  not  have sufficient available cash from operating surplus each quarter to enable us to pay the minimum quarterly distribution.  Because of various factors, including the recent  oil  and  gas  economic  downturn,  it  is  currently  anticipated  that,  for  the  immediate  future,  our  quarterly  distributions  may  be  significantly  less  than  our minimum quarterly distribution (potentially half the current distribution). On February 14, 2017, we officially exited subordination pursuant to the terms of the Partnership  agreement.  As  a  result,  our  subordinated  units  were  converted  to  common  units  at  that  time.  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, other SWD facilities, and other types of businesses; 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. 16                                                                       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, interest rates, 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 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 404 rigs in May 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  2016.  If  crude  oil  prices  do  not  rise,  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 3%, 4% and 6% of our revenue for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively. The Bakken region of North Dakota generally requires higher oil prices than are required in the Permian Basin in order to generate suitable economic  returns  for  E&P  companies.  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. 17                                                  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; access to necessary labor and services; the access to and cost of debt and equity 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 PIS segment are substantial, which will reduce our borrowing capacity for other purposes and reduce our cash available for 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. 18                                                                                                  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  80%,  71%  and  78%  of  our  consolidated  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2016,  2015  and  2014, respectively. There were three customers that accounted for more than 10% of revenues for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014; Enbridge Energy Partners,  Pacific  Gas  and  Electric  Company,  and  Plains  All  America  Pipeline  in  2016;  Enbridge  Energy  Partners,  Enterprise  Products  Partners  and  Plains  All America Pipeline in 2015 and 2014. 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. 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 The credit risks of our concentrated customer base could result in losses. Many of our customers are oil and natural gas companies that have or may face 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. 19                           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 6%, 8% and 22% of our revenue for the years ended December 31, 2016, 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 grew rapidly since our inception in 2012 prior to the industry downturn, primarily through acquisitions. We believe that our future success depends on our ability to manage growth 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; 20                                        ● ● ● ● ● ● 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 substantially 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 seeking acquisitions of other types of businesses 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. 21                                                    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, a 25% interest in Alati Arnegard, 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. 22                                                                                         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 and extend its maturity date to December 24, 2018. 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,  2016,  we  had  $136.9  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. 23                                                                 Our  ability  to  refinance  and  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.  24                   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  $139 thousand on our balance  sheet  related  to our future closure  obligations  of our SWD facilities  as of December  31, 2016. 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 conducted a study of the potential impacts of hydraulic fracturing activities on drinking water. The EPA released its final report in December 2016. The study  concluded  that  under  certain  limited  circumstances,  hydraulic  fracturing  activities  and  related  disposal  and  fluid  management  activities,  could  adversely affect drinking water supplies. 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. As a result,  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. 25                         Increased attention to seismic activity associated with hydraulic fracturing and underground disposal could result in additional regulations and adversely 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 May 2016, a nonprofit environmental group filed suit in the federal district court for the District of Columbia, seeking a declaratory judgment directing the EPA to review and reconsider the RCRA E&P waste exemption. 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. 26                         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 may 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 agreement entered into force in November 2016 after over 70 countries, including the United States, ratified or otherwise consented to be bound by the agreement. 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 operations 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. 27                       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, and failure to do so could result in significant 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, workers compensation rates 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. 28                           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  lightning  strikes,  equipment  defects,  vehicle  accidents,  explosions,  earthquakes,  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 lightning 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 financial 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. 29                         New technology, including those involving recycling of saltwater or the replacement of water in fracturing 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.  30                         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 Senior 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 business 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 lightning strikes, hurricanes, seismic activity such as earthquakes, 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 the Partnership does not carry business interruption insurance, due to its relatively high cost as compared to its coverages and limitations thereof. 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 negatively 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. 31                                                                  The amount of cash we have available for distribution to holders of our common 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 purposes, 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  have  recently  implemented  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 this continued implementation process 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. 32                           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 will need to be compliant  by calendar  year 2018, with an attest  function performed  by our independent  registered  public accounting  firm for the year ended December 31, 2018. 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 sustained failure of our information technology systems could adversely affect our business. An enterprise-wide information system has been 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 have recently implemented 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 partner 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  2016  year-end,  Holdings  and  its  affiliates  own  a  64.3%  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; 33                                      ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● 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, and the amount of adjusted operating surplus generated in any given period; 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 incentive distributions; 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 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; our general partner may or may not provide financial support to the Partnership. They may also require compensation for financial support in the form of additional units, preferred equity, dividend reinvestment plan, and other mechanisms; 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  the 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 acquisitions. 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. 34                                                               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. 35                                               Our partnership agreement restricts the remedies available to holders of our common 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 reimbursements and fees due to Holdings for services provided to us or on our behalf following the termination 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. However, during the year ended December 31, 2016, Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving payment of the quarterly administrative fee. Holdings received no consideration for this support. In the future, Holdings may require appropriate compensation if it provides any future additional support. This fee is subject to increase by an amount equal to the producer price index (“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. 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  termination  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 is required to remove our general partner. As of March 8, 2017, Holdings and its affiliates own 64.3% of our outstanding common units.  36                                         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; 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. As of March 8, 2017, Holdings and CEP-TIR together hold 6,957,349 common units. 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. 37                                                     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 opportunities 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. As of March 8, 2017, Holdings and its affiliates own approximately 64.3% of our common units and therefore are not currently 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, 2016, there are only 4,226,315 publicly traded common units held by public unitholders. As of March 8, 2017, Holdings and CEP-TIR own 6,957,349 common units representing an aggregate 58.6% 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.   38                           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 approval 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 the holder of the incentive distribution rights 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, the holder of the incentive distribution rights will be entitled to receive a number of common units equal to that number of common units that would have entitled the holder to an average aggregate quarterly cash distribution in the prior two quarters equal to the average of the distributions 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  cash distributions related to the incentive distribution rights and may, therefore, desire the holder of the incentive distribution rights 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 unitholder 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. 39                         Tax Risks Our tax treatment depends on our status as a partnership for U.S. federal income 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 additional 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 potential 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. 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.  40                                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 distribution 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 expected. 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 subsidiaries that are treated as corporations 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 unrelated 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.  41                           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 subsidiaries that are treated as corporations 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 actual 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 first 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 have 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 common 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. 42                           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, 2016, 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  most  having  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 (1), (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Reeves Williams Mountrail Reeves Billings McKenzie McKenzie In-service Date Leased / Owned (3) June 2011 December 2011 May 2012 June 2012 July 2012 August 2012 September 2012 September 2012 October 2012 May 2013 August 2014 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. 43                                                                                                                       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 Canadian operations that expires April 30, 2017. Our IS segment owns 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.  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. In the first quarter of 2017, CES received a cash payment and other consideration and the parties settled the matter and dismissed all associated claims. 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 8, 2017, the closing price for the common units was $12.14 per unit and there were approximately 3,700 unitholders of record and beneficial owners (held in street name) of the Partnership’s common units. The Partnership will issue approximately 6,200 federal K-1s to unitholders of record for 2016. In addition to our common units issued at our IPO date, we also issued 5,913,000 subordinated units, for which there was no established public trading market. As of December 31, 2016, 5,612,699 of the subordinated units were effectively held by Holdings and its controlled affiliates, either directly or indirectly through its ownership  of  CEP-TIR.  The  remaining  300,301  subordinated  units  were  held  directly  by  certain  beneficial  owners  and  management.  With  the  payment  of  the February 2017 quarterly distribution and the fulfillment of other requirements as provided in the partnership agreement, on February 14, 2017 the subordination period with respect to our 5,913,000 subordinated units expired and all outstanding subordinated units converted to common units on a one-for-one basis. Prior to the  conversion  date,  the  subordinated  units  were  not  entitled  to  receive  distributions  until  the  common  units  received  the  minimum  quarterly  distribution  of $0.3875 per common unit plus any arrearages from prior quarters. The conversion did not impact the total number of our outstanding units representing limited partner interests. 45                                          The high and low trading prices for our common units and distribution paid per unit by quarter were as follows: Quarter Ended High Low Distribution (a) March 31, 2014 June 30, 2014 September 30, 2014 December 31, 2014 March 31, 2015 June 30, 2015 September 30, 2015 December 31, 2015 March 31, 2016 June 30, 2016 September 30, 2016 December 31, 2016     $ 26.00    $ 24.97      25.78      24.93      19.83      18.00      16.64      12.99      10.73      10.27      12.36      11.69      19.55    $ 21.65      22.22      11.54      11.82      12.41      9.21      7.02      5.28      7.34      8.04      8.99      0.301389(b) 0.396844  0.406413  0.406413  0.406413  0.406413  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 pro-rated 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.  It is the Partnership’s intent to continue to make cash distributions to unitholders on a quarterly basis, however, the Partnership makes no representation  or  assurances  as  to  the  availability  of  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; ● 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. 46                                                                                                                                                                                   Distributions Although  it  is  the  Partnership’s  policy  to  continue  to  make  cash  distributions  to  unitholders  on  a  quarterly  basis,  the  Partnership  makes  no  representation  or assurances as to the availability of future cash distributions since they are dependent upon future earnings, cash flows, capital requirements, financial condition and other factors. It is currently anticipated that our cash distributions will be reduced by fifty percent until the board of directors determines that an increase would be appropriate. Our partnership agreement requires that 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 (“IDRs”) 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.  The IDRs are effectively held by the same ownership group that own and control our general partner. The following discussion assumes there are no arrearages on common units. If for any quarter we have distributed available cash from operating surplus to the common unitholders in an amount equal to 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 owner(s) of the IDRs 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 the owner(s) of the IDRs, 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 the owner(s) of the IDRs, 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 the owner(s) of the IDRs. 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, 2016. Unregistered Sales of Equity Securities None not previously reported on a current report on Form 8-K. Issuer Purchases of Equity Securities None. 47                                             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 .” 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  saltwater  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 common units were sold to the general public. The remaining common units and 100% of the subordinated units were constructively owned by affiliates, employees, and directors of the Partnership. With the payment of the February 2017 quarterly distribution and the fulfillment of other requirements provided in the partnership agreement , on February 14, 2017 the subordination period with respect to our 5,913,000 subordinated units expired and all outstanding subordinated units converted to common units on a one-for-one basis. 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               Cypress Energy Partners, L.P. Predecessor (d) Year Ended December 31, 2016 Year Ended December 31, 2015 (a) Year Ended December 31, 2014 Period from March 15 (Inception) through December 31, 2012 (c) Recast Year Ended December 31, 2013 (b) Recast Year Ended December 31, 2012   $ 297,997  262,517  35,480  21,853  4,861  10,530  (1,764)   6,559  —  (9,162)   (4,499)   (4,663)     $ 167,512  135,699  19,388    $ 24,819  (1,330)   (21,289)   1.63  1,376  (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  599  3,492    $ 404,418  355,355  49,063  21,321  6,345  32,546  (11,149)   3,208  446  (15,179)   4,973  249,133    $ 213,690      35,443      12,467      5,164      4,131      13,681      4,000      1,376      4,355      22        $ 619  309  310  2,056  99  —  (1,845)     —  —  (1,845)     —  (20,152)   4,333      —    $ 190,882  139,129  40,702    $ 187,524  75,282  100,428  238,441    $ 72,851      135,547        $ 26,921  (64,879)   42,501  1.63  1,857    $ 13,016  (2,286)   (16,030)   1.51  2,286  7,154    $ 5,779      13,363      —      4,329        $ 79,990  —  77,746  (2,244)   $ (65,613)     68,341  —  65,613  19,794    $ 24,663    $ 28,499    $ 23,110    $ (1,746)   $ 22,238  23,147  18,190  23,079      (1,746)     12,203  3,662  8,541  477  1,398  —  6,666  111  —  6,595  —  —  27,588  2,314  24,769  7,246  (15,236) 8,425  —  15,236  8,104  8,104  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 limited partners /   $ controlling interests Operational Data Average number of inspectors (PIS segment) Average revenue per inspector per week Average number of field personnel (IS segment) Average revenue per field personnel per week Total barrels of saltwater disposed (in thousands) Average revenue per barrel   $   $   $ 1,147  4,601  23  11,577  13,307  0.67    $   $   $ 1,392  4,711  33  12,653  18,864  0.78    $   $ 1,535  4,773    $ 1,706      4,952      19,066  1.18    $ 19,541      1.14    $ 551  1.12    $ 8,674  1.41  (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes operations of Brown (IS segment) from the May 1, 2015 acquisition date to 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) 49                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     Non-GAAP Financial Measures We define Adjusted EBITDA as net income (loss); plus interest expense; depreciation,  amortization  and accretion expenses; income tax expense; impairments; non-cash allocated expenses; offering costs; and equity-based compensation expense. We define Adjusted EBITDA attributable to limited partners as net income (loss) attributable to limited partners; plus interest expense attributable to limited partners; depreciation, amortization and accretion expenses attributable to limited partners; impairments attributable to limited partners; income tax expense attributable to limited partners; offering costs attributable to limited partners; non-cash allocated expenses attributable to limited partners; and equity-based compensation attributable to limited partners. We define Distributable Cash Flow as Adjusted EBITDA attributable to limited partners excluding cash interest paid, cash income taxes paid and maintenance capital expenditures. Adjusted EBITDA, Adjusted EBITDA attributable to limited partners and Distributable Cash Flow are used as supplemental financial measures by management and by external users of our financial statements, such as investors and commercial banks, to assess:  ● ● ● ● ● 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  these  non-GAAP  measures  provide  useful  information  to  investors  in  assessing  our  financial  condition  and  results  of operations.  The GAAP measures most directly comparable to Adjusted EBITDA, Adjusted EBITDA attributable to limited partners’ and Distributable Cash Flow are net income (loss) and cash flow from operating activities. These non-GAAP measures should not be considered as alternatives to the most directly comparable GAAP financial measure. Each of these non-GAAP measures exclude some, but not all, items that affect the most directly comparable GAAP financial measure. Adjusted  EBITDA,  Adjusted  EBITDA  attributable  to  limited  partners  and  Distributable  Cash  Flow  should  not  be  considered  alternatives  to  net  income  (loss), income  (loss)  before  income  taxes,  net  income  (loss)  attributable  to  limited  partners,  cash  flows  from  operating  activities,  or  any  other  measure  of  financial performance calculated in accordance with GAAP, as those items are used to measure operating performance, liquidity, or the ability to service debt obligations.  Because Adjusted EBITDA, Adjusted EBITDA attributable to limited partners, and Distributable Cash Flow may be defined differently by other companies in our industry,  our  definitions  of  Adjusted  EBITDA,  Adjusted  EBITDA  attributable  to  limited  partners,  and  Distributable  Cash  Flow  may  not  be  comparable  to  a similarly titled measure of other companies, thereby diminishing their utility. The  following  tables  present  a  reconciliation  of  net income (loss) to  Adjusted  EBITDA  and  to  Distributable  Cash  Flow,  a  reconciliation  of  net income (loss) attributable to limited partners to Adjusted EBITDA attributable to limited partners and to Distributable Cash Flow, and a reconciliation of net cash provided by operating activities to Adjusted EBITDA and to Distributable Cash Flow for each of the periods indicated. 50                                     Reconciliation of Net Income (Loss) to Adjusted EBITDA and to Distributable Cash Flow Net income (loss) Add: Interest expense Depreciation, amortization and accretion Impairments Income tax expense Non-cash allocated expenses Offering costs Equity based compensation Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to general partner Adjusted EBITDA attributable to non-controlling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests  Less:  Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures  Distributable cash flow 2016 Years ended December 31, 2015 (a) (in thousands) 2014   $ (9,162)   $ 4,091    $ (15,179) 6,559      5,788      10,530      1,195      3,798      —      1,086      19,794    $ (2,500)     56      22,238    $ 5,656      6,004      6,645      452      648      —      1,167      24,663    $ —      1,516      23,147    $ 3,208  6,513  32,546  468  497  446  —  28,499  1,651  8,658  18,190  6,717      15,521    $ 5,940      17,207    $ 381  17,809    $   $   $ (a) The Partnership acquired a 51% ownership interest in Brown effective May 1, 2015.  Due to this, amounts for the year ended December 31, 2015 include Brown from this date forward. The Partnership acquired the remainder of the TIR Entities February 1, 2015. Adjusted EBITDA attributable to non- controlling interests for the year ended December 31, 2015 includes the activity of the TIR Entities through its acquisition date. Reconciliation of Net Income (Loss) Attributable to Limited Partners to Adjusted EBITDA Attributable to Limited Partners and to Distributable Cash Flow Net income (loss) attributable to limited partners Add: Interest expense attributable to limited partners Depreciation, amortization and accretion attributable to limited partners Impairments attributable to limited partners Income tax expense attributable to limited partners Equity based compensation attributable to limited partners  Adjusted EBITDA attributable to limited partners  Less: 2016 Years ended December 31, 2015 (a) (in thousands) 2014   $ 1,635    $ 4,140    $ (20,301) 6,556      5,373      6,409      1,179      1,086      22,238      5,290      5,522      6,645      383      1,167      23,147      861  4,849  32,546  235  —  18,190  Cash interest paid, cash taxed paid and maintenance capital expenditures Distributable cash flow   $ 6,717      15,521    $ 5,940      17,207    $ 381  17,809  (a) The Partnership acquired a 51% ownership interest in Brown effective May 1, 2015.  Due to this, amounts for the year ended December 31, 2015  include Brown from this date forward.  The Partnership acquired the remainder of the TIR Entities February 1, 2015.  Adjusted EBITDA attributable to limited partners for the year ended December 31, 2015 includes the activity of the TIR Entities through its acquisition date. 51                                                                                                                                                                                                                                                                                              Reconciliation of Net Cash Provided by Operating Activities to Adjusted EBITDA and to Distributable Cash Flow 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 Adjusted EBITDA attributable to general partner Adjusted EBITDA attributable to non-controlling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests  Less:  Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures  Distributable cash flow 2016(a) Years ended December 31, 2015 (a) (in thousands) 2014   $   $   $   $ 24,819    $ (9,871)     (1,350)     (478)     (662)     —      —      5,989      1,219      128      19,794    $ (2,500)     56      22,238    $ 26,921    $ (9,039)     (233)     1,222      196      —      —      5,109      484      3      24,663    $ —      1,516      23,147    $ 13,016  (6,650) 933  2,964  15,612  446  (785) 2,494  468  1  28,499  1,651  8,658  18,190  6,717      15,521    $ 5,940      17,207    $ 381  17,809  (a) The Partnership acquired a 51% ownership interest in Brown effective May 1, 2015.  Due to this, amounts for the year ended December 31, 2015  include Brown from this date forward.   52                                                                                                                                                          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.  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  a management agreement in place to provide staffing and management services to one 25%-owned SWD facility in the Bakken Shale region. 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 construction companies. We perform these services on newly-constructed and existing natural gas and petroleum pipelines. We generally charge our customers in this segment on a fixed-bid basis. Bid prices vary based 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  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, and the nature and duration of the project. 53                       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 receive 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.  Revenues  in this  segment  are recognized  when the service  is performed  and collectability  of fees is reasonably assured. We also generate revenue for managing an SWD facility.  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 and utilization in IS; ● saltwater disposal and residual oil volumes in W&ES; ● operating expenses; ● segment gross margin; ● safety metrics;   ● ● Adjusted EBITDA;   ● maintenance and expansion capital expenditures; 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, miscellaneous infrastructure, distribution systems, and the legal and regulatory requirements relating to the inspection and maintenance of those assets.   Field Personnel Headcount and Utilization 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, and 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, and 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 fee 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. 54                                               Approximately 6%, 8%, and 22% of our W&ES segment revenue for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively, 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, lease expenses, and utility 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. 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 $4.0 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 administrative fee that are attributable to the operations of the Partnership, these expenses are reported in our Consolidated Statements of Operations within general and administrative expense and as an equity contribution attributable to our General Partner in our Consolidated Statement of Equity. Included in this administrative fee are 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; certain 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 terminiation of our amended and restated omnibus agreement could be substantial and will reduce the amount of cash we have available to distribute to unitholders. During the year ended December 31, 2016, Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving payment of the quarterly administrative fee. We reported the amount of the waived fee within general and administrative expense in our consolidated statement of operations and as an equity contribution in our consolidated statement of equity.  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 of our W&ES Segment constituted approximately 60% and 75% of the net book value of our fixed assets as of December 31, 2016 and 2015, respectively, and generally have useful lives of 5 to 15 years.   55                     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 (loss) plus interest expense, depreciation and amortization expense, income  tax  expense,  offering  costs,  impairments,  non-cash  allocated  expenses,  and  equity-based  compensation.  We  use  distributable  cash  flow,  defined  as Adjusted  EBITDA  less  net  cash  interest  paid,  cash  taxes  paid,  and  maintenance  capital  expenditures,  as  an  additional  measure  to  analyze  our  performance. Distributable cash flow does not reflect changes in working capital balances, which could be significant, as headcounts of PIS vary from period to period. Adjusted EBITDA and distributable cash flow are non-GAAP, supplemental financial measures used by management and by external users of our financial statements, such as investors, lenders, and analysts, to assess: ● ● ● ● ● 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 provides 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,  of  the  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 In January 2017, a lightning strike at our Orla SWD facility initiated a fire that effectively destroyed the surface equipment at the facility.  Due to the aftereffects of the fire, we were required to perform some environmental remediation and reclamation at the facility.  All appropriate governmental agencies were contacted and informed of our remediation procedures.  Temporary operations were established within 11 days of the incident in order to minimize the disruption of business at this  facility.    We  are  currently  working  with  our  insurance  providers  to  complete  remediation  and  reconstruct  the  SWD  facility  (we  have  minimal  deductibles related to our pollution and property coverage at this facility).  Currently, we anticipate that the facility will be rebuilt by the third quarter of 2017. In early March 2017, the largest customer of our Canadian subsidiary (in our PIS segment) completed its bid process and they selected new service providers offering more aggressive terms for their major projects (although we continue to perform work for this customer on smaller integrity projects).  In Canada, the inspectors are independent contractors for Canadian tax reasons instead of employees and therefore change is easier to implement for inspection clients.  During the year ended December 31, 2016, we generated approximately $25.0 million of revenue and $1.7 million of gross margin from inspection work for this customer, which represented approximately 81% of the revenues and 81% of the gross margin of our Canadian subsidiary (this work represented approximately 8.4% of our consolidated revenues and 4.9% of our consolidated gross margin for the year ended December 31, 2016).  We are currently evaluating our options related to the future of our Canadian subsidiary.  Our Canadian operations have been challenging for several years.  We have been focused on improving our margin and mix of business for the last several years as seen in our operating results.  In February 2017, the Partnership paid the fourth quarter 2016 distribution, the amount of which was the same as for the past nine quarters.  Operating results in the fourth quarter of 2016 were improved over results in the fourth quarter of 2015. The Partnership is seeing the benefits of cost reductions implemented early in 2016 and each quarter’s operating results throughout 2016 reflected sequential improvements. During 2016, Holdings voluntarily supported the Partnership by waiving the $4.0 million fee that otherwise would have been payable under the omnibus agreement and by contributing an additional $2.5 million for reimbursement of expenses incurred by the Partnership. Holdings could have received consideration for this financial support, however, it did not request any consideration from the Partnership. In light of these developments, and softening commodity prices our board now believes it is prudent and responsible to make the difficult decision to reduce our quarterly  distribution  for  the  first  time  since  our  initial  public  offering  in  January  of  2014.      Absent  an  acquisition  in  the  near  future,  we  currently  anticipate reducing the current distribution by approximately 50%. The exact amount, record date, and payment date of the distribution will be determined by the Board after review of first quarter results.  If this distribution level is maintained throughout fiscal 2017, compared to the previous distribution level of $0.406413 per quarter ($1.63 annualized), it will provide approximately $9.7 million of internally generated capital on an annualized basis to provide increased liquidity, reduce leverage, invest in selected growth projects in the future, and strengthen the Company’s balance sheet. This action should provide a sound catalyst to reducing our currently elevated  cost  of  capital  by  de-levering  and  improving  increased  distribution  coverage  to  our  unitholders.  We  are  confident  these  actions  support  the  long-term interests of our unitholders, employees, and other stakeholders.  We see encouraging signs with some new customers and we are focused on organic growth, and improved SWD asset utilization in an effort to improve cash flow that will in turn contribute to the improvement of all of our financial ratios.   We continue to believe the fundamental demand for increased inspection and water disposal remains strong over the long-term, but the recovery has been slower than previously anticipated. We continue to evaluate acquisition opportunities, and Holdings is prepared to assist the Partnership in acquiring attractive assets that may be larger than what the Partnership can independently acquire, with plans to offer those assets to the Partnership as drop-down opportunities over time. The Partnership is not currently evaluating  any opportunities  that  would require  material  dilutive  equity  issuances. We hope to continue  to grow our existing  lines  of business organically  with minimal investment as our customers increase their spending and budgets coming out of the two-year oil and gas economic downturn. Pipeline Inspection Services                               Demand is once again growing for our pipeline inspection services, as we operate in a very large market with many customer prospects that we do not currently serve,  and  given  that  we  provide  federally-mandated  essential  services  to  protect  our  nation’s  critical  energy  infrastructure.  The  majority  of  our  existing  and potential customers are once again investing in their businesses following a difficult two-year downturn. 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”) component of the industry, which brings natural gas to homes and businesses, remains an area with growth potential. We believe that with increasing regulatory requirements, and the aging pipeline infrastructure, that the PIS business is more insulated from changes in commodity prices in the near term than 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 as was the case over the last two years. The downturn in energy prices 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  renewed  several  sizable  existing  contracts  and  are bidding on several new contracts. However, we continue to see certain of our customers’ projects slipping past original start dates as a result of permitting or other delays and were recently informed we were not a successful bidder on a request for proposal to perform inspection services for a customer that currently represents a large portion of the revenues of our Canadian subsidiary. Many of our customers are in the process of finalizing 2017 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 Brown had a difficult year in 2016 and we were forced to implement aggressive measures to manage and reduce its cost structure. We have also recently hired some business development talent that will focus on 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 operated in 13 states during 2016, compared with almost 40 states that the TIR Entities (through our  PIS  segment)  operated  in  throughout  2016.  Brown’s  revenues  declined  during  2016,  due  in  part  to  adverse  market  conditions  and  the  fact  that  some construction  companies  performed  their  own  hydrostatic  testing  work.  There  are  indicators  that  energy  companies  are  becoming  more  optimistic  about  market conditions, and if infrastructure companies become more active in developing new pipelines in the regions we serve, our IS segment could experience increased revenues in the future.  56         Water and Environmental Services In our W&ES segment, the decline in the market price of crude oil that began in 2014 had an adverse impact on our revenues over the last two years. The resultant slowdown in exploration and production activity led to lower volumes, and the lower commodity prices led to lower revenues from sales of crude oil we recovered from the water we received. In addition, many of our E&P customers requested 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. Rig activity has increased significantly in the Permian Basin and less so in the Bakken region since its low points in the first half of 2016. We have always focused on produced water vs. flowback water and therefore, we believe we have been less impacted than many competitors. During 2016, approximately 96% 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.  In  the  second quarter of 2016, we took aggressive actions to reduce operating costs in an effort to offset the financial impact of continued depressed 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 an SWD facility in which we own a 25% interest. We will continue to actively pursue the right acquisition opportunities with the same discipline that protected the Partnership during a heated market in 2014 and 2013  that  drove  up  valuations  to  unsustainable  levels.  We  also  continue  to  evaluate  and  compete  for  some  interesting  opportunities  for  pipelines  and  SWD’s directly with E&P companies seeking to monetize their midstream assets. Despite the low oil and gas commodity prices of recent years, the Partnership has continued throughout 2016, and expects to sustain in 2017, positive cash flows. We continue to work collaboratively with our customers to help them address the volatility in commodity prices and their need to reduce operating expenses until prices stabilize. We also continue to carefully evaluate market pricing on a facility-by-facility basis. In January 2017, one of our facilities was struck by lightning. The downhole facilities were not damaged and we had insurance covering the surface facilities with a reasonable deductible. We do not carry business interruption insurance given its costs, waiting periods, and coverages. Within two weeks, the facility re-opened with temporary surface facilities. We have begun the process of designing and evaluating new surface facility configurations that will be implemented with insurance proceeds.  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.  57             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.  Impairments 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  group  exceeds  the undiscounted cash flows estimated to be generated by the asset group, we recognize an impairment loss equal to the excess of carrying value of the asset group over its estimated fair value. Estimating the future cash flows and the fair value of an asset group 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 estimates utilize judgments and assumptions such as undiscounted future cash flows, discounted future cash flows, estimated fair value of the asset group, 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. 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 in particular. The decline in drilling has impacted the amount of flowback and produced water that  we  process  and  dispose,  and  has  negatively  impacted  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 recover less skim oil. During  the  years  ended  December  31,  2016,  2015  and  2014,  we  identified  impairment  indicators  at  certain  of  our  SWD  facilities  and  reviewed  the  associated property and equipment for impairment. We recognized impairment charges of $2.1 million, $6.6 million, and $12.8 million during the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively, for assets that were determined to be impaired primarily driven by the dramatic decline in oil prices from over $100 / barrel to as low as $26 / barrel during the two-year downturn. 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 number of assumptions involved in the estimates. Favorable changes to some assumptions might have obviated 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 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.  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  $29.6  million  and  $32.5  million  at  December  31,  2016  and  2015,  respectively,  consist  primarily  of  customer relationships  and trademarks  and  trade  names,  amortized  on  a  straight-line  basis  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, such as 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, 2016 or 2015.   58                             Goodwill At  December  31,  2016  and  2015,  the  Partnership  had  $56.9  million  and  $65.3  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 units are determined primarily from the manner in which the business is managed and operated.  A reporting unit is an operating segment or a component that is one level below an operating segment.  We have determined that the PIS, IS, and W&ES segments are the appropriate reporting units for testing goodwill impairment. To perform a goodwill impairment assessment, we first evaluate qualitative factors to determine whether it is more likely than not that the fair value of a reporting unit exceeds its carrying value. If this assessment reveals that it is more likely than not that the carrying value of a reporting unit exceeds its fair value, we then compare the carrying value to the estimated fair market value of the reporting unit.  If the carrying value exceeds the fair market value, we calculate the implied fair value of the goodwill and record an impairment loss, if necessary. During second quarter of 2016, we identified potential indicators of impairment in our IS segment (Brown) that prompted us to perform a goodwill impairment assessment  at  that  time.  We  estimated  the  fair  value  of  the  reporting  unit  using  the  income  approach,  under  which  we  estimated  the  future  cash  flows  to  be generated by the business and discounted these cash flows using an assumed market interest rate. Significant inputs in the valuation included projections of future revenues,  anticipated  operating  costs  and  appropriate  discount  rates.  To  estimate  the  fair  value  of  the  reporting  unit  and  the  implied  fair  value  of  goodwill,  we assumed a tax structure where a buyer would obtain a step-up in the tax basis of the net assets acquired. Significant assumptions used in valuing the reporting unit included revenue growth rates ranging from 2% to 5% annually and a discount rate of 17.5%. In our assessment, the carrying value of the reporting unit, including goodwill, exceeded its estimated fair value. We then determined through our hypothetical acquisition analysis that the fair value of goodwill was impaired. As a result, we recorded an impairment loss of $8.4 million in our IS segment and reduced the value of recorded goodwill to $1.6 million in the second quarter of 2016. During the fourth quarter 2016, we performed qualitative assessments on each of our reporting units to determine whether the fair values of the reporting units were more likely than not to be lower than their respective carrying values. Our evaluation consisted of assessing various qualitative factors, including projected future earnings, recent trends in earnings, market capitalization, current customer relationships and projects, and current economic conditions. In addition, as we continued  to  monitor  the  value  of  our  IS  segment  (Brown)  through  the  end  of  2016,  we  performed  additional  quantitative  calculations  to  determine  if  the  IS goodwill may be impaired beyond that which was recorded in the second quarter of 2016.  The qualitative and quantitative assessments in these reporting units indicated  the  fair  values  of  the  reporting  units  exceeded  their  carrying  values  and  the  goodwill  of  the  reporting  units  was  not  impaired  as  of  November  1  or December 31, 2016. Our estimates of fair value are sensitive to changes in a number of variables, certain of which relate to broader macroeconomic conditions outside our control. As a result, actual performance 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. In addition, some of the 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. The facilities of our W&ES reporting units are concentrated in two basins, and changes in oil and gas production in these two basins could have a significant impact on the profitability of this reporting unit. Our IS reporting unit experienced a downward trend in revenues during 2016. Our estimate of the fair value of the IS segment assumes that our revenues in future years will be higher than in 2016, which we believe to be a reasonable estimate based on historical results, management’s plans for growing revenues of the segment, and management’s economic outlook for the industry. While we believe we have made reasonable estimates and assumptions to estimate the fair values of our reporting units, it is reasonably possible that changes could occur that would require a goodwill impairment charge in the near future. 59                   Depreciation Methods, Estimated Useful Lives of Property and Equipment Depreciation expense represents the systematic 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 we generally use 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.  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 totaling $10.5 million, $6.6 million, and $32.5 million in 2016, 2015, and 2014, 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. ● Effective  May  1,  2015,  the  Partnership  acquired  a  51%  controlling  interest  in  Brown,  a  hydrostatic  integrity  services  business.  The  Consolidated Financial Statements include Brown from this date forward with 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). 60                                       ● 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 years ended December 31, 2015 and 2016 include the activity of this facility.   ● The year ended December 31, 2014 included non-recurring offering costs of $0.4 million and 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, 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.  During  the  year  ended  December  31,  2016,  Holdings  provided sponsor support to the Partnership by waiving payment of the quarterly administrative fee. We reported the amount of the waived fee within general and administrative expense in our consolidated statement of operations and as an equity contribution in our consolidated statement of equity.   ● Interest expense will not be comparable between periods presented as a result of changes in the amount of debt outstanding and interest rates.   Consolidated Results of Operations The following table compares the operating results of Cypress Energy Partners, L.P. for the years ended December 31:  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 waiver of right of purchase and other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) 2016 2015 (a) (in thousands) 2014   $ 297,997    $ 262,517      35,480      371,191    $ 326,261      44,930      404,418  355,355  49,063  21,853      4,861      10,530      (1,764)     (6,559)     —      356      (7,967)     1,195      (9,162)     (4,499)     (4,663)     (6,298)     1,635    $ 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) Net income (loss) 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. 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 14 to our Consolidated Financial Statements included in “ Item 8. – Financial Statement and Supplementary Data.” 61                                                                                                                                                                                                                                                                      The following is a discussion of significant changes in the non-segment related corporate other income and expenses for the years ended December 31, 2016, 2015, and 2014. Interest expense. Interest  expense  primarily  consists  of  interest  on  borrowings  under  our  Credit  Agreement,  as  well  as  amortization  of  debt  issuance  costs  and unused commitment fees.  Interest expense increased in 2015 and 2016 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.  Average  debt  outstanding  for  the  years  ended  December  31,  2016,  2015,  and  2014  was $137.3 million, $129.9 million, and $72.5 million, respectively. Offering costs. During the year ended December 31, 2014, we incurred offering costs of $0.4 million for professional services related to our IPO.  Gain on waiver of right of purchase and other, net . During 2015, the Partnership received $1.0 million for relinquishing its option to purchase certain assets from a related party. During 2016, the Partnership generated $0.3 million of income from its 25% interest in an SWD facility, which it is accounted for under the equity method. Income tax expense. We qualify as a partnership for income tax purposes and therefore, generally do not pay income tax; instead, each owner reports his or her share of our income or loss on his or her individual tax return. Income tax expense relates to one taxable corporate subsidiary in the United States and one taxable corporate subsidiary in Canada in our PIS segment, as well as business activity, gross margin, and franchise taxes incurred in certain states. The increase in income tax expense from 2015 to 2016 results primarily from increased income generated by our TIR-PUC subsidiary that is taxed as a corporation for federal and state income tax purposes. Net income attributable to noncontrolling 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 amount includes one month of minority ownership of the TIR Entities and eight months of 49% of Brown Integrity, LLC earnings (acquired May 1, 2015). The net loss attributable to noncontrolling interests in 2016 relates primarily to Brown, which recorded an impairment loss of $8.4 million ($4.1 million of which was attributable to the noncontrolling interest). Segment Operating Results Pipeline Inspection Services (PIS) The following table summarizes the operating results of our PIS segment for the years ended December 31, 2016 and 2015. 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   $   $   $ 2016 % of Revenue Years Ended December 31, 2015 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 275,171      247,214      27,957      12,521      2,439      12,997        $ 10.2%    4.6%    0.9%    4.7%  $ 341,929      309,584      32,345      16,672      2,512      13,161        $ 9.5%    4.9%    0.7%    3.8%  $ (66,758)     (62,370)     (4,388)     (4,151)     (73)     (164)     (19.5)% (20.1)% (13.6)% (24.9)% (2.9)% (1.2)% 1,147      4,601        $ 1,392      4,711      (245)     (110)     (17.6)% (2.3)% (58,777)     (7,981)       $   $   $ 62                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         Revenues .  Revenues  decreased  $66.8  million  from  2015  to  2016,  primarily  due  to  a  decrease  in  the  average  number  of  inspectors  engaged  (a  decline  of  245 inspectors accounting for $58.8 million of the revenue decrease) and, to a lesser extent, a reduction in the average revenue billed for each inspector during the years presented.  During  2016,  we  experienced  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  construction  projects.  The  decline  in  average  revenue  per  inspector  is generally 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 that we charge different rates for different types of inspectors and different types of inspection services. Costs of services .  Costs of services decreased $62.4 million from 2015 to 2016, which is directly attributable to the decline in revenues and average number of inspectors in the field. Gross margin .    Gross  margin  decreased  $4.4  million  from  2015  to  2016.    The  gross  margin  percentages  from  year-to-year  improved  slightly  (10.2%  in  2016 compared to 9.5% in 2015). The increase in gross margin percentage is attributable to the mix of services provided throughout the year. General and administrative .  General and administrative expenses decreased $4.2 million, due primarily to the fact that Holdings waived the omnibus fee in 2016 (in 2015, $2.8 million of the omnibus fee was reported within the PIS segment). Compensation expense was approximately  $0.5 million lower in 2016 than in 2015, due to focused efforts to reduce overhead costs in response to the energy sector downturn. Operating income .  Operating income for the year ended December 31, 2016 decreased $0.2 million compared to the year ended December 31, 2015, primarily due to the gross margin decrease of $4.4 million, partially offset by a decrease in general and administrative expense of $4.2 million. The following table summarizes the operating results of our PIS segment for the year ended December 31, 2015 and 2014. 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   $   $   $ 2015 % of Revenue Years Ended December 31, 2014 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 341,929      309,584      32,345      16,672      2,512      13,161        $ 9.5%    4.9%    0.7%    3.8%  $ 382,002      346,738      35,264      17,734      2,539      14,991        $ 9.2%    4.6%    0.7%    3.9%  $ (40,073)     (37,154)     (2,919)     (1,062)     (27)     (1,830)     (10.5)% (10.7)% (8.3)% (6.0)% (1.1)% (12.2)% 1,392      4,711        $ 1,535      4,773      (143)     (62)     (9.3)% (1.3)% (35,126)     (4,947)       $   $   $ 63                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 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 construction 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.  64               Integrity Services (IS) The following table summarizes the results of the IS segment for the year ended December 31, 2016 and the period from May 1, 2015 (date of acquisition) through December 31, 2015. 2016 % of Revenue Year Ended December 31, 2015 (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 (loss) Operating Data Average number of field personnel Average revenue per field personnel per week Revenue variance due to number of field personnel Revenue variance due to average revenue per field personnel Revenue variance due to period differences (see (a))   $   $   $ 13,884      11,542      2,342      2,829      658      8,411      (9,556)     23      11,577        $ 16.9%     20.4%     4.7%     (68.8)%  $ 14,614      10,398      4,216      2,490      421      —      1,305        $ 33      12,653      (5.0)% 11.0% (44.4)% 13.6% 56.3% (832.3)% (30.3)% (8.5)%   $ 28.8%    17.0%    2.9%    0.0%    8.9%  $   $   $   $   $ (730)     1,144      (1,874)     339      237      8,411      (10,861)     (10)     (1,076)     (6,020)     (1,846)     7,136      (a) We owned the IS segment for only eight months of the year ended December 31, 2015. Revenue. Revenues  decreased  $0.7  million  from  2015  to  2016.  Revenues  of  the  IS  segment  were  adversely  affected  by  a  slowdown  in  new  projects  by  its customers  and  by  the  loss  of  key  business  development  employees.    These  decreases  were  partially  offset  by  an  additional  four  months  of  activity  in  2016,  as Brown was acquired May 1, 2015. Costs of services. Costs of services increased $1.1 million from 2015 to 2016, as we owned Brown for the full year ended December 31, 2016, but for only eight months of the year ended December 31, 2015. The employees of the IS segment who perform work in the field are full-time employees, and therefore represent fixed costs (in contrast to the employees of the PIS segment who perform work in the field, most of whom only earn wages when they are performing work for a customer, and whose wages are therefore variable costs).  In addition, increases in costs of services were partially offset by cost saving measures instituted during 2016, including the closing of an office and reductions in work force. Gross margin. Gross margin decreased $1.9 million from 2015 to 2016. The decrease in gross margin was due to lower revenues. Because most of the employees of the IS segment are full time employees, cost of services from 2015 to 2016 did not decline commensurate with the decrease in revenues over the same period. General and administrative .  General  and  administrative  expenses  increased  $0.3  million.  This  increase  was  primarily  due  to  the  fact  that  we  owned  our  51% interest in Brown for the full year ended December 31, 2016, but for only eight months of the year ended December 31, 2015. The resultant increase in general and administrative expense was partially offset by reductions in personnel that we initiated in response to the low-revenue environment. Depreciation, amortization and accretion . Depreciation and amortization expense increased $0.2 million from 2015 to 2016. This increase was primarily due to the fact that we owned our 51% interest in Brown for the full year ended December 31, 2016, but for only eight months of the year ended December 31, 2015. Impairments. During the year ended December 31, 2016, we recorded an impairment of $8.4 million to the goodwill of the IS segment. Operating income (loss) .  Operating income for the year ended December 31, 2016 decreased $10.9 million compared to the year ended December 31, 2015, primarily due to the gross margin decrease of $1.9 million and to the goodwill impairment charge of $8.4 million. 65                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Water and Environmental Services (W&ES) The following table summarizes the operating results of our W&ES segment for the years ended December 31, 2016 and 2015. 2016 % of Revenue Year Ended December 31, 2015 % of Revenue (in thousands, except per barrel data) Change % Change 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   $   $   $ 8,942      3,761      5,181      1,866      1,764      2,119      (568)       $ 57.9%     20.9%     19.7%     23.7%     (6.4)%  $ 14,648      6,279      8,369      3,351      2,494      6,645      (4,121)     13,307      0.67      18,864      0.78        $   $ 57.1%     22.9%     17.0%     45.4%     (28.1)%  $   $   $   $ (5,706)     (2,518)     (3,188)     (1,485)     (730)     (4,526)     3,553      (5,557)     (0.10)     (4,315)     (1,391)     (39.0)% (40.1)% (38.1)% (44.3)% (29.3)% (68.1)% (86.2)% (29.5)% (13.5)% (a)    Average revenue per barrel disposed is calculated by dividing revenues (which includes disposal revenues, residual oil sales and management fees) by the total barrels of saltwater disposed. 66                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        Revenue.   The decrease of $5.7 million in revenues from 2015 to 2016 is primarily due to a 29.5% decrease in the volume of produced and flowback saltwater disposed (accounting for $4.3 million of the decrease in revenues) and to a decrease in the average revenue per barrel disposed (accounting for $1.4 million of the decrease in revenues). The decrease in volumes was due primarily to reduced exploration and production activity in the areas where we operate, as a result of low commodity  prices.  The  decrease  in  average  revenue  per  barrel  processed  was  due  to  pricing  pressures  resulting  from  competition,  the  fact  that  recovered  oil volumes  were  lower  as  a  percentage  of  water  volumes  processed,  and  to  lower  selling  prices  for  crude  oil  we  recovered.  Oil  revenue  represented  6%  of  total revenue in 2016, compared to 8% in 2015. Costs of services.   Costs of services decreased by $2.5 million from 2015 to 2016, due primarily to a $1.3 million decrease in employee compensation expense and to a $0.9 million decrease in repair and maintenance expense. The decrease in employee compensation expense was attributable to cost reduction measures that we implemented  in  mid-2016  in  response  to  adverse  conditions  in  the  exploration  and  production  market.  These  measures  included  the  temporary  suspension  of activity at two of our facilities and investments in automation at other facilities. Repair and maintenance expenses fluctuate based on a variety of factors. Other decreases in cost of sales from 2015 to 2016 included a decrease of $0.2 million in utility expense and a decrease of $0.1 million in oil disposal costs, both of which are attributable to lower volumes. Gross margin. Gross margin decreased by $3.2 million from 2015 to 2016, due to a decrease in revenues of $5.7 million, partially offset by a decrease in cost of services of $2.5 million. General and administrative expense . General and administrative expenses decreased by $1.5 million from 2015 to 2016, due primarily to the fact that Holdings waived the omnibus fee in 2016 (the portion of the omnibus fee allocable to the WE&S segment was $1.2 million in 2015). In addition, royalty expenses were $0.2 million lower in 2016 than in 2015, as a result of lower revenues. Depreciation, amortization and accretion.  Depreciation  expenses  decreased  from  2015  to  2016  primarily  due  to  the  prior  impairment  of  equipment  at  various SWD facilities.  As equipment is impaired, there is less asset basis to depreciate. 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, 2016 and 2015 to property, plant and equipment of $2.1 million and $6.6 million, respectively. Operating loss.   Operating loss declined $3.6 million from 2015 to 2016.  The decrease in gross margin from 2015 to 2016 was more than offset by lower general and administrative expenses and impairment charges.   67                                                                                                                                              The following table summarizes the operating results of our W&ES segment for the years ended December 31, 2015 and 2014. 2015 % of Revenue Year Ended December 31, 2014 % of Revenue (in thousands, except per barrel data) Change % Change 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      3,587      3,806      32,546      (26,140)       $ 61.6%     16.0%     17.0%     145.2%     (116.6)%  $ (7,768)     (2,338)     (5,430)     (236)     (1,312)     (25,901)     22,019      19,066      1.18        $   $   $   $ (202)     (0.40)     (237)     (7,531)     (34.7)% (27.1)% (39.4)% (6.6)% (34.5)% (79.6)% (84.2)% (1.1)% (34.0)% (a)    Average revenue per barrel disposed is calculated by dividing revenues (which includes disposal revenues, residual oil sales and management fees) by the total barrels of saltwater disposed. 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. Depreciation, amortization and accretion.  Depreciation expense decreased from period to period primarily due to the prior impairment of equipment at various SWD facilities.  As equipment is impaired, there is less asset basis to depreciate. 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.  68                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Liquidity and Capital Resources We  anticipate  making  growth  capital  expenditures  in  the  future,  including  acquiring  new  businesses  that  may  include  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, driven by payroll and per diem expenses paid to our inspectors on a weekly basis. 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, 2016, our sources of liquidity included: ● ● ● $26.7 million in cash on the balance sheet at December 31, 2016 (inclusive of cash attributable to the non-controlling interest holders); borrowings under our Credit Agreement under which we had $63.1 million available for borrowings at December 31, 2016 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. Currently, we believe that the cash generated from our current sources of liquidity will be sufficient to allow us to meet working capital requirements and capital expenditures for the foreseeable future.  Our board now believes it is prudent and responsible to make the difficult decision to reduce our quarterly distribution for the first time since our initial public offering in January of 2014.   Absent an acquisition in the near future, we currently anticipate reducing the current distribution by approximately 50%. The exact amount,  record  date,  and  payment  date  of  the  distribution  will  be  determined  by  the  Board  after  review  of  first  quarter  results.    If  this  distribution  level  is maintained  throughout fiscal  2017, compared  to the previous distribution  level of $0.406413 per quarter  ($1.63 annualized),  it will provide approximately  $9.7 million of internally generated capital on an annualized basis to provide increased liquidity, reduce leverage, invest in selected growth projects in the future, and strengthen  the  Company’s  balance  sheet.  This  action  should  provide  a  sound  catalyst  to  reducing  our  currently  elevated  cost  of  capital  by  de-levering  and improving increased distribution coverage to our unitholders. We are confident these actions support the long-term interests of our unitholders, employees, and other stakeholders.  We see encouraging signs with some new customers and we are focused on organic growth, and improved SWD asset utilization in an effort to improve cash flow that will in turn contribute to the improvement of all of our financial ratios.   We continue to believe the fundamental demand for increased inspection and water disposal remains strong over the long-term, but the recovery has been slower than previously anticipated. 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 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 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 Year Ended December 31, 2015 2016 2014 (in thousands)       $   $ 24,819    $ (1,330)     (21,289)     343      2,543    $ 26,921    $ (64,879)     42,501      (1,150)     3,393    $ 13,016  (2,286) (16,030) (633) (5,933) Operating activities .  Net operating cash inflows for the year ended December 31, 2016 were $24.8 million, consisting of a net loss of $9.2 million plus non-cash expenses of $21.6 million and net changes in working capital of $12.4 million. Non-cash expenses included depreciation and impairment expense, among others. Non-cash expenses also included expenses attributable to the Partnership that were paid by Holdings and recorded as an equity contribution in the Partnership’s financial statements. The net change in working capital included a net decrease of $9.9 million in accounts receivable over the course of 2016. Net operating cash for the year ended December 31, 2015 included $4.1 million of net income, $15.0 million of non-cash expenses, and $7.9 million of net changes in working capital. Net operating cash inflows for the year ended December 31, 2014 were $13.0 million, consisting of a net loss of $15.2 million plus non-cash expenses of $41.1 million, partially offset by a net change in working capital of $12.9 million. Operating cash outflows during 2014 included the payment of $15.0 million of income taxes related to the conversion of the U.S. TIR Entities from taxable entities to pass-through entities for income tax purposes. Investing activities .  Cash used in investing activities consists primarily of acquisitions and capital expenditures. In 2015, we acquired the remainder of the TIR Entities for $52.6 million and we acquired a 51% interest in Brown for $10.4 million. In 2014 we acquired an SWD facility for $1.8 million. Capital expenditures were  $1.4  million,  $1.9  million,  and  $0.5  million  during  the  years  ended  December  31,  2016,  2015,  and  2014,  respectively.  Capital  expenditures  during  2016 consisted primarily of equipment purchases, much of which was in support of increasing revenues in TIR’s non-destructive examination business. Financing activities .  Financing  cash  outflows  for  the  year  ended  December  31,  2016  included  $19.7  million  of  distributions  to  owners  and  $4.0  million  of repayments on the revolving credit facility. Financing cash inflows for the year ended December 31, 2016 included $2.5 million of contributions from Holdings to support the Partnership. Financing cash inflows during the year ended December 31, 2015 included net borrowings of $63.3 million on the revolving credit facility,                                                                                                                          in order to fund acquisitions. Financing cash outflows for the year ended December 31, 2015 included $20.8 million of distributions to owners. Financing cash outflows for the year ended December 31, 2014 included $17.7 million of distributions to owners, $0.9 million of debt issuance costs related to the revolving credit facility, and $0.3 million of offering costs related to the Partnership’s IPO. Financing cash inflows for the year ended December 31, 2014 included net borrowings of $2.6 million on the revolving credit facility and $0.5 million of contributions from parent entities. 69   Working Capital Our working capital was $54.3 million at December 31, 2016, compared to $64.2 million at December 31, 2015, a reduction of approximately 15% compared to a reduction  in  revenue  of  approximately  20%.  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, 2016 and 2015 were $0.5 million and $0.5 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, 2016 and 2015 were $0.8 million and $1.2 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  (“Working  Capital  Facility”)  which  provides  up  to  $75.0  million  in borrowing  capacity  to  fund  working  capital  needs  and  an  acquisition  revolving  credit  facility  (“Acquisition  Facility”)  which  provides  up  to  $125.0  million  in borrowing  capacity  to  fund  acquisitions  and  expansion  projects  if  lenders  agree  to  increase  their  commitments.  In  addition,  the  Credit  Agreement  contains  an accordion feature that allows us to increase the availability under the facilities by an additional $125.0 million. The Credit Agreement matures on December 24, 2018. Outstanding borrowings at December 31, 2016 and 2015 under the Credit Agreement were as follows: Working capital facility Acquisition facility Total borrowings Debt issuance costs Long-term debt December 31, 2016 2015 (in thousands)   $   $ 48,000    $ 88,900      136,900      1,201      135,699    $ 52,000  88,900  140,900  1,771  139,129  The carrying value of the partnership’s long-term debt approximates fair value, as the borrowings under the Credit Agreement are considered to be priced at market for debt instruments having similar terms and conditions (Level 2 of the fair value hierarchy). Borrowings  under  the  Working  Capital  Facility  are  limited  by  a  monthly  borrowing  base  calculation  as  defined  in  the  Credit  Agreement.    If,  at  any  time, outstanding borrowings under the Working Capital Facility exceed the Partnership’s calculated borrowing base, a principal payment in the amount of the excess is due upon submission of the borrowing base calculation.  Available borrowings under the Acquisition Facility may be limited by certain financial covenant ratios as defined in the Credit 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 3.54% and 4.52% for the year ended December 31, 2016, 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.  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, 2016, our combined total adjusted leverage ratio was 3.41 to 1.0 and our interest coverage ratio was 3.78 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 were in compliance with all debt covenants as of  December 31, 2016 and expect to remain in compliance with all of our financial debt covenants for the next twelve months following the filing of this Form 10-K. Working capital borrowings, which are fully secured by the Partnership’s net working capital, are subject to a monthly borrowing base and are excluded from the Partnership’s debt compliance ratios. 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  Working  Capital  Facilities  by at least  $5.0 million,  and  at least  $5.0 million  in lender  commitments  are  available  to be drawn under the Working Capital Facility. 70       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, 2016 is shown in the table below. Long-term debt Lease obligations Total Total Less than 1 Year 1 - 3 Years 3 - 5 Years More than 5 Years   $ 136,900    $ 1,598      —    $ 865      136,900    $ 176        $ 138,498    $ 865    $ 137,076    $ —    $ 50      50    $ —  507  507  71                                                                                       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.  None of our market risk sensitive instruments were entered into for speculative trading purposes. 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 cash distributions to unitholders.  We do not hedge our exposure to crude oil prices. Less than 0.2% of our consolidated revenues in 2016 were 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, 2016, our exposure consists of floating interest rate fluctuations on our outstanding indebtedness under our Credit Agreement of $136.9 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 has been evidenced by recent interest rate hikes by the Federal Reserve. 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. Throughout 2016, over 89% of our revenues were earned from customers that were rated investment grade. 72                             ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA The following information is included in this Item 8: Report of Independent Registered Public Accounting Firm Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2016 and 2015 Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014 Consolidated Statement of Owners' Equity for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014 Notes to Consolidated Financial Statements 73 Page 74 Page 75 Page 76 Page 77 Page 78 Page 79 Page 80                                                       Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Board of Directors and Cypress Energy Partners, GP, LLC, as 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, 2016 and 2015, and the related  consolidated  statements  of  operations,  comprehensive  income  (loss),  owners'  equity  and  cash  flows  for  each  of  the  three  years  in  the  period  ended December  31,  2016.  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, 2016 and 2015, and the consolidated results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2016, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 15, 2017 74                    CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Balance Sheets As of December 31, 2016 and 2015 (in thousands, except unit data) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Trade accounts receivable, net 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 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 Deferred tax liabilities Asset retirement obligations Total liabilities Commitments and contingencies - Note 13 Owners’ equity: Partners’ capital: Common units (5,945,348 and 5,920,467 units outstanding at December 31, 2016 and 2015, respectively) Subordinated units (5,913,000 units outstanding at December 31, 2016 and 2015) General partner Accumulated other comprehensive loss Total partners’ capital Non-controlling interests Total owners’ equity Total liabilities and owners’ equity See accompanying notes. 75   December 31, 2016 December 31, 2015 (as adjusted) 26,693    $ 38,482      1,042      66,217      22,459      7,840      14,619      29,624      56,903      149      167,512    $ 1,690    $ 1,638      7,585      1,011      11,924      135,699      362      139      148,124      (7,722)     50,474      (25,876)     (2,538)     14,338      5,050      19,388      167,512    $ 24,150  48,265  2,329  74,744  23,706  5,369  18,337  32,486  65,273  42  190,882  2,205  913  7,095  350  10,563  139,129  371  117  150,180  253  59,143  (25,876) (2,791) 30,729  9,973  40,702  190,882    $   $   $   $                                                                                                                                                                                                                                                                    CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Operations For the Years Ended December 31, 2016, 2015 and 2014 (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 income (expense):  Interest expense, net  Offering costs  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 (loss) 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  Diluted  Net income (loss) per subordinated limited partner unit - basic and diluted  Weighted average common limited partner units outstanding:  Basic  Diluted 2016 2015 2014   $ 297,997    $ 262,517      35,480      371,191    $ 326,261      44,930      404,418  355,355  49,063  21,853      4,861      10,530      (1,764)     (6,559)     —      356      (7,967)     1,195      (9,162)     (4,499)     (4,663)     (6,298)     1,635    $ 819    $ 816      1,635    $ 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    $ 0.14    $ 0.13    $ 0.35    $ 0.35    $ 0.14    $ 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) (1.72) 5,934,226      6,090,103      5,918,608      5,918,608      5,913,000  5,913,000    $   $   $   $   $   $  Weighted average subordinated limited partner units outstanding - basic and diluted 5,913,000      5,913,000      5,913,000  See accompanying notes. 76                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Years Ended December 31, 2016, 2015 and 2014 (in thousands) Net income (loss) Other comprehensive income (loss) - foreign currency translation Comprehensive income (loss) 2016 2015 2014   $   $ (9,162)   $ 253      4,091    $ (1,742)     (15,179) (937) (8,909)   $ 2,349    $ (16,116) Comprehensive income (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive income (loss) attributable to general partner (4,499)     (6,298)     142      (648)     4,658  149  Comprehensive income (loss) attributable to limited partners   $ 1,888    $ 2,855    $ (20,923) See accompanying notes. 77                                                                                                                  CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statement of Owners’ Equity For the Years Ended December 31, 2016, 2015 and 2014 (in thousands)   Parent Net Investment Attributable to Controlling Interest   Parent Net Investment Attributable to Non-Controlling Interest Partners’ Capital General Partner Common Units Subordinated Units Accumulated Other Comprehensive Loss Non-controlling Interests Total Owners’ Equity Owners’ equity at December 31, 2013   $ 130,012    $ 719    $ 4,816    $ —    $ —    $ —    $ —    $ Net income (loss) for the period January 1, 2014 through January 20, 2014 Foreign currency translation adjustment for the period January 1, 2014 through January 20, 2014 Net distributions to members Contributions 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 Distributions to limited partners Distributions to non-controlling interests Equity-based compensation Net income (loss) for the period January 21, 2014 through December 31, 2014 Foreign currency translation adjustment for the period January 21, 2014 through December 31, 2014 Owners’ equity at 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) Contributions attributable to General Partner Distributions to limited partners Distributions to non-controlling interests Equity-based compensation Owners’ equity at December 31, 2015 Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Contributions attributable to General Partner Distributions to limited partners Distributions to non-controlling interests Equity-based compensation Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation 1,092  (304) (168) —  (6) —  —  —  (130,632) (713) —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (446) —  —  979  —  (2,853) —  —  —  —  —  —  —  —  22,491  80,213  (80,213)   (6,532)   —  476  —  —  —  —  82,470  —  —  (6,532)   —  309  (497) (10,150)   (10,151)   —  1,999  (648) —  (27,729) —  —  648  —  (146) —  (25,876) (6,298) —  6,298  —  —  —  —  —  6,285  2,071  —  —  —  470  —  (9,620)   —  1,047  253  819  —  —  (9,646)   —  959  (107)   —  66,096  2,069  —  —  —  470  —  (9,612)   —  120  59,143  816  —  —  (9,612)   —  127  —  4,816  (446) —  —  979  131,345  77,360  (80,213) (13,064) (4,683) 785  (15,819) —  —  —  —  —  —  —  —  (208)   26,592  —  —  —  (4,683)   —  4,979  —  —  —  —  —  —  (317)   (525)   —  (1,285)   (315)   (632) 26,573  100,428  599  (457)   4,091  (1,742) (981)   (23,878)   (52,588) —  —  —  —  —  —  (2,791)   —  253  —  —  —  —  —  9,497  (940)   —  —  (1,421)   —  9,973  (4,499)   —  —  —  (424)   —  —  9,497  —  648  (19,232) (1,567) 1,167  40,702  (9,162) 253  6,298  (19,258) (424) 1,086  (107) Owners’ equity at December 31, 2016   $ —    $ —    $ (25,876)   $ (7,722)   $ 50,474    $ (2,538)   $ 5,050    $ 19,388  See accompanying notes. 78                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Cash Flows For the Years Ended December 31, 2016, 2015 and 2014 (in thousands) Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities: 2016 2015 2014   $ (9,162)   $ 4,091    $ (15,179) Depreciation, amortization and accretion Impairments (Gain) loss on asset disposals Interest expense from debt issuance cost amortization Equity-based compensation expense Equity in earnings of investee Distributions from investee 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 fixed asset disposals 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)     Acquisitions of businesses Purchases of property and equipment Net cash used in investing activities Financing activities: Proceeds form initial public offering Distribution of initial public offering proceeds to Cypress Energy Holdings, LLC Payment of offering costs Payment of debt issuance costs Advances on long-term debt Repayments of long-term debt Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Contributions from general partner Distributions to members prior to IPO Distributions to limited partners Distributions to non-controlling members 5,788      10,530      (19)     570      1,086      (309)     200      (24)     3,798      9,871      1,350      478      662      24,819      46      —      —      —      (1,376)     (1,330)     —      —      —      —      —      (4,000)     (107)     2,500      —      (19,258)     (424)     (21,289)     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) (883) 7,600  (5,000) —  482  (168) (13,064) (4,683) (16,030) 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: Accrued capital expenditures Supplemental cash flow disclosures: Cash taxes paid Cash interest paid 343      (1,150)     (633) 2,543      24,150      26,693    $ 3,393      20,757      24,150    $ (5,933) 26,690  20,757  —    $ 100    $ 756  551    $ 5,859      579    $ 5,167      16,674  2,415    $   $   $ See accompanying notes. 79                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                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 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). 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.  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 of offering costs during the year ended December 31, 2014 that were expensed as incurred.  These non-recurring costs are reflected as offering costs in the Partnership’s Consolidated Statement of Operations. Our business is organized into the Pipeline Inspection Services (“PIS”), Integrity Services (“IS”) and Water and Environmental Services (“W&ES”) reportable segments. PIS provides pipeline inspection and other services to energy exploration and production (“E&P”), public utility companies (“PUC’s”), and midstream 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 hydrotesting integrity services to pipeline owners, 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 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% interest in this facility. 2. Basis of Presentation and Significant Accounting Policies Basis of Presentation The accompanying Consolidated Financial Statements include our accounts and those of our controlled subsidiaries.  All 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  have  had  the  effect  of  reducing  previously  reported  total  assets  and  total  liabilities,  as  the  adoption  of  required accounting guidance from the Financial Accounting Standards Board (“FASB”) necessitated changes in the presentation of certain assets and liabilities, including the presentation of deferred tax assets and liabilities as noncurrent and the netting of debt issuance costs with its associated debt. 80                           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.  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 long- lived assets, the determination of fair values of assets acquired and liabilities assumed in business combinations, and future asset retirement obligations.  Certain estimates are inherently imprecise and may change as future information becomes available.  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 the years ended December 31, 2016, 2015, and 2014, Holdings incurred overhead expenses on behalf of the Partnership totaling $3.8 million, $0.6 million and $0.5 million, respectively. These costs represent amounts incurred by Holdings in excess of amounts charged to the Partnership under our omnibus agreement.  These expenses are reflected as general and administrative in the Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2016, 2015, and 2014 and as contributions attributable to General Partner in the Consolidated Statement of Owners’ Equity. In addition to incurring the expenses described above, Holdings provided the Partnership with additional temporary financial support by making cash contributions of $2.5 million  in 2016 as a reimbursement  for certain expenditures  incurred by the Partnership. These payments are reflected  as a contribution attributable to general partner in  the  Consolidated  Statement  of  Owners’  Equity  and  as  a  component  of  the  net loss attributable to the general partner in  the  Consolidated Statements of Operations for the year ended December 31, 2016. 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, 2016, U.S. cash balances are insured by the Federal Deposit Insurance Corporation (FDIC) up to $250,000 per financial institution.  Canadian cash  balances  are  insured  by  the  Canada  Deposit  Insurance  Corporation  (CDIC)  up  to  $100,000  (Canadian  Dollars)  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, we believe our credit risk related to these funds was minimal at December 31, 2016. 81                                                Property and Equipment CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Property  and  equipment  consists  of  land,  land  and  leasehold  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 the estimated useful lives of the assets.  Upon retirement, impairment, or disposition of an asset, the cost and related accumulated depreciation are removed from the balance sheet and the resultant gain or loss, if any, is reflected in the Consolidated Statement of Operations. 82               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 term 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  partner’s  tax attributes is not available to us. The TIR Entities that have Canadian activity are 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, and deferred tax liabilities in the Consolidated Financial Statements represent the Canadian and U.S. taxes referred to above, as well as partnership-level taxes levied by various states, most notably franchise taxes assessed by the state of Texas. As a publicly-traded 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. Our income has met the statutory qualifying income requirement for each year since our IPO. 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, 2016 or 2015.  Any interest or penalties would be recognized as a component of income tax expense. 83                         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.    Revenues  related  to  pipeline  inspection  and  integrity  services  are  recognized  when  the  services  are performed. Water disposal revenues are recognized upon receipt of the wastewater at our disposal facilities.  Revenues from sales of oil that is recovered in the process of treasing wastewater are recognized when the oil is delivered to the customer. Unit-Based Compensation Our General Partner adopted a long-term incentive plan (“LTIP”) under which the Partnership grants equity-based compensation to employees and directors.  The cost of such equity-based compensation is measured based on the grant-date fair value of those instruments.  That cost is recognized on a straight-line basis over the requisite service period, as described in Note 11. Net Income (Loss) Per Unit We utilize the two-class method in calculating basic and diluted income (loss) per common and subordinated unit.   Net income (loss) attributable to partners / controlling interests  is allocated to the general partner and limited partners in accordance with their respective partnership ownership percentages, after giving effect to any specifically allocated items.   For  the  year  ended  December  31,  2016,  there  were  155,877  dilutive  phantom  restricted  units.  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.  The Partnership determines accounts receivable allowances based on management’s assessment  of  the  creditworthiness  of  the  customers.    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 $0.6 million  and $0.7 million  at December  31, 2016 and 2015, respectively, and recorded bad debt expense of approximately $0.0 million, $0.1 million and $0.1 million in the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively.   We had three customers that each represented more than 10% of total accounts receivable as of December 31, 2016 and 2015. 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. The majority of our revenues are generated in the United States. Total revenues generated in Canada were $31.2 million, $27.5 million, and $32.4 million for the years ended December 31, 2016, 2015, and 2014, respectively. Accrued Payroll and Other Included in accrued payroll and other is $5.6 million and $5.8 million of payroll costs as of December 31, 2016 and 2015, respectively.  The remaining amounts relate to various other accrued liabilities. 84                                                                                                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,  net;  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 exists, 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 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  in  the  W&ES  segment,  as  these  asset  groups  represent  the  lowest  level  as  which  cash  flows  are separately identifiable.  The Partnership recorded impairment losses to property, plant, and equipment of $2.1 million, $6.6 million, and $12.8 million for the years  ended  December  31,  2016,  2015  and  2014,  respectively  (see  Note  4).  Unfavorable  changes  in  the  future  are  reasonably  possible,  and  therefore  it  is possible that we may incur additional impairment charges in the future.   Goodwill At December 31, 2016 and 2015, the Partnership had $56.9 million and $65.3 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  units  used  to  evaluate  and  measure  goodwill  for  impairment  are determined primarily from the manner in which the business is managed or operated.  We have determined that our PIS, IS, and W&ES operating segments 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 operating segments. For our PIS reporting unit, we performed qualitative assessments to determine whether the fair value of the reporting unit was less than its carrying value.  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  this  reporting  unit  indicated  that  there  was  no  need  to conduct further quantitative testing for goodwill impairment.  Different judgments from those we used in our qualitative analysis could have resulted in the requirement to perform a quantitative goodwill impairment analysis. During 2016, for our IS and W&ES segments, after giving consideration to certain qualitative factors, including trends in the energy industry and recorded impairments of property and equipment, we elected to perform quantitative goodwill impairment analyses.  We computed the fair values of the reporting units using multiple valuation methodologies, including market approaches (market price multiples of comparable companies) and income approaches (discounted cash flow analyses).  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 valuations of the reporting units. Based on our valuation, we determined that the goodwill in our IS segment was impaired as of June 30, 2016 by $8.4 million (see Note 5). 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. Further unfavorable changes in the future are reasonably possible, and therefore it is possible that we may incur additional impairment charges in the future. 85                           Intangible Assets CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued   Intangible assets include 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 (see Note 6). 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 2016 or 2015. Should  we  continue  to  experience  a  continued,  prolonged  energy  market  down  turn  resulting  in  further  declines  in  revenues  and  cash  flows,  we  could  incur additional impairment charges associated with our property and equipment, goodwill, or intangible assets. Non-controlling Interest The non-controlling interests shown in our Consolidated Financial Statements reflect interests in consolidated subsidiaries that we own less than 100% of, but over which we exercise control. 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 In 2016 the Partnership has adopted the following new accounting standards issued by the Financial Accounting Standards Board (“FASB”); The  FASB issued  Accounting  Standards  Update  (“ASU”)  2015-17  –  Income Taxes in  November  2015.  ASU  2015-17  was  issued  as  a  part  of  the  FASB’s initiative  to  reduce  complexity  in  accounting  standards.  The  Partnership  adopted  this  guidance  beginning  January  1,  2016.  The  guidance  simplifies  the presentation of deferred income taxes by requiring deferred tax assets and liabilities to be classified as noncurrent in a classified consolidated balance sheet. Therefore, the Partnership’s deferred tax assets and liabilities have been classified as noncurrent in the Consolidated Balance Sheets for the periods presented. 86                                 The FASB issued ASU 2015-03 – Interest – Imputation of Interest in April 2015. This guidance requires certain debt issuance costs to be presented on the balance sheet as a reduction of the carrying amount of the long-term debt. The Partnership has adopted this guidance beginning January 1, 2016. As a result of the adoption of this ASU, netted debt issuance costs against long-term debt for all periods presented, moving the debt issuance costs from noncurrent assets to noncurrent liabilities on the Partnership’s Consolidated Balance Sheets. The FASB issued ASU 2014-15 – Presentation of Financial Statements – Going Concern in August 2014. ASU 2014-15 applies to all entities and is effective for the annual period ending  after  December  15, 2016 and for  annual and interim  periods thereafter  and will be applied prospectively.  Early  application  is permitted. This standard requires the Partnership’s management to assess our ability to continue as a going concern. The amendments (1) require an evaluation every  reporting  period  (including  interim  periods),  (2)  provide  principles  for  considering  the  mitigating  effect  of  management’s  plans,  (3)  require  certain disclosures  when  substantial  doubt  is  alleviated  as  a  result  of  consideration  of  management’s  plans,  (4)  require  an  express  statement  and  other  disclosures when  substantial  doubt  is  not  alleviated,  and  (5)  require  an  assessment  for  a  period  of  one  year  after  the  date  that  the  financial  statements  are  issued  (or available to be issued). This guidance is intended to reduce diversity in the timing and content of footnote disclosures related to an entity’s going concern.  The adoption of this guidance did not affect our financial position, results of operations or cash flows. Other accounting guidance proposed by the FASB that may have some impact on the Consolidated Financial Statements of the Partnership, but have not yet been adopted by the Partnership include: The FASB issued ASU 2017-04 – Intangibles – Goodwill and Other in January 2017. The objective of this guidance is to simplify how an entity is required to test goodwill for impairment by eliminating Step 2 from the goodwill impairment test. Step 2 measures a goodwill impairment loss by comparing the implied fair value of a reporting unit’s goodwill with the carrying amount of that goodwill. Instead, the Partnership will be required to perform its annual goodwill impairment test by comparing the fair value of a reporting unit with its carrying amount. In the event the carrying amount exceeds the reporting unit’s fair value, a goodwill impairment charge for the excess will be recorded (not exceeding the recorded amount of the reporting unit’s goodwill). The Partnership will be required to adopt the amendments in this ASU for its annual goodwill impairment tests in fiscal years beginning after December 15, 2019. Early adoption is permitted  for  annual  goodwill  impairment  tests  performed  on  testing  dates  after  January  1,  2017.  The  Partnership  is  currently  evaluating  whether  to  early adopt this guidance and the potential effects adoption may have on our financial position, results of operations and cash flows.   Also in January  2017, the FASB issued  ASU 2017-01  – Business Combinations . The intent of this ASU is to clarify the definition of a business with the objective  of  adding  guidance  to  assist  entities  with  evaluating  whether  transactions  should  be  accounted  for  as  acquisitions  (or  disposals)  of  assets  or businesses. The Partnership will be required to apply the provisions in the ASU to acquisitions occurring in annual periods beginning after December 15, 2017 and should be applied prospectively. Early application is allowed. The Partnership anticipates that the adoption of this guidance will not materially affect our financial position, results of operations or cash flows. The FASB issued ASU 2016-15 – Statement of Cash Flows in August 2016. This guidance was issued to address diversity in practice of how cash receipts and cash payments are presented and classified in the statement of cash flows. It specifically addresses eight cash flow issues with the objective of reducing the current  existing  diversity  in  practice.  Specific  portions  of  the  guidance  that  may  apply  directly  to  the  Partnership  include  (1)  the  classification  of  debt prepayment  or  debt  extinguishment  costs,  (2)  classification  of  contingent  consideration  payments  made  after  a  business  combination,  (3)  classification  of distributions  received  from  equity  method  investees,  and  potentially  (4)  the  classification  of  separately  identifiable  cash  flows  and  application  of  the predominance  principle.  Current  GAAP  is  either  unclear  or  does  not  include  specific  guidance  on  the  classification  issues  addressed  in  this  ASU.  These amendments are effective for fiscal years beginning after December 15, 2017 and interim periods with those fiscal years and will be retrospectively applied to each period presented. The Partnership has not yet determined the impact this guidance may have on the Consolidated Financial Statements, but since the ASU addresses classification issues, the Partnership does not expect the adoption of this guidance to materially affect our financial position, results of operations or cash flows. The  FASB issued  ASU  2016-09  –  Compensation – Stock Compensation in  March  2016.  The  purpose  of  the  guidance  is  to  simplify  several  aspects  of  the accounting  for  share-based  payment  transactions,  including  the  income  tax  consequences,  classification  of  awards  as  either  equity  or  liabilities,  and classification on the statement of cash flows. The amendments in this ASU are effective for fiscal years beginning after December 15, 2016, and all interim periods within that year. Amendments are to be applied retrospectively or prospectively, depending on the specific provision included in the ASU.  We will adopt this guidance in the first quarter of 2017 and are still assessing whether to account for forfeitures when they occur or continue to record expense based on estimates of future forfeitures.  Should we make the policy election to account for forfeitures as they occur, we would be required to record a cumulative- effect adjustment to owners’ equity as of the beginning of 2017, which would reduce partners’ capital by approximately $0.3 million. The  FASB issued  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 balance sheet of lease assets and lease liabilities by lessees for leases that have been 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  and  will  be  retrospectively  applied  to  each  period  presented.  Early  application  is  permitted.  We  are currently assessing the impact this guidance will have on our Consolidated Financial Statements. 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  to  develop  a  common  standard  for  recognizing  revenue  for  GAAP  and  International  Financial  Reporting  Standards  that  is  applicable  to  all organizations.  The  Partnership  will  be  required  to  adopt  this  standard  in  2018  and  to  apply  its  provisions  retrospectively  to  each  prior  reporting  period presented  or  retrospectively  with  the  cumulative  effect  of  initially  applying  the  ASU  recognized  at  the  date  of  initial  application  (modified  retrospective method). Although we continue to evaluate the financial impact of this ASU on the Partnership, we currently plan to adopt this standard utilizing the modified retrospective method and do not anticipate that the adoption of this ASU will materially impact our financial position, results of operations or cash flows. 87                          CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 3. Business Combinations 2015 Business Combinations Brown Integrity, LLC 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.  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 was accounted for under the acquisition method of accounting. We recognized amounts for 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 estimated fair values 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-compete agreements  Goodwill  Current liabilities  Non-controlling interests  Net assets acquired 88   (in thousands) 175  3,229  108  2,578  3,128  2,049  143  9,992  21,402  1,294  9,497  10,611    $   $                                                                             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 represented 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 believed  that  the  locations,  synergies  created,  and  the  projected  future  cash  flows  of  Brown  merited  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). 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  reduction  to  the  General Partner’s capital. 2014 Business Combination SWD Acquisition Effective December 1, 2014, we acquired a recently-constructed commercial SWD facility from SBG Energy (a related party at the time) for a total purchase price  of  approximately  $1.7  million.  The  facility  had  minimal  operating  activity  prior  to  the  acquisition.    The  acquisition  was  accounted  for  under  the acquisition  method  of  accounting.    Accordingly,  we  recognized  amounts  for  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 estimated fair values of the assets acquired and liabilities assumed as of the purchase date were as follows:  Current assets  Property and equipment  Intangible assets:  Contracts  Current liabilities  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. 89                                                                        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, 2016 and 2015: Asset Category Useful Lives (years) 2016 2015 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) 1,278    $ 698      1,242      17,563      1,268      410      22,459      (7,840)     14,619    $ 2,114  848  1,396  17,711  1,213  424  23,706  (5,369) 18,337  Depreciation expense is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of the assets.  Depreciation expense was $2.9 million, $3.1 million and $4.1 million for the Partnership for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively, of which $0.9 million, $0.6 million and $0.2 million was included as a component of costs of services for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively. As a result of our impairment analyses, we wrote down the value of certain property and equipment which resulted in a decreases in accumulated depreciation of $0.3 million, $1.3 million $4.3 million in 2016, 2015 and 2014, respectively. During 2016, 2015 and 2014, 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  $2.1  million,  $6.6  million  and  $12.8  million,  included  in  the impairments caption on the Consolidated Statement of Operations for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectfully. 90                                                                                                                                                   The following table summarizes the impaired property and equipment in our W&ES segment for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014: Asset Category Land Land improvements Buildings and leasehold improvements Facilities, wells and equipment Computer and office equipment Vehicles and other Less accumulated depreciation Net book value of impaired properties prior to impairment Estimated fair market value of impaired properties as of date of impairment Impairments 2016 2015  (in thousands)  2014   $   $ 1,000    $ 157      136      1,726      —      5      3,024      (289)     2,735      616      2,119    $ 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  Fair value was determined using expected future cash flows, which is a Level 3 input as defined in 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 future resulting in the need to further adjust our determinations of fair value. 91                                                                              CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 5. Goodwill 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, 2014  Goodwill from business combination  Foreign currency translation  Balance - December 31, 2015  Impairments  Foreign currency translation  Balance - December 31, 2016 PIS IS W&ES Total   $   $ 40,470    $ —      (264)     40,206      —      41      40,247    $ (in thousands) —    $ 9,992      —      9,992      (8,411)     —      1,581    $ 15,075    $ —    $ —    $ 15,075      —      —      15,075    $ 55,545  9,992  (264) 65,273  (8,411) 41  56,903  Goodwill is not amortized, but is subject to annual reviews on November 1 for impairment at a reporting unit level. In accordance with ASC 350 “ Intangibles — Goodwill and Other ”, we have assessed the reporting unit definitions and determined that the PIS, IS and W&ES operating segments are the appropriate reporting units for testing goodwill for 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 reporting unit, we performed qualitative assessments to determine whether the fair value of the reporting unit was more likely than not less than its carrying value.  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 this reporting unit indicated that there was no need  to  conduct  further  quantitative  testing  for  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 IS and W&ES segments, after giving consideration to certain qualitative factors including trends in the energy industry, we elected to perform quantitative goodwill  impairment  analyses.   We  computed  the  fair  value  of  the  reporting  units  employing  multiple  valuation  methodologies,  including  a market  approaches (market price multiples of comparable companies) and a income approaches (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 approaches for the valuations of the reporting units. In the IS segment, we experienced declining revenues in 2016 due to the overall depressed energy economy, including decreased new infrastructure construction, postponement of inspection and integrity activity by our E&P customers and reduced revenues and margins on completed contracts due to increased competition, among other things. Given these indicators of impairment, we determined a triggering event occurred in the second quarter of 2016 and thus, performed an interim impairment assessment of the approximately $10.0 million of goodwill related to our IS segment. We estimated the fair value of the reporting unit utilizing the income approach (discounted cash flows) valuation method, which is a Level 3 input as defined in ASC 820, Fair Value Measurement .  Significant inputs in the valuation included projections of future revenues, anticipated operating costs and appropriate discount rates.  To estimate the fair value of the reporting unit and the implied fair value of goodwill under a hypothetical acquisition of the reporting unit, we assumed a tax structure where a buyer would obtain a step-up in the tax basis of the net assets acquired.  Significant assumptions used in valuing the reporting unit included revenue growth rates ranging from 2% to 5% annually and a discount rate of 17.5%.  In our assessment, the carrying value of the reporting unit, including goodwill, exceeded its estimated fair value.  We then determined through our hypothetical acquisition analysis that the fair value of goodwill was impaired.  As a result, we recorded an impairment loss of $8.4 million in our IS segment  and  reduced  the  value  of  recorded  goodwill  to  $1.6  million  in  the  second  quarter  of  2016.    This  impairment  is  included  in  impairments on  the Consolidated Statement of operations for the year ended December 31, 2016. 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.  SWD property and equipment were impaired in the second quarter of 2016 and in the fourth quarter of 2015 due to continued declines in disposed volumes and depressed prices. Based on our 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 2016 or 2015. However, 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 future. During the fourth quarter 2016, we performed qualitative assessments on each of our reporting units to determine whether the fair values of the reporting units were more likely than not to be lower than their respective carrying values. Our evaluation consisted of assessing various qualitative factors, including projected future earnings, recent trends in earnings, market capitalization, current customer relationships and projects, and current economic conditions. In addition, as we continued  to  monitor  the  value  of  our  IS  segment  (Brown)  through  the  end  of  2016,  we  performed  additional  quantitative  calculations  to  determine  if  the  IS goodwill may be impaired beyond that which was recorded in the second quarter of 2016.  The qualitative and quantitative assessments in these reporting units indicated  the  fair  values  of  the  reporting  units  exceeded  their  carrying  values  and  the  goodwill  of  the  reporting  units  was  not  impaired  as  of  November  1  or December 31, 2016. Our IS reporting unit experienced a downward trend in revenues during 2016. Our estimate of the fair value of the IS segment assumes that                                                                                              our revenues in future years will be higher than in 2016, which we believe to be a reasonable estimate based on historical results, management’s plans for growing revenues of the segment, and management’s economic outlook for the industry. While we believe we have made reasonable estimates and assumptions to estimate the fair values of our reporting units, it is reasonably possible that changes could occur that would require a goodwill impairment charge in the near future.  92     CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 6. Intangible Assets Intangible assets consist of the following at December 31, 2016 and 2015: Asset Category Useful Lives (years) 2016 2015 December 31, Customer relationships Contracts Non-compete agreements Trademarks and trade names Inspector database Less accumulated amortization Net intangibles  5 - 20  3 3 10 10     $     $ (in thousands) 24,261    $ 241      143      12,079      2,080      38,804      (9,180)     29,624    $ 24,257  241  143  12,067  2,080  38,788  (6,302) 32,486  Amortization expense for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014 was $2.9 million, $2.8 million and $2.4 million respectively. Future amortization expense of our intangible assets is estimated to be as follows: Year ending December 31, (in thousands) 2017 2018 2019 2020 2021 Thereafter   $   $ 2,917  2,829  2,807  2,786  2,778  15,507  29,624  93                                                                                                                                                               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  (“Working  Capital  Facility”)  which  provides  up  to  $75.0  million  in borrowing  capacity  to  fund  working  capital  needs  and  an  acquisition  revolving  credit  facility  (“Acquisition  Facility”)  which  provides  up  to  $125.0  million  in borrowing  capacity  to  fund  acquisitions  and  expansion  projects.  In  addition,  the  Credit  Agreement  contains  an  accordion  feature  that  allows  us  to  increase  the availability under the facilities by an additional $125.0 million if lenders agree to increase their c ommitments. The Credit Agreement matures on December 24, 2018. Outstanding borrowings at December 31, 2016 and 2015 under the Credit Agreement were as follows: Working capital facility Acquisition facility Total borrowings Debt issuance costs Long-term debt December 31, 2016 2015 (in thousands)   $   $ 48,000    $ 88,900      136,900      1,201      135,699    $ 52,000  88,900  140,900  1,771  139,129  The carrying value of the partnership’s long-term debt approximates fair value, as the borrowings under the Credit Agreement are considered to be priced at market for debt instruments having similar terms and conditions (Level 2 of the fair value hierarchy). Borrowings  under  the  Working  Capital  Facility  are  limited  by  a  monthly  borrowing  base  calculation  as  defined  in  the  Credit  Agreement.    If,  at  any  time, outstanding borrowings under the Working Capital Facility exceed the Partnership’s calculated borrowing base, a principal payment in the amount of the excess is due upon submission of the borrowing base calculation.  Available borrowings under the Acquisition Facility may be limited by certain financial covenant ratios as defined in the Credit 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 3.54% and 4.52% for the year ended December 31, 2016, 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. 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, 2016, our combined total adjusted leverage ratio was 3.41 to 1.0 and our interest coverage ratio was 3.78 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 were in compliance with all debt covenants as of  December 31, 2016 and expect to remain in compliance with all of our financial debt covenants for the next twelve months following the filing of this Form 10-K. Working capital borrowings, which are fully secured by the Partnership’s net working capital, are subject to a monthly borrowing base and are excluded from the Partnership’s debt compliance ratios. 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  Working  Capital  Facilities  by at least  $5.0 million,  and  at least  $5.0 million  in lender  commitments  are  available  to be drawn under the Working Capital Facility. 94                                                         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, 2015 Payments Balance - December 31, 2016 Working Capital Facility Acquisition Facility (in thousands, except %’s) Total   $   $   $ 52,000  4,000    $ 88,900  —  140,900  4,000  48,000    $ 88,900    $ 136,900  Weighted average interest rate at December 31, 2016 3.91%    4.48%    8. 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.  We have Canadian activity that is 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, and deferred tax liabilities in 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).   95                                                                                                                   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)  U.S. federal  State  Canadian  Total Deferred tax expense (benefit)  U.S. federal  State  Canadian  Total 2016 2015 2014 (in thousands)       $ 527    $ 690      3      1,220      (27)     (8)     10      (25)     (123)   $ 501      6      384      45      13      10      68       Total income tax expense   $ 1,195    $ 452    $ 38  332  100  470  (12) (3) 13  (2) 468  The increase in total income tax expense from 2015 to 2016 is primarily attributable to improved operating results of Tulsa Inspection Resources – PUC, LLC, an entity that has elected to be taxable as a corporation for federal and state income tax purposes. Revenues and net taxable income of this entity have increased from the year ended December 31, 2015 to the year ended December 31, 2016. Non-current  deferred  tax  liabilities  of  $0.4  million  are  primarily  attributable  to  the  recorded  unamortized  portion  of  book  intangible  assets  in  our  Canadian subsidiary.   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:  Tax (benefit) computed at statutory rate (Income) loss not subject to federal tax State income taxes, net of federal benefit Other 2016 2015 2014 (in thousands)       $    $ (2,788)   $ 3,336      644      3      1,195    $ 1,590    $ (1,790)     514      138      452    $ (5,149) 5,274  326  17  468  The Internal Revenue Service began 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 described 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. To date, 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 2016.  It is the Partnership’s policy to recognize tax-related interest and penalties as a component of income tax expense in the year incurred.  Tax-related interest and penalties were insignificant in the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014. As  of  December  31,  2016,  the  Partnership  had  no  significant  unrecognized  tax  benefits.    During  the  next  twelve  months,  we  do  not  expect  that  the  ultimate resolution of any uncertain tax positions will result in a significant increase or decrease of an unrecognized tax benefit. 96                                                                                                                                                                                                     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 were $0.2 million. Common Units and Subordinated Units As of December 31, 2016, there are 5,945,348 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 had 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 could be made on the subordinated units. The subordinated units converted to common units on February 14, 2017 upon satisfaction of the requirements as outlined in our partnership agreement.  For the years ended December 31, 2016, 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.  Affiliates of our General Partner hold 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 specified target distribution levels have been achieved. Affiliates of 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 2016, 2015, or 2014. 97                      10. Major Customers CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued For the year ended December 31, 2016, 2015 and 2014, three customers individually exceeded 10% of our consolidated total revenues: Enbridge Energy Partners, Pacific Gas and Electric Company and Plains All America Pipeline in 2016 and Enbridge Energy Partners, Enterprise Products Partners and Plains All America Pipeline  in  2015  and  2014.  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  publicly-traded  common  units  at  each  grant  date,  adjusted  for  a  forfeiture  rate  and  other discounts  attributable  to  the  units  awarded.    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, 2016, 2015 and 2014, compensation expense of $1.1 million, $1.2  million  and  $0.5  million,  respectively  was  recorded  under  the  LTIP  (including  expense  associated  with  subordinated  unit  awards  described  below  ).  The following table sets forth the units granted and forfeitured under the LTIP for the years ended December 31, 2016, 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  Units granted  Units vested and issued  Units forfeited  Units at December 31, 2016 Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit Number of Units —    178,264    $ (19,911)   $ 158,353    $ 230,310    $ (7,467)   $ (19,498)   $ 361,698    $ 346,999    $ (36,505)   $ (98,290)   $ 573,902    $ 17.96  16.78 18.11  12.08  19.72 16.92 14.30  6.32  16.17 11.38 9.86  The majority of the common unit awards vest in three tranches, with one-third of the units vesting three years from the grant date, one-third vesting four years from the  grant  date,  and  one-third  vesting  five  years  from  the  grant  date.  However,  certain  of  the  awards  have  different,  and  typically  shorter,  vesting  periods.  Two grants, totaling 77,495 units, vest three years from the grant dates, contingent upon the recipient meeting certain performance targets. Total unearned compensation associated  with the LTIP at  December  31, 2016 and 2015 was $3.8 million  and $3.8 million,  respectively,  with an average  remaining  life  of 2.4 years and 3.3 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, $0.1 million and $0.3 million for the years ended December 31, 2016, 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 at December 31, 2016 was $0.4 million with an average remaining life of 1.0 years. 98                                                                                                                              CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 12. Related-Party Transactions Omnibus Agreement 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 $4.0 million ($1.0 million per quarter that was 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.    For  the  year  ended  December  31,  2016,  Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving payment of this quarterly administrative fee; 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 $4.0 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 noted above, Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving payment of this fee for the year ended December 31, 2016 and as a result, no payments were made in 2016. To the extent that Holdings incurs expenses on behalf of the Partnership in excess of administrative expense amounts paid under the omnibus agreement (including executive management services, payroll services, general and administrative costs incurred as a result of being a publicly traded partnership, and other allocated costs), the excess is allocated to the Partnership as non-cash allocated costs. The non-cash allocated amounts are reflected as general and administrative expenses in the Consolidated Statement of Operations and as a contribution attributable to general partner in the Consolidated Statement of Owners’ Equity. These costs are included  as  a  component  of  net loss attributable to general partner in  the  Consolidated  Statements  of  Operations.  Non-cash  allocated  costs  reflected  in  the Partnership’s financial  statements were $3.8 million, $0.6 million and $0.5 million, respectively, for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014.  The allocation methods utilized in determining the non-cash allocated costs represent a reasonable allocation of costs incurred by Holdings on behalf of the Partnership. In addition to funding certain general and administrative expenses on our behalf, Holdings provided the Partnership with additional temporary financial support by contributing a total of $2.5 million for the year ended December 31, 2016 in cash, as a reimbursement of certain expenditures incurred by the Partnership. These payments  are  reflected  as  a  contribution attributable to general partner in  the  Consolidated  Statement  of  Owners’  Equity  and  as  a  component  of  the  net loss attributable to the general partner in the Consolidated Statement of Operations for the year ended December 31, 2016. 99                                                                        CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Other Related Party Transactions A former board member had ownership interests 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 while it was considered a related party was $1.1 million and $2.1 million for the years ended December 31, 2015 and 2014, respectively. Accounts receivable from Creek was $0.1 million at December 31, 2015 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 while it was considered a related party 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 year ended December 31, 2014. 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, as of that date, 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 other, net on  the  Consolidated Statements of Operations for the year ended December 31, 2015. The Partnership provides management services to a 25% owned company, Alati Arnegard, LLC (“Arnegard”).  Management fee revenue earned from Arnegard is included in revenues on the Consolidated Statements of Operations and totaled $0.6 million, $0.7 million and $0.6 million for the years ended December 31, 2016, 2015  and  2014,  respectively.    Accounts  receivable  from  Arnegard  totaled  $0.1  million  at  December  31,  2016  and  2015  and  is  included  in  trade accounts receivable, net on the Consolidated Balance Sheets. The Partnership outsources staffing and payroll services to an affiliated entity, Cypress Energy Management – Bakken Operations, LLC (“CEM-Brown”).  CEM- Brown was owned 49% by SBG Energy. Effective June 1, 2015, Holdings acquired the 49% ownership interest of CEM-Brown and now owns 100% of CEM- Brown.    Total  employee  related  costs  paid  to  CEM-Brown  prior  to  the  acquisition  of  the  49%  ownership  interest  on  June  1,  2015  were  $1.2  million  and  $3.0 million for the years ended December 31, 2015 and 2014, respectively.  There were no staffing or payroll services provided to the Partnership by CEM-Brown in the year ended December 31, 2016. There were no accounts payable due CEM-Brown at December 31, 2016 or 2015. 100                                          CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 13. Commitments and Contingencies Security Deposits The Partnership has various performance obligations which are secured with short-term security deposits totaling $0.5 million at December 31, 2016 and 2015.  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,  2016  and  2015,  the  aggregate  commitment  for  future  compensation  and  severance  was  approximately  $1.0  million  and  $1.4 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.  At  December  31,  2016  and  2015,  the Partnership had contingent liabilities of $0.1 million associated with the potential settlement of customer audits. The contingent liability is reflected in accrued payroll and other on the Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2016 and 2015.  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  did  not  have  the  right  to  terminate  the agreements pursuant to the terms of the agreements, the termination of these agreements 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. In the first quarter of 2017, the parties agreed to a settlement. 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. 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. In the first quarter of 2017, CES received a cash payment and other consideration and the parties settled the matter and dismissed all associated claims. 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. The 2013 payroll audit has completed with a no-change letter. Although the TIR, Inc. income tax audit for the 2012 tax year is not yet complete, the Partnership believes, based on correspondence from the IRS, that any adjustments  related  to  this  income  tax  audit  should  not  be  material.  Additionally,  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      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 $1.0 million, $0.8 million $0.1 million for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014, respectively. Minimum annual lease commitments under the current office lease and other operating leases at December 31, 2016 follows: 2017 2018 2019 2020 2021 Thereafter Total 14. Segment Disclosures   (in thousands)   865    $ 151  25  25  25  507  1,598    $ 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                                                     The following table outlines segment operating income and a reconciliation of total segment operating income to net income before income tax expense. CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Year ended December 31, 2016 Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Interest expense, net Other, net Net loss before income tax expense PIS IS W&ES (in thousands) Other Total   $   $ 275,171    $ 247,214      27,957      12,521      2,439      —      12,997    $ 13,884    $ 11,542      2,342      2,829      658      8,411      (9,556)   $ 8,942    $ 3,761      5,181      1,866      1,764      2,119      (568)   $   $ —  —  —  4,637(a)    —  —  (4,637)   $ 297,997  262,517  35,480  21,853  4,861  10,530  (1,764) (6,559) 356  (7,967) (a) Amount includes $3.8 million that Holdings could have charged the Partnership under the omnibus agreement. Since Holdings elected to waive this omnibus fee for the year ended December 31, 2016, none of this expense is reflected in the operating results of the individual segments. Year 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 loss before income tax expense   $   $ 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)   $ (b) Amount includes $0.6 million of expenses incurred by Holdings in excess of the omnibus fee. 382,002    $ 346,738      35,264      17,734      2,539      —      14,991    $ —    $ —      —      —      —      —      —    $ 22,416    $ 8,617      13,799      3,090      3,806      32,546      (25,643)   $ Year 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 Total Assets December 31, 2016 December 31, 2015 (as adjusted)   $   $   $   $ 124,840    $ 12,079    $ 38,141    $ (7,548)   $ 167,512  130,623    $ 23,097    $ 38,418    $ (1,256)   $ 190,882  103     $ —  —  —  1,282(b)    —  —  (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)                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements – Continued 15. Distributions The following table summarizes the cash distributions declared and paid by the Partnership since our IPO. Payment Date Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions Total Cash Distributions to Affiliates (a) (in thousands) 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 May 13, 2016 August 12, 2016 November 14, 2016 Total 2016 Distributions February 13, 2017 (c)   $ 0.301389    $ 0.396844      0.406413      1.104646      0.406413      0.406413      0.406413      0.406413      1.625652      0.406413      0.406413      0.406413      0.406413      1.625652      3,565    $ 4,693      4,806      13,064      4,806      4,808      4,809      4,809      19,232      4,810      4,812      4,817      4,819      19,258      0.406413      4,823      2,264  2,980  3,052  8,296  3,052  3,053  3,087  3,092  12,284  3,107  3,099  3,103  3,105  12,414  3,107  Total Distributions (through February 13, 2017 since IPO)   $ 4.762363    $ 56,377    $ 36,101  (a) (b) (c)  Approximately 64.3% of the Partnership’s outstanding units at December 31, 2016 were held by affiliates.  Distribution was pro-rated from the date of our IPO through March 31, 2014.  Fourth quarter 2016 distribution was declared and paid in the first quarter of 2017. 16. Subsequent Events Canadian Subsidiary In early 2017, the largest customer of our Canadian subsidiary (PIS segment) completed a bid process and selected different service providers for its major projects (we continue to perform certain services for this customer, such as integrity services).  During the year ended December 31, 2016, pipeline inspection services to this customer accounted for approximately $25.0 million of revenue and $1.7 million of gross margin, which represented approximately 81% of the revenues and 81% of the gross margin of our Canadian operations (and approximately 8.4% of our consolidated revenues and 4.9% of our consolidated gross margin for the year ended December 31, 2016).   Our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2016 includes customer relationship intangible assets with a net book value of $1.2 million and trade names with a net book value of $0.2 million that were initially recorded upon the acquisition of the Canadian business.  Given the change in circumstances, we will evaluate these intangible assets for impairment, and may record impairments on these intangible assets in the three months ending March 31, 2017. In  addition,  our  Consolidated  Balance  Sheet  at  December  31,  2016  includes  $2.5  million  of  accumulated  other  comprehensive  losses  associated  with  currency translation adjustments, all of which relate to our Canadian subsidiary.  A portion of this balance relates to U.S.-dollar denominated intercompany payables from our Canadian subsidiary to U.S.-based entities within our consolidated group of entities.  We have reported our Canadian subsidiary’s currency translation losses on these intercompany balances to other comprehensive income (as translation adjustments), rather than as a reduction to net income (as translation losses), based on the intent that our investment in Canada (including intercompany loans) has been considered a long-term investment. Given the change in circumstances, in March of 2017, we have begun to evaluate our options related to the future of this subsidiary. It is possible that, during 2017, we may reclassify some or all of the $2.5  million  balance  in  accumulated  other  comprehensive  loss  to  Partners’  Capital,  which  would  be  reported  in  the  Consolidated  Statement  of  Operations  as  a reduction to net income. Orla Lightning Strike and Fire In January 2017, a lightning strike at our Orla SWD facility initiated a fire that effectively destroyed the surface equipment at the facility.  Due to the aftereffects of the fire, we were required to perform some environmental remediation and reclamation at the facility.  All appropriate governmental agencies were contacted and informed of our remediation procedures.  Temporary operations were established within 11 days of the incident in order to minimize the disruption of business at this  facility.    We  are  currently  working  with  our  insurance  providers  to  complete  remediation  and  reconstruct  the  SWD  facility  (we  have  minimal  deductibles                                                                                                                                                                                                                                       related to our pollution and property coverage at this facility).  Currently, we anticipate that the facility will be rebuilt by the third quarter of 2017. Subordination Effective February 14, 2017, with the payment of the fourth quarter distribution and the fulfillment of other requirements associated with the termination of the subordination period, the Partnership emerged from subordination, therefore converting the subordinated units to common units at that time. 17. 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  relative  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. The presentation of our Consolidating Balance Sheet as of December 31, 2015, our Consolidating Statement of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December  31,  2015  and  2014,  and  our  Consolidating  Statement  of  Cash  Flows  for  the  year  ended  December  31,  2015  and  2014  have  been  updated  to  reflect adjustments between the Guarantors and Eliminations.  These adjustments have (i) reduced the Guarantors’ notes receivable - affiliates and total partners’ capital and the Parent’s investment in the Guarantors and the total partners’ capital by $1.0 million, with the offset to Eliminations on the Consolidating Balance Sheet; (ii) reduced the Guarantor’s comprehensive income by $0.6 million and ’0.3 million for the year ended December 31, 2015 and 2014, respectively, with the offset to Eliminations on the Consolidating Statement of Comprehensive Income (Loss) and (iii) adjusted various offsetting items in working capital for the Guarantors and Eliminations in the Consolidating Statement of Cash Flows.  These changes have had no impact on the consolidated results as previously reported. 104               ASSETS Current assets:  Cash and cash equivalents  Trade accounts receivable, net  Accounts receivable - affiliates  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 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 - Note 13 Owners’ equity:  Total partners’ capital  Non-controlling interests Total owners’ equity Total liabilities and owners’ equity Consolidating Balance Sheet As of December 31, 2016 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated   $   $   $ 695    $ —      —      —      695      —      —      —      —      —      29,454      —      —      30,149    $ —    $ 8,860      15      —      8,875      (1,201)     —      —      —      7,674      20,251    $ 33,046      12,622      996      66,915      19,366      6,798      12,568      23,875      53,914      (417)     13,662      139      170,656    $ 1,653    $ —      7,082      967      9,702      131,400      —      8      139      141,249      5,747    $ 6,125      —      46      11,918      3,093      1,042      2,051      5,749      2,989      —      —      10      22,717    $ 712    $ 5,400      503      44      6,659      5,500      13,662      354      —      26,175      —    $ (689)     (12,622)     —      (13,311)     —      —      —      —      —      (29,037)     (13,662)     —      (56,010)   $ (675)   $ (12,622)     (15)     —      (13,312)     —      (13,662)     —      —      (26,974)     26,693  38,482  —  1,042  66,217  22,459  7,840  14,619  29,624  56,903  —  —  149  167,512  1,690  1,638  7,585  1,011  11,924  135,699  —  362  139  148,124  17,425      5,050      22,475      30,149    $ 24,357      5,050      29,407      170,656    $ (3,458)     —      (3,458)     22,717    $ (23,986)     (5,050)     (29,036)     (56,010)   $ 14,338  5,050  19,388  167,512    $ 105                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 ASSETS Current assets:  Cash and cash equivalents  Trade accounts receivable, net  Accounts receivable - affiliates  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 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 Consolidating Balance Sheet As of December 31, 2015 (as adjusted - in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated   $   $   $ 378    $ —      —      —      378      —      —      —      —      —      42,034      —      —      42,412    $ 6    $ 1,237      —      —      1,243      (1,771)     —      —      —      (528)     19,570    $ 40,029      5,601      2,078      67,278      20,790      4,941      15,849      26,135      53,914      10,465      13,527      32      187,200    $ 467    $ 912      6,855      385      8,619      135,400      —      43      117      144,179      4,202    $ 8,289      —      286      12,777      2,916      428      2,488      6,351      11,359      —      —      10      32,985    $ 1,732    $ 4,042      293      —      6,067      5,500      13,850      328      —      25,745      —    $ (53)     (5,601)     (35)     (5,689)     —      —      —      —      —      (52,499)     (13,527)     —      (71,715)   $ —    $ (5,278)     (53)     (35)     (5,366)     —      (13,850)     —      —      (19,216)     24,150  48,265  —  2,329  74,744  23,706  5,369  18,337  32,486  65,273  —  —  42  190,882  2,205  913  7,095  350  10,563  139,129  —  371  117  150,180  32,967      9,973      42,940      42,412    $ 33,048      9,973      43,021      187,200    $ 7,240      —      7,240      32,985    $ (42,526)     (9,973)     (52,499)     (71,715)   $ 30,729  9,973  40,702  190,882    $ 106                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               Revenues Costs of services Gross margin Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating (loss) Other income (expense): Equity earnings (loss) in subsidiaries Interest expense, net Other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Net (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $ Consolidating Statement of Operations For the Year Ended December 31, 2016 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated   $ —    $ —      —      252,955    $ 222,067      30,888      58,694    $ 54,102      4,592      (13,652)   $ (13,652)     —      297,997  262,517  35,480  12,625      4,091      2,119      12,053      (10,020)     (4,854)     334      (2,487)     1,150      (3,637)     (4,499)     862      4,591      770      8,411      (9,180)     —      (816)     22      (9,974)     45      (10,019)     —      (10,019)     —      862    $ —      (10,019)   $ —      —      —      —      9,158      —      —      9,158      —      9,158      —      9,158      —      9,158    $ 21,853  4,861  10,530  (1,764) —  (6,559) 356  (7,967) 1,195  (9,162) (4,499) (4,663) (6,298) 1,635  4,637      —      —      (4,637)     862      (889)     —      (4,664)     —      (4,664)     —      (4,664)     (6,298)     1,634    $ 107                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   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 Other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Consolidating Statement of Operations For the Year Ended December 31, 2015 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated   $ —    $ —      —      329,086    $ 290,524      38,562      54,708    $ 48,340      6,368      (12,603)   $ (12,603)     —      371,191  326,261  44,930  1,282      —      —      (1,282)     6,115      (902)     —      3,931      —      3,931      143      3,788      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   (648 ) 4,140  Net income (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $  (648 )     4,436    $  —      6,115    $  —      741    $  —      (7,152)   $ 108                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        Consolidating Statement of Operations 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, net 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 (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests  4,646       (20,209)      291      (14,134 )      Net income attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $  149      (20,358)   $  —      (14,134)   $ 109   —    $ —      —      —      —      —      —      14,134      —      —      —      14,134      —      14,134      404,418  355,355  49,063  21,321  6,345  32,546  (11,149) —  (3,208) (446) 92  (14,711) 468  (15,179) 36       14,098      4,973   (20,152)   —      14,098    $  149  (20,301) 2,064      209      —      530      —      (333)     —      8      205      112      93      —       93       —      93    $                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Consolidating Statement of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2016 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated Net income (loss) Other comprehensive income - Foreign currency translation   $ (4,664)   $ (3,637)   $ —      71      Comprehensive income (loss)   $ (4,664)   $ (3,566)   $ Comprehensive (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive (loss) attributable to general partner Comprehensive income (loss) attributable to limited partners   $ —      (6,298)     1,634    $ (4,499)     —      933    $ (10,019)   $ —      182      —      (9,837)   $ —      —      (9,837)   $ 9,158    $ (9,162) —      253  9,158    $ (8,909) —      —      9,158    $ (4,499) (6,298) 1,888  Consolidating Statement of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2015 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated Net income (loss) Other comprehensive income - Foreign currency translation   $ 3,931    $ 6,544    $ —      (564)     Comprehensive income (loss)   $ 3,931    $ 5,980    $ Comprehensive (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive (loss) attributable to general partner Comprehensive income (loss) attributable to limited partners   $ 143      (648)     4,436    $ 429      —      5,551    $ 741    $ —      (1,178)     —      (437)   $ —      —      (437)   $ (7,125)   $ 4,091  -     (1,742) (7,125)   $ 2,349  (430)     —      (6,695)   $ 142  (648)  2,855  Consolidating Statement of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2014 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated Net income (loss) Other comprehensive income - Foreign currency translation   $ (15,563)   $ (13,843)   $ —      (316)     Comprehensive income (loss)   $ (15,563)   $ (14,159)   $ Comprehensive (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive income attributable to general partner Comprehensive income (loss) attributable to limited partners   $ 4,646      149      (20,358)   $ 291      —      (14,450)   $ 93    $ —      (621)     —      (528)   $ —      —      (528)   $ 14,134    $ (15,179) —     (937) 14,134    $ (16,116) (279)     —      14,413    $ 4,658  149  (20,923) 110                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Consolidating Statement of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2016 (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 (loss) on asset disposal Interest expense from debt issuance cost amortization Equity-based compensation expense Equity in earnings of investee Distributions from investee 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 Purchases of property and equipment Net cash used in investing activities Financing activities: Repayments of long-term debt Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Contributions from general partner Distributions from subsidiaries Distributions to limited partners Distributions to non-controlling members Net cash provided by (used in) financing activities Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non-   $ (4,664)   $ (3,637)   $ (10,019)   $ 9,158    $ (9,162) —      —      —      570      1,086      —      —      (862)     —      3,798      —      —      —      7,632      —      7,560      4,495      2,119      (12)     —      —      (309)     200      10,020      (35)     —      6,983      (7,021)     941      507      582      14,833      —      —      —      26      (1,066)     (1,040)     1,293      8,411      (7)     —      —      —      —      —      11      —      2,252      —      308      132      45      2,426      20      (310)     (290)     —      —      —      —      —      —      —      (9,158)     —      —      636      7,021      101      (7,793)     35      —      —      —      —      5,788  10,530  (19) 570  1,086  (309) 200  —  (24) 3,798  9,871  —  1,350  478  662  24,819  46  (1,376) (1,330) —      (4,000)     —      —      (4,000) (107)     2,500      9,622      (19,258)     —      (7,243)     —      —      (9,239)     —      —      (13,239)     —      —      (383)     —      (424)     (807)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —    $ (107) 2,500  —  (19,258) (424) (21,289) 343  2,543  24,150  26,693  Effects of exchange rates on cash —      127      216      Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Cash and cash equivalents, beginning of period Cash and cash equivalents, end of period 317      378      695    $ 681      19,570      20,251    $ 1,545      4,202      5,747    $   $ 111                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         Consolidating Statement of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2015 (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 Loss on asset disposals Interest expense from debt issuance cost amortization Equity-based compensation expense Equity in earnings of investee Distributions from investee 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 disposals of property and equipment Cash paid for acquisition of 49.9% interest in the TIR Entities Cash paid for acquisition of 51% of Brown Integrity, LLC, net of cash acquired of $175 Purchases of property and equipment Net cash (used in) investing activities Financing activities: Advances on long-term debt Repayments of long-term debt Distributions from subsidiaries Distributions to limited partners Distributions to non-controlling members Net cash provided by (used in) financing activities Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non-   $ 3,931    $ 6,544    $ 741    $ (7,125)   $ 4,091  —      —      —      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      —      9,540      3,208     267      (1,074)     (122)     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      —      —      45      (3,230)     35      3,185      (35)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      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  Effects of exchange rates on cash —      (563)     (587)     —      (1,150) 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: Accrued capital expenditures (604)     982      378    $ 2,972      16,598      19,570    $ 1,025      3,177      4,202    $ —      —      —    $ 3,393  20,757  24,150  —    $ 6    $ 94    $ —    $ 100    $   $ 112                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Consolidating Statement of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2014 (in thousands) Parent Guarantors Non- Guarantors Eliminations Consolidated (15,563)   $ (13,843)   $ 93    $ 14,134    $ (15,179) Operating activities:  Net income (loss)  Adjustments to reconcile net income (loss) to cash provided by   (used in) operating activities:   $  Depreciation, amortization and accretion  Impairments  Loss on asset disposals  Interest expense from debt issuance cost amortization  Equity-based compensation expense  Equity in earnings of investee  Distributions from investee  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  Purchases 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  Repayments 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  Net cash provided by (used in) financing activities —      —      —      714    785    —      —      14,134    —      —      —      (22)   (285)   21    —      (216)   —      —      —      6,304    32,546    3    —      —      (46)   55    —      (22)   497    4,115    (9,604)   (248)   6,513    (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)   —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (14,134)   —      —      8    8,831    —      (8,839)   —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      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) (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: Accrued capital expenditures   $ —      $ 756    $ —      $ —      $ 756  113                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         18. Quarterly Financial Information ( Unaudited ) CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The following  table  sets forth  certain  unaudited  financial  data  for  each  quarter  during 2016 and  2015. The  unaudited  quarterly  information  includes all normal recurring adjustments that we consider necessary for a fair presentation of the information shown. 2016 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) March 31 June 30 September 30 December 31 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   $ 73,474    $ 7,760      —      (1,361)     (994)     (0.00)     (0.00)     (0.00)     72,311    $ 7,365      10,530      (11,616)     (7,004)     (0.34)     (0.34)     (0.34)     81,806    $ 9,926      —      1,998      1,917      0.28      0.27      0.28      70,406  10,429  —  1,817  1,418  0.20  0.19  0.20  Revenues and gross margin for the quarter ended December 31, 2016 include $1.2 million related to a price increase on work we performed during preceding quarters. We recognized this revenue upon receipt during the fourth quarter of a signed contract formally evidencing the customer’s agreement to the new pricing. 2015 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) March 31 June 30 September 30 December 31 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   $ 114   94,066    $ 10,549      —      2,826      2,659      0.22      0.22      90,953    $ 10,763      —      1,859      1,936      0.18      0.18      96,408    $ 12,101      5,567      (1,640)     (1,809)     (0.15)     (0.15)     89,764  11,517  1,078  1,046  706  0.10  0.10                                                                                                                                    ITEM 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, 2016.  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. 115                                                                        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, 2016, 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, 2016, 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 Beginning January 1, 2016, the Partnership initiated implementation of a new enterprise resource planning (“ERP”) accounting and reporting system designed to improve the timeliness and quality of information (including financial information) to all appropriate levels of Partnership personnel. This new ERP system was not implemented in response to any material weakness in the Partnership’s internal control over financial reporting. The implementation of this software occurred in phases during 2016 and will continue into the 2017 year. The implementation of the ERP system has affected the processes that constitute our internal control over financial reporting and requires ongoing testing for effectiveness. The adoption of this new ERP system has not materially affected our internal controls over financial reporting. ITEM   9B. OTHER INFORMATION None. 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  currently  has  five  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 Stanley A. 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. 116                                    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. 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  Stanley  A.  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 A. 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 Henry Cornell Stanley A. Lybarger John T. McNabb, II Charles C. Stephenson, Jr. Age 53 51 50 60 67 72 80 Position with Cypress Energy Partners GP, LLC   Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President   Senior Vice President and Chief Financial Officer   Senior Vice President and General Counsel   Director   Director & Audit Committee Chairman   Director & Conflicts Committee Chairman   Director 117                                                   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 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 Senior Vice President and Chief Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since March 2016 and having previously served as Vice President and Chief Financial Officer since September 2013. Mr. Austin has served as Vice President and Chief Financial Officer of CEP 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 Senior Vice President and General Counsel of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since March 2016 and having  previously  served  as  Vice  President  and  General  Counsel  since  September  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. 118            Henry Cornell became a director of our board effective at the close of our public offering. Mr. Cornell is the Founder and Senior Partner of Cornell Capital LLC, a New York-based private investment firm formed in 2013. 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.  Mr.  Cornell  is  also  a  member  of  the  Board  of  Trustees  of  Mt.  Sinai,  the  Whitney  Museum,  The  Asia  Society  and  the  Navy  SEAL Foundation, 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. Stanley 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. Mr. 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.  Mr.  Lybarger  currently  serves  on  the  board  of  directors  of  BOK Financial. John 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. He co-founded the Trump Leadership Council in April 2016 and has served on the council since its founding. 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). Mr. McNabb was elected to serve as non-executive Chairman of the Board of Willbros Group, Inc. 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 did not stand for re-election when his term as Director expired in 2016. 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. 119           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. Previously, Mr. Stephenson 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, 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  Stanley  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. 120                                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, 2016, our named executive officers (“NEOs”) were: ● Peter C. Boylan III, our Chairman, Chief Executive Officer and President; ● G. Les Austin, our Senior Vice President and Chief Financial Officer; and ● Richard M. Carson, our Senior Vice President and General Counsel. Summary Compensation Table For 2016 The following table sets forth certain information with respect to the compensation paid to our NEOs for the years ended December 31, 2016, 2015 and 2014. 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 Senior Vice President and Chief Financial Officer Richard M. Carson Senior Vice President and General Counsel     $     $     $ 2016 2015 2014 2016 2015 2014 2016 2015 2014 411,712    $ 399,050      352,512      275,000    $ 260,000      211,667      275,000    $ 259,375      211,458      65,000    $ 38,609      —      25,000    $ 20,000      70,000      25,000    $ 20,000      30,000      554,167    $ 593,173      —      185,076    $ 203,907      599,712      185,076    $ 203,907      272,488      —    $ —      2,390      1,030,879  1,030,832  354,902  —    $ —      —      —    $ —      —      485,076  483,907  881,379  485,076  483,282  513,946  (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 (converted to common units as of February 14, 2017) 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 of this Annual Report. (c) Represents cash payments provided for healthcare premiums for Mr. Boylan in 2014. These payments were made in lieu of our providing any health or welfare benefits to Mr. Boylan. 121                                                                                                                                                                                                                                                    Narrative Disclosure to Summary Compensation Table Elements of the compensation program .  For  2016,  the  primary  elements  of  compensation  for  our  NEOs  included  base  salary,  cash  bonus  awards  and  equity awards. Base compensation for 2016 .  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, 2016. Name and Principal Position Peter C. Boylan III  Chairman, Chief Executive Officer and President G. Les Austin  Senior Vice President and Chief Financial Officer Richard M. Carson  Senior 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 2016 and  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. These subordinated units have been converted to common units as the Partnership emerged from subordination as of February 14, 2017. 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  2016,  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 .” 122                                                                                      Outstanding Equity Awards at December 31, 2016 The following table provides information regarding the outstanding and unvested long-term equity incentive awards held by our NEOs as of December 31, 2016.  None of our NEOs held any option awards that were outstanding as of December 31, 2016. Name and Principal Position Peter C. Boylan III (b) Chairman, Chief Executive Officer and President G. Les Austin Senior Vice President and Chief Financial Officer Richard M. Carson Senior Vice President and General Counsel Grant Date March 10, 2016 March 26, 2015 March 10, 2016 March 26, 2015 February 1, 2014 — March 10, 2016 March 26, 2015 February 1, 2014 —   Number of Units     That Have Not Vested #   Market Value of   Units That Have   Not Vested (a) 88,636  (c) 47,365  (c) 29,602  (c) 16,282  (c) 6,856  (c) 10,048  (d) 29,602  (c) 16,282  (c) 1,714  (c) 9,539  (d) 935,110  499,701  312,301  171,775  72,331  106,006  312,301  171,775  18,083  100,636  (a) Amount shown reflects the per-unit value based upon the December 31, 2016 closing price of $10.55 per common unit. (b) (c) 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 In addition to equity awards, as our co-founder Mr. Boylan also owns a part of Holdings. grant date. (d) 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 into common units on October 1, 2017. The subordinated units for Mr. Carson are scheduled to vest into common units in two annual installments on each of September 30, 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 into common units, 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. 123                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        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, 2016, 2015 and 2014. Name Henry Cornell Stanley A. Lybarger John T. McNabb II Year 2016 2015 2014 2016 2015 2014 2016 2015 2014     $     $     $ Cash Fees Earned Unit Awards (a) Total 25,000    $ 25,000      25,000      32,500    $ 32,500      32,500      30,000    $ 30,000      30,000      39,861    $ 41,384      21,540      39,861    $ 41,384      100,505      39,861    $ 41,384      297,728      64,861  66,384  46,540  72,361  73,884  133,005  69,861  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 Stanley A. Lybarger Henry Cornell John T. McNabb II Charles C. Stephenson, Jr. Members of the Board of Directors of Cypress Energy Partners GP, LLC 124                                                                                                                                                                                        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 8, 2017, 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 11,869,195 common 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 10, 2017, 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) Peter C. Boylan III G. Les Austin Richard M. Carson Henry Cornell John T. McNabb II Stanley A. Lybarger Charles C. Stephenson, Jr. All directors and executive officers as a group (consisting of 7 persons) * indicates that person or entity owns less than one percent. Common Units Percentage of Common Units Beneficially Owned Beneficially Owned 6,957,349      20,242      46,824      22,837      1,742      33,242      22,329      413,740      560,956      58.6%  *   *   *   *   *   *  3.5% 4.7%  (a)  (b) Cypress Energy Holdings, LLC owns 100% of Cypress Energy Investments, LLC, which owns 100% of CEP TIR.  CEP TIR owns 11.3% of our common units. Cypress Energy Holdings, LLC owns 100% of Cypress Energy Holdings II, LLC, which owns  100% of our general partner.  Cypress Energy Holdings II, LLC owns 47.3% of our common units.  The following table sets forth the beneficial ownership of Cypress Energy Holdings, LLC. 125                                                                                        Name of Beneficial Owner Cynthia A. Field Trust Charles C. Stephenson, Jr. CEP Capital Partners, LLC Henry Cornell Cornell Investment Partners, L.P. Lawrence D. Field, Jr. Trust Alex S. Field Trust Andrew M. Field Trust Corry C. Stephenson Trust Kelly C. Stephenson Trust Julie A. Stephenson Trust (2) (3) (2) (2) (2) (2) (2) (2) Ownership Interest Ratio (1) 36.750% 27.468% 24.500% 1.333% 0.667% 1.547% 1.547% 1.547% 1.547% 1.547% 1.547% (1) (2) (3) 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. Voting rights of the trust are exercised by Cynthia A. Field, as trustee. 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, 2016: Plan Category   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 Securities Remaining Available for Future Issuance under Equity Compensation Plans Equity compensation plans approved by security holders Equity compensation plans not approved by security holders Total 606,250      —      606,250      —      —      —      576,350  —  576,350  Amounts shown represent outstanding phantom units.  The phantom units do not have an exercise price. ITEM 13 . CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS Parent of Smaller Reporting Entities We have no parents, though Holdings may be considered to be our parent by virtue of its indirect ownership of 58.6% of our outstanding common units, and the owners of Holdings own 100.0% of Cypress Energy GP Holdings, LLC, which owns 100.0% of our general partner. Holdings II and Cypress Energy Investments, LLC are both wholly owned subsidiaries of Holdings. Holdings II directly holds 5,610,549 of our outstanding common units. Cypress Energy Investment, LLC owns 100.0% of Cypress Energy Partners – TIR, LLC, which directly holds 1,346,800 of our outstanding common units. 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.  126                                                                                                                                                                                                                               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, 2016, the general partner and its controlled affiliates own 1,344,650 common units and 5,612,699 subordinated units, representing a 58.6% 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  6,957,349  common  units.  In addition,  if  distributions  exceed  the  minimum  quarterly  distribution  and  target distribution  levels,  the  incentive  distribution  rights  held  by  affiliates  of  our  general partner will entitle the IDR owners 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, 2016, 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, $12.3 million, and $11.3 million, respectively.  127                                                       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  $4.0  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.  During  the  year ended  December  31,  2016,  we  did  not  reimburse  our  general  partner  for  these administrative fees, because the general partner waived the fees for that year. 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. 128                                       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.  We did not pay this administrative fee to Holdings during the year ended December 31, 2016, because Holdings waived the fee for that year. 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. 129                                         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 LLC, our General Partner, Holdings, CEP-TIR, Mr. Charles C. Stephenson, Jr. and Ms. Cynthia A. 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 LLC, 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.” 130                                       Relationships with SBG A  former  director,  Phil  Gisi,  was  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 (a former member of the board of directors of our general partner). 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. 131                                         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. 132                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, 2016, and 2015 and 2014. Audit and Non-Audit Fees Audit fees (a) Audit-related fees (b) Tax fees (c) All other fees Total 2016 Years Ended December 31, 2015 2014   $   $ 663    $ —      283      —      946    $ 870    $ 70      194      —      1,134    $ 959  28  303  —  1,290  (a)  Fees for audit services include fees associated with the annual audit of Cypress Energy Partners, L.P. and reviews of the (b) (c) Partnership’s quarterly reports. Includes fees related to acquisition due diligence and accounting consultations. 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. 133                                                                          ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES (a) Documents to be filed as part of this Annual Report PART IV 1. A list of the financial statements included in this Annual Report on Form 10-K is set forth in Part II, Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. 2. 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 number   Description Exhibit Index 2.1 3.1 3.2 3.3 3.4   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 A. Field (incorporated by reference to Exhibit 2.1 of our Current Report on Form 8-K filed on February 23, 2015)   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) 10.1†   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) 10.2†   Form  of  Cypress  Energy  Partners,  L.P.  2013  Long-Term  Incentive  Plan  Phantom  Unit  Agreement  (incorporated  by  reference  to  Exhibit 10.3 10.4 10.5 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, 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)   134                     10.6   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, 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) 21.1* 23.1* 31.1*   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 31.2*   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.   135                 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 15, 2017. 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/ Stanley A. Lybarger Stanley 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 15, 2017   Chief Financial Officer and Treasurer March 15, 2017 (Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)   Director   Director   Director   Director   136 March 15, 2017 March 15, 2017 March 15, 2017 March 15, 2017                                                                                                                                                                Cypress Energy Partners, L.P. - 10-K 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 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 Texas Alberta Delaware Delaware Delaware Delaware                                                                       Cypress Energy Partners, L.P. - 10-K Exhibit 23.1 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 15, 2017, 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, 2016. /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 15, 2017                   Cypress Energy Partners, L.P. - 10-K I, Peter C. Boylan III, certify that:  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 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 15, 2017 / 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.)                                                         Cypress Energy Partners, L.P. - 10-K I, G. Les Austin, certify that:  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 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 15, 2017 / s / G. Les Austin G. Les Austin Chief Financial Officer Cypress Energy Partners GP, LLC ( as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.)                                                         Cypress Energy Partners, L.P. - 10-K Exhibit 32.1 CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350 AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 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 15, 2017 Date: March 15, 2017 /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