Cypress Energy Partners LP
Annual Report 2017

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 For the fiscal year ended December 31, 2017 TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 FOR THE TRANSITION PERIOD FROM________   TO_______ Commission File No. 001-36260 CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware (State or other jurisdiction of incorporation or organization) 61-1721523 (I.R.S. Employer Identification No.) 5727 South Lewis Avenue, Suite 300 Tulsa, Oklahoma (Address of principal executive offices) 74105 (Zip Code) (Registrant’s telephone number, including area code):  (918)   748-3900 Securities Registered Pursuant to Section 12(b) of the Act: Common Units Representing Limited Partner Interests (Title of each class) New York Stock Exchange (Name of each exchange on which registered) Securities Registered Pursuant to Section 12(g) of the Act:  NONE Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act.  Yes ☐   No ☒ Indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act.  Yes ☐    No ☒ Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.    Yes ☒     No ☐ Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically and posted on its corporate Web site, if any, every Interactive Data File required to be submitted and posted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit and post such files).    Yes ☒       No ☐ 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, a smaller reporting company or an emerging growth company. See the definitions of “large accelerated filer,” “accelerated filer,” “smaller reporting company” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. (Check one):  Large accelerated filer ☐ Accelerated filer ☐ Non-accelerated filer ☐ Smaller reporting company ☒   Emerging growth company ☐ (Do not check if a 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 ☒ 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, 2017 was $31,607,624.                                                                               As of March 16, 2018, the registrant had 11,906,464 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 44 44 45 45 45 48 53 71 72 112 112 113 114 119 123 124 130 131 134                                                  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 sepearated 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. “Pipeline Inspection” Our Pipeline Inspection business segment “ 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 salt water 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. “Water Services” Our Water Services business segment 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; ●  “ CEP LLC ” refers to Cypress Energy Partners, LLC, a wholly owned subsidiary of the Partnership; ●  “ 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 facilities, as well as a third party facility; ●  “ 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 Cypress Energy GP Holdings, LLC; ●  “ 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 47.2% of our outstanding common units; ●  “ Partnership ” refers to the registrant, Cypress Energy Partners, L.P.; ●  “ TIR Entities ” refer collectively to TIR LLC; TIRC; Tulsa Inspection Resources – Nondestructive Examination, LLC; TIR-PUC and CF Inspection; 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%; ●  “ TIRC ” refers to Tulsa Inspection Resources – Canada, ULC, a wholly owned subsidiary of CEP LLC; ●  “ TIR LLC “ refers to Tulsa Inspection Resources, LLC, a wholly owned subsidiary of CEP 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. 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  that  include  independent  pipeline  inspection  and  integrity  services  to  producers  and  pipeline companies  and  water  and  environmental  services  with  salt  water  disposal  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, which was then acquired by the Partnership on February 1, 2015.  The Partnership now owns 100% of the TIR Entities. Our  business  is  currently  organized  into  three  reportable  segments:  (1)  Pipeline  Inspection  Services  (“Pipeline  Inspection”),  comprising  the  TIR  Entities’ operations,  (2)  Integrity  Services  (“Integrity  Services”),  made  up  of  Brown’s  operations  and  (3)  Water  and  Environmental  Services  (“Water  Services”), constituting salt water disposal activities in the CEP LLC and CES LLC entities.  We also have a number of other potential lines of business outlined 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 Pipeline Inspection 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 projects. Pipeline Inspection is entirely comprised of the operations of the TIR Entities.  The Integrity Services segment primarily provides hydrostatic testing services to major natural gas and petroleum companies and pipeline construction companies for  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 our field personnel performing the integrity services, size and length of the pipelines tested, the complexity of services provided, the degree to which customers use our equipment, and the nature and duration of the projects. These projects are typically based on fixed-bid agreements with customers. The Integrity Services segment is mainly comprised of the operations of Brown. Our Water Services segment provides salt water disposal services to oil and natural gas producers and trucking companies and consists of the operations of CEP LLC, which, as of the end of the year, owned and operated eight commercial salt water disposal facilities in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota and two in the Permian Basin in Texas and CES LLC, which provides management and staffing services for an additional salt water disposal facility (one  salt  water  disposal  facility  in  the  Permian  Basin  was  sold  in  January  2018).    We  generate  revenue  by  treating  produced  water  and  flowback  water  and injecting the water into our salt water disposal facilities.  Results are driven primarily by the volume of water injected into our salt water disposal facilities and the fees  we  charge  for  these  services.    These  fees  are  charged  on  a  per-barrel  basis  and  vary  based  on  the  quantity  and  type  of  salt  water  disposed,  competitive dynamics, and operating costs.  Our salt water disposal 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  salt  water  disposal 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 our sites.  We then generate revenue by selling the residual oil recovered from the water treatment process.  In addition to the nine salt water  disposal  facilities  owned  by  CEP  LLC  (post  the  sale  of  the  one  salt  water  facility  in  January  2018),  our  consolidated  subsidiary,  CES  LLC,  provides management and staffing services for an additional salt water disposal facility in the Bakken Shale region, pursuant to a management agreement.  CES LLC also owns  a  25%  interest  in  this  facility.      The  Water  Services  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  indirectly  owned  by  Holdings  and  its  affiliates.  Holdings  is  owned  by  Charles  C.  Stephenson,  Jr.,  entities related  to  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 64.0%  of  our  outstanding  limited  partner  interests,  Holdings  and  its  affiliates  have  a  strong  alignment  of  interests  with  our  minority  unitholders  to  ensure  the ongoing 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 . ● ● ● Pipeline Inspection .  We believe the pipeline inspection services market offers attractive long-term growth fundamentals; as such, we intend to continue to position ourselves as a trusted provider of high quality essential inspection services.  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 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 material degradation requiring 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. Although the recent energy downturn has impacted our customers, most of our clients are investment–grade, well-capitalized companies that have long lead time projects that require our services regardless of the state of the current economy. Our clients also require ongoing maintenance and integrity work on their aging pipelines.  That being said, our business is not immune to changes  in  the  energy  economy.  However,  we  believe  that  we  can  continue  to  grow  organically  by  acquiring  new  customers  and  additional  work from existing customers.  For example, in 2017 despite lower revenues due to the loss of one large customer in Canada, we added 30 new customers in this segment.  We also continue to grow our business development team to pursue these and other opportunities. Integrity Services .    Effective  May  1,  2015,  we  acquired  Brown,  which  operates  our  Integrity  Services  business  segment.    The  industry  downturn significantly impacted Brown and the Integrity Services segment.  We took a variety of actions in the second half of 2016 to reduce the cost structure of Brown.  We continue to remain cautiously optimistic that Brown is well positioned to resume growth as customers become more active following the most recent industry downturn.  It is our intent to capitalize on Brown’s strong reputation and expand our Integrity Services business. Water Services .    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 salt water disposal facilities, despite the recent sluggish energy economy that has adversely impacted our Water  Services  segment.    We  took  aggressive  actions  in  the  second  quarter  of  2016  to  adjust  our  cost  structure  to  compensate  for  the  lower  volumes associated with the industry downturn.  We continue to look for pipeline opportunities with exploration and production (“E&P”) companies that will secure water  for  our  salt  water  disposal  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”)  personnel  conduct inspections of our salt water disposal 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 recent three year downturn), our current business strategy is to derive a significant portion of our volume and revenue from existing wells.  Although new drilling activity declined significantly over the last three years, the recent rebound in commodity prices have led to an increase in drilling activity in both basins in which we operate.  Currently, activity in the Permian is much stronger than activity in the Bakken.  A portion of Water Services salt water disposal facilities will continue to suffer declines in volumes and pricing until the market continues to rebound leading to additional drilling and completions that, in turn,  generate  additional  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 salt water disposal assets. The average age of our salt water disposal facilities was 5.3 years at the end of 2017.  We estimate that we utilized  approximately  24%  of  the  aggregate  annual  capacity  (53  million  barrels  per  year)  of  these  facilities  for  the  year  ended  December  31,  2017, evidencing  capacity  for  growth  without  additional  capital  expenditures.    We  are  seeking  to  increase  the  utilization  of  our  existing  salt  water  disposal 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 salt water disposal facilities.  We currently have ten pipelines connected to four of our salt water disposal facilities.  Because many  of  the  costs  of  constructing  and  operating  a  salt  water  disposal  facility  are  either  upfront  capital  costs  or  fixed  costs,  we  expect  that  increased utilization  of  our  existing  salt  water  disposal  facilities  will  lead  to  increased  gross  margin  percentage  and  operating  cash  flow  in  the  Water  Services segment.  The three-year industry downturn placed significant pressure on both the volumes we processed and the prices we were able to charge for our services, however, the industry began a recovery following OPEC’s decision to reduce production in November 2016. Increase the number of pipelines connected to our salt water disposal 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 the trucking of saltwater, we anticipate that the natural gas producers will increasingly prefer to utilize pipeline systems to transport their saltwater directly to salt water disposal facilities. We intend to purchase or construct, whether alone or in joint ventures, saltwater pipeline systems that connect producers to our salt water disposal facilities or newly developed salt water disposal facilities. We continue to focus on increasing pipeline water delivered to our facilities. Our 2017 pipeline water volumes (excluding two salt water disposal facilities which were inoperable a significant portion of 2017 due to being struck by lightning) increased approximately 249,000 barrels from piped water volumes in 2016. As a percentage of total water volume, pipeline water was 46%, 45% and 31% in 2017, 2016 and 2015, respectively. We will continue  to  focus  on  potential  pipeline  opportunities.  For  example,  in  January  2018,  we  completed  the  construction  of  a  gathering  system  that  transports water from a customer’s producing fields to one of our disposal facilities in North Dakota. 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 Water Services 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 addition, we intend to enhance our relationships with our customers in the Pipeline Inspection  segment  by  broadening  the  services  we  provide  to  our  customers,  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  remain  optimistic  that attractive  acquisition  opportunities  are  currently  present  or  will  present  themselves  in  the  near  future.  We  plan  to  expand  Water  Services  by seeking  water  and  solid  acquisition  opportunities  that  will  diversify  our  customer  base  in  existing  and  additional  high-growth  resource  plays throughout  the  U.S.  We  are  particularly  focused  on  pursuing  on  pipeline  opportunities  directly  with  E&P  customers.  In  addition,  provided certain opportunities fit with our strategic plan of expanding our businesses (such as the addition of our Integrity Services segment), we intend to grow Pipeline Inspection and Integrity Services by acquiring other strategic pipeline service companies that will allow us to broaden the suite of services we offer our existing customer base. Our Business Segments Our business currently operates in three reportable segments: (1) Pipeline Inspection Services (“Pipeline Inspection”), comprising the TIR Entities’ operations, (2) Integrity Services, made up of Brown’s operations and (3) Water and Environmental Services (“Water Services”), constituting salt water disposal activities. Our IRS private letter ruling (“PLR”) allows for expansion into other lines of business. Our long-term goal continues to be to 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 current segments. For information relating to revenues from external customers, operating income, and total assets for each  segment,  refer  to  “  Note 13 – Segment Disclosures ”  of  our  Consolidated  Financial  Statements  included  in  “  Item 8. – Financial Statements and Supplementary Data .” Pipeline Inspection Overview . We believe that the Pipeline Inspection segment 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  120  pipeline  inspection  and  integrity  service  customers  include  oil  and  natural  gas  producers,  pipeline  owners  and  operators  and  public  utility companies throughout North America. We also have entered into a joint venture with CF Inspection, a nationally-qualified minority-owned inspection firm affiliated with one of Holdings’ 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 the remaining 51% of CF Inspection. In 2017, CF Inspection represented approximately 3.5% of our consolidated revenue. 7                                   Pipeline Inspection offers independent inspection services for the following facilities and equipment:   ● Transmission pipelines (oil, gas and liquids);   ● Oil and natural gas gathering systems;   ● Natural gas processing plants;   ● Pump, compressor, measurement, and regulation 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 public safety. At the beginning of an engagement, our personnel meet with the customer to determine the scope of the project and determine 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, 2017, 2016 and 2015 we employed or engaged an average of 1,145, 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. Integrity Services Overview . The Integrity Services segment, comprised of our Brown operations, 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.  Our  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 the pipelines in service. In our Integrity Services 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 20, 23 and 33 field technicians performing the testing services during the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively. 8                                                                                              Water Services Segment Overview.  Through our Water Services segment, which specializes in water and environmental services, we currently own and operate nine salt water disposal facilities (which excludes one salt water disposal facility In Pecos, Texas in the Permian Basin, Pecos, which we sold in early 2018 and which is excluded from the description below), eight of which are in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota and one of which is in the Permian Basin in west Texas. Four of our facilities are connected to ten different pipelines owned by various energy companies in both North Dakota and the Permian basin. In addition to owning and operating these nine salt water disposal facilities, we manage another salt water disposal facility in which we own a 25% interest. Operations.  Water Services 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.  E&P companies have significantly increased their volumes of completion barrels of water in various formations in order to get higher productions yields when the wells are put into production.  When it is removed, this flowback water contains sand, salt, chemicals, and residual oil.  The oil and natural gas producer typically either transports the flowback water to one of our salt water disposal facilities via pipeline or by truck or contracts with a trucking company for transport.  Once the water is received at the salt water disposal 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 salt water disposal 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 salt water produced may decline more slowly or, in some cases, may even increase.  The oil and natural gas producer separates the produced water from the production stream and either transports it to one of our salt water disposal facilities by truck or pipeline or contracts with a trucking company to transport it to one of our salt water disposal facilities.  Once we receive the water at one of our salt water disposal facilities, we filter and treat the water and then inject it into the salt water disposal well at depths of at least 4,000 feet after recovering any skim oil.  We also maintain the ability to store salt water 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 our wells. ● Byproduct sales.   Before we inject flowback and/or produced water into a salt water disposal well, we separate the residual oil from the salt water stream.  We then store the residual oil in our tanks and sell it to third parties.  The residual oil recovery can be significant when substantial drilling and completions occur near our salt water disposal facilities. ● Management of existing salt water disposal facilities.   In addition to the salt water disposal facilities we own or lease, we own a management and development company that manages an additional salt water disposal facility in North Dakota.  Our responsibilities in managing this salt water disposal 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 salt water 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, 2017, 2016 and 2015, produced water represented approximately 93%, 96%, and 93%, 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 salt water disposal facilities are open 365 days per year, with some being open by appointment only. Some of our locations in North Dakota include onsite offices and sleeping quarters.  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 activities, as well as to identify customers present 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  salt  water  disposal 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  salt  water  disposed  in  our  salt  water  disposal  facilities  decreased  by  0.7  million  barrels  for  the  year  ended  December  31,  2017  compared  to  the  year  ended December 31, 2016 (to 12.6 million barrels) due primarily to lightning strikes and subsequent fires at two of our salt water disposal facilities. Excluding the two wells struck by lightning, the amount of salt water disposed in our remaining eight salt water disposal facilities increased approximately 0.7 million barrels for the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016. The amount of salt water disposed in our salt water disposal facilities decreased by 5.6 million barrels for the year ended December 31, 2016 compared to the year ended December 31, 2015 (to 13.3 million barrels) due primarily to decreased oil and gas well activity in the Bakken region, as well as increased competition from several new salt water disposal facilities in the Permian basin that competed for business with our locations. After the sale of our Pecos, Texas salt water disposal facility effective January 1, 2018, we had an aggregate in excess of 116,000 barrels of maximum daily disposal capacity in the following salt water disposal 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) Williston, ND (1) Stanley, ND Orla, TX (1) Belfield, ND Watford City, ND (1), (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Williams Mountrail Reeves Billings McKenzie McKenzie In-service Date Leased / Owned (3) June 2011 December 2011 May 2012 June 2012 August 2012 September 2012 September 2012 October 2012 May 2013 August 2014 Owned Owned Leased Leased Owned Owned Owned Leased Leased Leased (1)   Currently receives piped water. (2)   We own a 25.0% noncontrolling interest in this salt water disposal facility. (3)  Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements. Principal Customers Pipeline Inspection Customers of our Pipeline Inspection segment 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, 2017, 2016 and 2015, Pipeline Inspection had approximately 120, 90 and 90 customers, respectively. The five  largest  customers  in  this  segment  generated  approximately,  53%,  62%,  and  65%  of  our  segment  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015, respectively. For the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, we had three customers that individually accounted for more than 10% of segment revenues. Integrity Services Integrity  Services  segment  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 approximately 61 customers. During the years ended December 31, 2017 and 2016, we had approximately 57 and 60 customers, respectively. Our ten largest customers generated approximately 74%, 71% and 70% of our total segment revenue during the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively. We had two customers that each generated more than 10% of the total segment revenues for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015. Water Services Water Services segment customers are oil and natural gas E&P 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,  2017,  2016  and  2015,  we  had  approximately  196,  180,  and  178  customers,  respectively,  in  Water Services.  Our  ten  largest  customers  generated  approximately  65%,  65%,  and  62%  of  Water  Services  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016,  and  2015, respectively. For the years ended December 31, 2017 and 2015, we had one customer and for the year ended December 31, 2016, two customers that generated 10% or more of Water Services revenue. 10                                                                                                                                                   Competition Pipeline Inspection The  pipeline  inspection  business  is  highly  competitive.    Pipeline  Inspection’s  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 and related facilities.  We believe that the principal competitive factors in our business include gaining and maintaining customer approval to service their pipelines, facilities 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. Integrity Services 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. Water Services 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 salt water disposal facilities  and  water  gathering  systems,  and  therefore  do  not  send  their  produced  water  to  third  parties  for  disposal.  We  believe  that  the  principal  competitive differentiating  factors  in  our  businesses  include  gaining  and  maintaining  customer  approval  of  salt  water  disposal  facilities,  location  of  facilities  in  relation  to customer activity, reputation, safety record, reliability of service, track record of environmental and regulatory compliance, customer service, insurance coverage, and price. Seasonality Pipeline Inspection 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  in  the  United  States  as  our  customers  focus  on  completing  projects  by  year-end.  By  contrast,  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, our inspection and integrity business could become less seasonal. Integrity Services Since most of the work of the Integrity Services segment is currently performed in the southern United States, weather does not create a major seasonality issue. However,  business  has  historically  been  slower  in  the  first  calendar  quarter  and  during  the  month  of  November  and  December,  due  to  the  holiday  season  and budgeting cycles of our customers. Water Services The overall operations and financial performance of our Bakken Shale operations are impacted by seasonality.  The volume of salt water 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 salt water 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  generally  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.  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 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. EPA and the environmental group entered into an agreement that was formalized in a consent decree issued by the US District court for the District of Columbia in December 2016. Under the decree, the EPA is required to propose, by no later than March 15, 2019, a rulemaking for revisions of certain of its regulations pertaining to E&P wastes or sign a determination that revision of the regulations is not necessary. If EPA proposes a rulemaking for revised E&P waste regulations, the consent decree requires that the EPA take final action following notice and comment rulemaking no later than July 15, 2021. 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 salt water 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 salt water 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 was 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 Integrity Services 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 greenhouse gas (“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. However, in June 2017, President Trump announced that the United States plans to withdraw from the agreement and to seek negotiations either to reenter the agreement on different terms or a separately negotiated agreement. In August 2017, the U.S. Department of State officially informed the United Nations of the United States’ intent to withdraw from the agreement. The agreement provides for a four-year exit process beginning when it took effect in November 2016, which would result in an effective exit date of November 2020. The United States’ adherence to the exit process and/or the terms on which the United States may re-enter the agreement or a separately negotiated agreement are unclear at this time. To the extent that the United States and other countries implement this agreement or impose other climate change regulations on the oil and natural gas industry, it could have an adverse effect on our business. 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.  A U. S. District Court in Wyoming struck down this rule in June 2016; that ruling was overturned and the rule instated by the U. S. Court of Appeals for the Tenth Circuit in September 2017. The DOI formally rescinded the rule in December 2017. 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,  although  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 managing our operations. As of December 31, 2017, ten employees of CEM LLC provided services to us that are charged to us through the quarterly administrative fee that is specified in the omnibus agreement between the Partnership and Holdings. As  of  December  31,  2017,  affiliates  of  Holdings  employed  109  people  in  our  corporate  office,  who  provide  various  services  including  management,  human resources, information technology, safety, and accounting, among others. We directly reimburse Holdings and its affiliates for the cost of these employees. Our Pipeline  Inspection  segment  employs  a number  of  inspectors  that  varies  based on client  needs (we generally  only employ  these  inspectors  when there  is a specific client project to deploy them on). As of December 31, 2017, this segment employed approximately 1,015 inspectors. Of these inspectors, 8 were employed in Canada and the remainder were employed in the United States. We directly reimburse Holdings and its affiliates for the cost of these inspectors. Our Integrity Services employed approximately 34 people at December 31, 2017. Most of the employees in the Integrity Services segment are full-time employees who are compensated regardless of whether they are deployed on a client project. We directly reimburse Holdings and its affiliates for the cost of these employees. Our Water Services segment employed 9 people at December 31, 2017 who work at our Texas and North Dakota facilities. We directly reimburse Holdings and its affiliates for the cost of these employees. As  of  December  31,  2017,  approximately  59  inspectors  of  our  Pipeline  Inspection  segment  are  members  of  a  union  and  are  covered  by  collective  bargaining arrangements. None of our other employees are covered by collective bargaining arrangements. 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. The salt water disposal 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 Water Services, 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  Pipeline  Inspection  and  Integrity Services, 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 its 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.  Unitholders may request a printed copy of these reports  free  of charge  by  contacting  Investor  Relations  at Cypress Energy  Partners,  L.P., 5727  South Lewis Ave., Suite 300, Tulsa,  OK 74105 or  by e-mailing ir@cypressenergy.com. 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 be able to pay our minimum quarterly distributions to holders of our units because we may not have sufficient cash from operations due to our establishment of cash reserves, payment of fees and expenses, and cash reimbursement to our General Partner and its affiliates. 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 $18.5 million per year, based on the number of outstanding common units as of March 16, 2018. 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  will  be  $0.21  per  unit  per  quarter, approximately 54% of our minimum quarterly distribution. On February 14, 2017, we exited subordination pursuant to the terms of the Partnership agreement. As a  result,  our  subordinated  units  were  converted  to  common  units  at  that  time  on  a  one-for-one  basis.  The  amount  of  cash  we  can  distribute  to  our  unitholders principally depends upon the amount of cash we generate from our operations, which fluctuates from quarter to quarter based on, among other things:   ● the fees we charge, and the margins we realize, from Pipeline Inspection, Integrity Services and Water Services;   ● the number and types of projects conducted by Pipeline Inspection and Integrity Services and the volume of salt water handled in Water Services;   ● the amount of residual oil we are able to separate and sell from the salt water 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 salt water disposal 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:   ● restrictions contained in our debt agreements;   ● our debt service requirements, interest rates, and other liabilities;   ● 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;   ● fluctuations in our working capital needs;   ● our ability to borrow funds and access capital markets;   ● 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. Water Services 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. In May 2016, aggregate rig count dropped to 404 rigs. The prices of crude oil and related products dropped substantially in the fourth quarter of 2014, have stayed low, 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. If crude oil prices do not rise, or take longer to recover than anticipated, E&P companies, pipeline owners and operators and public utility or local distribution companies in the regions we conduct our business may reduce capital spending maintaining their pipelines or oil and natural gas production. Water Services constitutes approximately 3%, 3% and 4% of our revenue for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively. The Bakken region of North Dakota generally requires higher oil prices than the Permian Basin region 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 market expectations with respect to future prices of oil and natural gas;   ● the cost of exploring for, developing, producing and delivering oil and natural gas;   ● the cost of fracturing services;    ● the market's expected rate of decline of current oil and natural gas production;   ● the rate and frequency at which new oil and natural gas reserves are discovered;   ● 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 oil and natural gas reserves;   ● the level of oil production by non-OPEC countries and the available excess production capacity contained in OPEC member countries;   ● 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 Pipeline Inspection segment are substantial, and will continue to be substantial. This will reduce our borrowing capacity for other purposes and reduce our cash available for distribution. We pay the majority of our inspectors in the Pipeline Inspection segment on a weekly basis, but typically receive payment from our customers 45 to 90 days after the inspectors' services have been performed. We intend to make borrowings under our credit facility to fund the working capital needs of Pipeline Inspection, and these borrowings will reduce the amount of credit we may use for other needs, such as working capital for our water disposal business, acquisitions and growth projects. Borrowings also increase our aggregate interest expense, which indirectly reduces 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  our pipeline inspection and integrity services customers delay in paying us, our working capital will decrease such that we would be required to make further borrowings under our revolving credit facility; these delays in our customers' payments would also impact our ability to pay our minimum quarterly distributions. 18                                                                                                                                             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 existing and future debt levels may limit our flexibility to obtain financing and to pursue other business opportunities. As of December 31, 2017, we had $136.9 million of indebtedness outstanding under our Credit Agreement.  In March 2018, we obtained commitment letters from our lenders for a new Credit Agreement for a total of $80.0 million, with an accordion feature of $20.0 million ($100.0 million total). We may be able 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. 19                                       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. 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 our 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 salt water to our salt water disposal facilities. Therefore, it is possible that our customers may decide not to use our inspection and integrity services or dispose of their salt water 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, any of 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  68%,  80%  and  71%  of  our  consolidated  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015, respectively.  Three  customers  accounted  for  more  than  10%  of  revenues  for  each  of  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015;  Enterprise  Product Partners, Pacific Gas and Electric Company, and Plains All America Pipeline in 2017, 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.  These  are  customers  of  our Pipeline Inspection 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  their  water  and environmental treatment 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 salt water disposal facilities that provide services that we could otherwise provide to them, and some producers recycle salt water on-site that we could otherwise dispose for them. Most oilfield operators, including many of our customers, have numerous abandoned wells that could be licensed to dispose of internally generated waste and third-party waste, which, if our customers did license these abandoned wells, could result in competition for  us.  Additionally,  technologies  may  be  developed  that  could  allow  our  customers  to  recycle  salt  water  and  to  recover  oil  through  oilfield  waste  processing, which  would  make  our  services  unnecessary.  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 increased competition could adversely impact our financial position, our results of operations, demand for our services, our cash flows or our ability to make required payments on outstanding debt. We  have  many  competitors  in  our  primary  markets  in  the  Pipeline  Inspection,  Integrity  Services  and  Water  Services  segments.  Some  of  our  customers  also compete with us in the treatment and disposal sector by offering similar 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 aggressively control our costs 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, lower cost of capital or other advantages over the services we provide. The credit risks of our concentrated customer base could indirectly result in losses to us. 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, since our customers may be similarly affected by prolonged changes  in  economic  and  industry  conditions.  If  a  significant  number  of  our  customers  experience  a  prolonged  business  decline  or  disruptions,  we  may  incur increased exposure to credit risk and bad debts. 20                         Disruptions in the transportation services of trucking companies transporting salt water could adversely affect our results of operations and cash available for distribution to our unitholders. We primarily depend on third party trucking companies to transport salt water to our salt water disposal facilities. In recent years, certain states, including North Dakota  and  Texas,  and  certain  counties  have  increased  enforcement  of  weight  limits  they  impose  on  salt  water  disposal  trucks.  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. It is possible that the states, counties and cities in which the Water Services segment 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 and increased costs in transporting salt water to our salt water disposal facilities, which may either increase our operating costs or reduce the amount of salt water transported  to  our  salt  water  disposal  facilities.  This  could  decrease  our  operating  margins  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 salt water and environmental services they would be willing to pay. A  significant  increase  in  fuel  prices  will  result  in  increased  transportation  costs  to  our  trucking  customers.  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 result in our trucking company customers becoming unwilling to pay the resulting increase disposal fees, which would reduce our revenues and impact our ability to make distributions to our unitholders. A significant increase in insurance prices or decrease in availability of coverage also would result in increased transportation costs to our customers. We sell residual oil that we recover during our salt water treatment process. Volumes of residual oil recovered during the salt 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, indrectly, our profitability. Approximately 7%, 6% and 8% of our revenue for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively, in the Water Services segment was derived from sales of residual oil recovered during the salt water treatment process. Our ability to recover sufficient volumes of residual oil is dependent upon the residual oil  content  in  the  salt  water  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 recover higher levels of residual oil in salt water prior to delivering such salt water 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 salt water 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 the Pipeline Inspection segment. Prior to May 1, 2015, our historical financial and  operation  data  does  not  include  the  Integrity  Services  segment.  As  a  result,  we  have  provided  only  limited  financial  and  operating  data  regarding  the consolidated businesses 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 we have treated and related sales and pricing (our first facilities were opened during 2011). Our competitros in the salt water disposal industry do not regularly release historical data related to their salt water disposal 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 and our management's ability to manage growth, including increased demands and responsibilities. The following factors could present difficulties to us:   ● organizational challenges common to large, expansive operations;   ● administrative burdens;   ● employee insurance; 21                                                  ● 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 utilization of existing capacity, expansion of existing salt water disposal facilities and construction or purchase of new salt water disposal 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  salt  water  disposal  facilities  and  construct  or  purchase  new  salt  water  disposal  facilities.  The  construction  of  a  new  salt  water  disposal  facility  or  the extension,  renovation  or  expansion  of  an  existing  salt  water  disposal  facility,  such  as  by  connecting  such  salt  water  disposal  facility  to  existing  or  newly constructed 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,  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 salt water disposal 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 (discussed directly below). 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. The consummation and timing of any future acquisitions of these assets will depend upon, among other things, Holdings’ and its affiliates’ willingness to offer these assets for sale, our ability to negotiate acceptable purchase agreements and commercial agreements with respect to the assets and our ability to obtain financing on acceptable terms. We can offer no assurance that we will be able to successfully consummate any future acquisitions with Holdings and its affiliates, and Holdings and its affiliates are under no obligation to accept any offer that we may choose to make. In addition, certain of these assets may require substantial capital expenditures in order to maintain compliance with applicable regulatory requirements or otherwise make them suitable for our commercial needs. For these or a variety of other reasons, we may decide not to acquire these assets from Holdings and its affiliates if, and when, Holdings and its affiliates offers such assets for sale, and our decision will not be subject to unitholder approval. 22                                                    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, a 25% interest in Alati Arnegard, LLC, and a 49.0% interest in CF Inspection. We may also enter into other arrangements with third  parties  in  the  future.  Other  third  parties  in  future  arrangements  may  have,  obligations  that  are  important  to  the  success  of  the  arrangement,  such  as  the obligation to pay their share of capital and other costs of these partially owned entities. The performance of these third-party obligations, including the ability of our  current  partners  to  satisfy  their  respective  obligations,  is  outside  our  control.  If  these  parties  do  not  satisfy  their  obligations  under  the  arrangements,  our business may be adversely affected. Our joint venture arrangements may involve risks not otherwise present without a partner, including, for example:   ● our partner shares certain blocking rights over transactions;   ● our partner may take actions contrary to our instructions or requests or contrary to our policies or objectives; ● although we may control these joint ventures, we may have contractual duties to the joint ventures’ respective other owners, which may conflict with our interests and the interests of our unitholders; and   ● disputes between us and other partners may result in delays, litigation or operational impasses. 23                                                                                                                         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 credit 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. In March 2018, we obtained commitment letters from our lenders for a new Credit Agreement for $80.0 million, with a $20.0 million accordion feature ($100.0 million total). 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 credit agreements, including the credit facility we recently negotiated (the "New Credit Agreement") that will replace the Credit Agreement that expires December 24, 2018, 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,  our New Credit Agreemnt or future debt agreements. Our 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 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. 24                                                       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  salt  water  disposal  facilities  in  North  Dakota  and  Texas,  each  with  its  own  regulatory  program  for  addressing  the  handling,  treatment, recycling and disposal of salt water. 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 our developing and operating waste treatment and storage facilities and in connection with our disposing and transporting certain types of waste. 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, 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 salt water disposal 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. Our customers' delays in obtaining permits for their operations could impair our business. In most states, our customers are required to obtain permits from one or more governmental agencies in order to perform drilling and completion activities and to operate pipeline and gathering systems. Such permits are typically issued by state agencies, but federal and local governmental permits may also be required. The requirements for such permits vary depending on the location where such drilling and completion, and pipeline and gathering, activities will be conducted. As with all governmental permitting processes, there is a degree of uncertainty as to whether a permit will be granted, the time it will take for a permit to be issued, and the conditions that may be imposed in connection with the granting of the permit. Recently, moratoriums on the issuance of permits for certain types of drilling and completion  activities  have  been  imposed  in  some  areas,  such  as  New  York.  Some  of  our  customers’  drilling  and  completion  activities  may  also  take  place  on federal land or Native American lands, requiring leases and other approvals from the federal government or Native American tribes to conduct such drilling and completion activities. In some cases, federal agencies have cancelled proposed leases for federal lands and refused or delayed required approvals. Consequently, our customers’ operations in certain areas of the U.S. may be interrupted or suspended for varying lengths of time, causing a loss of revenue to us and adversely affecting our results of operations in support of those customers.  25              In the future we may face increased obligations relating to the closing of our salt water disposal facilities and we may be required to provide an increased level of financial assurance to regulatory agencies to guaranty the appropriate closure activities occur for a salt water disposal facility. Obtaining a permit to own or operate a salt water disposal 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 salt water disposal facilities. In particular, the North Dakota and Texas regulatory agencies require us to post letters of credit in connection with the operation of our salt water disposal facilities. As we acquire additional salt water disposal facilities or expand our existing salt water disposal facilities, these obligations will increase. Additionally, in the future, regulatory agencies may require us to increase the amount of our closure  bonds  at  existing  salt  water  disposal  facilities.  We  have  accrued  approximately  $143  thousand  on  our  balance  sheet  related  to  our  contemplated  future closure obligations of our salt water disposal facilities as of December 31, 2017. However, actual costs could exceed our current expectations, as a result of, among other things, federal, state or local government regulatory action, increased costs our service providers charge who assist in closing salt water disposal facilities and additional environmental remediation requirements. Increased regulatory requirements regarding our existing or future salt water disposal 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 oil and gas 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 such operators use to hydraulically fracture wells. These states also impose stringent well construction and monitoring requirements.  The chemical ingredient information we provide to these states is generally available to the public via online databases including fracfocus.org. Making this information publicly available may bring more 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. Such legislation  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 respective jurisdictions. 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.  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 oil and natural gas producers' water recycling efforts which would decrease the volume of salt water delivered to our salt water disposal facilities and correspondingly decrease our revenues attributed to salt water delivery services. 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 by natural occurrences, such as prolonged droughts. As a result, some local water districts have begun restricting the use of water for hydraulic fracturing in an effort to protect local water supplies. For example, 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 prohibited 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  salt  water  instead  of  delivering  such  salt  water  to  our  Texas  salt  water  disposal  facilities  (or  in  other  states  that  adopt  similar  programs). Similarly, mandatory recycling programs could reduce the amount of materials sent to us for treatment and disposal. Any such limits or mandates could adversely affect our business and results of operations. 26                   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 among certain experts in the oil and gas industry 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. EPA and the environmental group entered into an agreement that was formalized in a consent decree issued by the US District court for the District of Columbia in December  2016.  Under  the  decree,  the  EPA  is  required  to  propose,  by  no  later  than  March  15,  2019,  a  rulemaking  for  revisions  of  certain  of  its  regulations pertaining  to  E&P  wastes  or  sign  a  determination  that  revision  of  the  regulations  is  not  necessary.  If  EPA  proposes  a  rulemaking  for  revised  E&P  waste regulations,  the consent decree  requires  that the EPA take final action following notice and comment  rulemaking  no later  than July 15, 2021. If the exemption covering E&P wastes is repealed or modified, or if the regulations interpreting the rules regarding the treatment or disposal of this type of waste were changed, our operations could face significantly more stringent regulations, permitting requirements, and other restrictions, which could have a material adverse effect on our business.  Under  the  terms  of  our  amended  and  restated  omnibus  agreement,  Holdings  will  indemnify  us  for  certain  potential  claims,  losses  and  expenses  relating  to environmental matters and associated with the operation of the assets contributed to us and occurring before the closing date of our IPO. However, the liability of Holdings for these indemnification obligations is subject to a $350,000 deductible. Moreover, our assets constitute a substantial portion of Holdings’ assets, and Holdings has not agreed to maintain any cash reserve to fund any indemnification obligations under our amended and restated omnibus agreement. In addition, changes  in  environmental  laws  occur  frequently,  and  any  such  changes  that  result  in  more  stringent  and  costly  requirements  would  not  be  covered  by  the environmental indemnity and could have a material adverse effect on our operations or financial position. 27                     We could incur significant costs in cleaning up contamination that occurs at our facilities. Petroleum hydrocarbons, salt water, 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. . However, in June 2017, President Trump announced that the United States plans to withdraw from the agreement and to seek negotiations either to reenter the agreement on different terms or a separately negotiated agreement. In August 2017, the U.S. Department of State officially informed the United Nations of the United States’ intent to withdraw from the agreement. The agreement provides for a four-year exit process beginning when it took effect in November 2016, which would result in  an  effective  exit  date  of  November  2020.  The  United  States’  adherence  to  the  exit  process  and/or  the  terms  on  which  the  United  States  may  re-enter  the agreement  or  a  separately  negotiated  agreement  are  unclear  at  this  time.  To  the  extent  that  the  United  States  and  other  countries  implement  this  agreement  or impose other climate change regulations on the oil and natural gas industry, it could have an adverse effect on our business. 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. 28                   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 was 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. 29                       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 salt water disposal 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 salt water disposal 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, salt water 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 salt water disposal facilities develop a leak (depending upon the terms of the insurance contracts at issue). 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  salt  water  disposal  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, after the sale of one of our Texas salt water disposal facilities in January 2018, our salt water disposal facilities currently comprise nine 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  our  markets,  including,  for  example, transportation constraints, adverse regulatory developments, or other adverse events at one of our salt water disposal facilities, could have a significantly greater impact on our financial condition, results of operations and cash flows than if we were more diversified. Changes in the provincial royalty rates and drilling incentive programs in Canada could decrease the oil and gas exploration and pipeline activities in Canada, which could adversely affect the demand for our pipeline inspection services. Certain provincial governments collect royalties on the production from lands owned by the government of Canada. These fiscal royalty regimes are reviewed and adjusted from time to time by the respective provincial governments for appropriateness and competitiveness. Any increase in the royalty rates assessed by, or any decrease in the drilling incentive programs offered by, a provincial government could negatively affect the drilling activity and the need for pipelines and gathering systems, which could adversely affect the demand for our pipeline inspection services. Conservation measures and technological advances could reduce demand for oil and natural gas. Fuel  conservation  measures,  alternative  fuel  requirements,  increasing  consumer  demand  for  alternatives  to  oil  and  natural  gas,  technological  advances  in  fuel economy  and  energy  generation  devices  could  reduce  demand  for  oil  and  natural  gas  and  our  customers’  drilling  and  production  activities,  and  therefore  the amount  of  drilling  and production  waste provided  to  us for treatment  and disposal.  Management  cannot  predict  the  impact  of the  changing  demand  for  oil and natural gas services and products, and any major changes may have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations and cash flows. 30                       New technology, including those involving recycling of salt water or the replacement of water in fracturing fluid, may hurt our competitive position. The salt water disposal industry is subject to the introduction of new waste treatment and disposal techniques and services using new technologies including those involving recycling of salt water, 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 salt water disposal facilities. Some  oil  and  natural  gas  producers  are  focusing  on  developing  and  utilizing  non-water  fracturing  techniques,  such  as  techniques  that  utilize  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 salt water disposal services could be materially impacted because these wells would not produce flowback water. In particular, our salt water disposal 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 Water Services could decrease if the volume of  salt  water  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 Pipeline  Inspection  and Integrity  Services  could  decrease  if the demand  for our inspectors  decrease,  if our safety record declines or 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 any potential increasing costs of operations. In addition, new agreements for our services in these business segments may  not  be  obtainable  on  terms  acceptable  to  us  or,  if  obtained,  may  not  be  obtained  on  terms  favorably  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 salt water 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, Pipeline Inspection and Integrity Services 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 of skilled workers is limited. A significant  increase  in the wages paid  by our competitors  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  Pipeline  Inspection  and  Integrity  Services  could  choose  to  hire  our inspectors directly. If any of these events were to occur, our capacity and profitability could be diminished and our growth potential could be impaired.  31                     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. 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 salt water disposal facilities for the processing of salt water, 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 salt water disposal 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 salt water 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 because the Partnership does not carry business interruption insurance. As a result, our revenue and results of operations could be materially adversely affected. 32                                                                                   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.  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. Our common unit price will be impacted by the 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 any of our third- parties' facilities on which we rely, 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 technological 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. 33                       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 are not an "accelerated filer" as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act, and therefore, our independent registered public accounting firm will not be required to attest to the effectiveness of our internal controls over financial reporting until we become an accelerated filer.  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.  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. 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 and our unitholders' detriment. 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 2017 year-end, Holdings and its affiliates own an approximate 64.0% limited partner interest in us and own and control our general partner and appoint all  of  the  officers  and  directors  of  our  general  partner.  Although  our  general  partner  has  a  duty  to  manage  us  in  a  manner  that  is  in  the  best  interests  of  our partnership and our unitholders, the directors and officers of our general partner also have a fiduciary duty to manage our general partner in a manner that is in the best interests of its owner, Holdings. Conflicts of interest may arise between Holdings and its affiliates, including our general partner, on the one hand, and us and our unitholders, on the other hand. In resolving these conflicts of interest, our general partner may favor its own interests and the interests of its affiliates, including Holdings, over the interests of our common unitholders. These conflicts include, among others, the following situations: ● neither our partnership agreement nor any other agreement requires Holdings to pursue a business strategy that favors us or utilizes our assets, which could involve  decisions  by  Holdings  to  invest  in  competitors,  pursue  and  grow  particular  markets,  or  undertake  acquisition  opportunities  for  itself.    Holdings’ directors and officers have a fiduciary duty to make these decisions in the best interests of Holdings;   ● our general partner is allowed to take into account the interests of parties other than us, such as Holdings, in resolving conflicts of interest;   ● Holdings may be constrained by the terms of its debt instruments from taking actions, or refraining from taking actions, that may be in our best interests; ● our partnership agreement replaces the fiduciary duties that would otherwise be owed by our general partner with contractual standards governing its duties, limiting our general partner’s liabilities and restricting the remedies available to our unitholders for actions that, without such limitations, might constitute breaches of fiduciary duty; 34                                                    ● 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; ● expenditures, 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 the surplus 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. 35                                                                                                       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 by the conflicts committee of the board of directors of our general partner to address and resolve a conflict of interest;   ● how to exercise its voting rights with respect to the units it owns;   ● whether to elect to reset target distribution levels;   ● whether to transfer the incentive distribution rights or any units it owns to a third party; and   ● whether or not to consent to any merger, consolidation or conversion of the partnership or amendment to the partnership agreement. By purchasing a common unit, a unitholder is treated as having consented to the provisions in our partnership agreement, including the provisions discussed above. Please read “Item 13 – Certain Relationships and Related Party Transactions – Conflicts of Interest and Duties.” Our general partner intends to limit its liability regarding our obligations. Our general partner intends to limit its liability under contractual arrangements so that counterparties to such agreements have recourse only against our assets and not against our general partner or its assets or any affiliate of our general partner or its assets. Our general partner may therefore cause us to incur indebtedness or other obligations that are nonrecourse to our general partner. Our partnership agreement provides that any action taken by our general partner to limit its liability is not a breach of our general partner’s fiduciary duties, even if we could have obtained terms that are more favorable without the limitation on liability. In addition, we are obligated to reimburse or indemnify our general partner to the extent that it incurs obligations on our behalf. Any such reimbursement or indemnification payments would reduce the amount of cash otherwise available for distribution to our unitholders. 36                                                           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 years ended December 31, 2017 and 2016, Holdings provided sponsor  support  to  the  Partnership  by  waiving  payment  of  the  quarterly  administrative  fee  for  two  quarters  and  four  quarters  ($2.0  million  and  $4.0  million), respectively. 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 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 16, 2018, Holdings and its affiliates own approximately 64.0% of our outstanding common units. Therefore, 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.  37                                                   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  16,  2018,  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. 38                                                                 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  16,  2018,  Holdings  and  its  affiliates  own  approximately  64.0%  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, 2017, there are only 4,285,263 publicly traded common units held by public unitholders. As of March 16, 2018, Holdings and CEP-TIR own 6,957,349 common units representing an aggregate 58.5% limited partner interest in us. We do not know how liquid our trading market might be. Additionally, the lack of liquidity may result in wide bid-ask spreads, contribute to significant fluctuations in the market price of the common units and limit the number of investors who are able to buy the common units.  39                         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. 40                     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  21.0%,  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.  41                           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. 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.  42                       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  the  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. We may be required to deduct and withhold amounts from distributions to foreign unitholders related to withholding tax obligations arising from the sale or disposition of our units by foreign unitholders. Upon the sale, exchange or other disposition of a unit by a foreign unitholder, the transferee is generally required to withhold 10% of the amount realized on such sale, exchange or other disposition if any portion of the gain on such sale, exchange or other disposition would be treated as effectively connected with a U. S. trade or business. If the transferee fails to satisfy this withholding requirement, we will be required to deduct and withhold such amount (plus interest) from future distributions to the transferee. Because the “amount realized” would include a unitholder’s share of our nonrecourse liabilities, 10% of the amount realized could exceed  the  total  cash  purchase  price  for  such  disposed  units.  Due  to  this  fact,  our  inability  to  match  transferors  and  transferees  of  units,  and  other  uncertainty surrounding  the  application  of  these  withholding  rules,  the  U.  S.  Department  of  the  Treasury  and  the  IRS have  currently  suspended  these  rules  for  transfers  of certain publicly traded partnership interests, including transfers of our units, until regulations or other guidance has been issued. It is unclear when such regulations or other guidance will be issued. 43                           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 After the sale of our Pecos, Texas salt water disposal facility on January 5, 2018, we had an aggregate in excess of 116,000 barrels of maximum daily disposal capacity  in  the  following  salt  water  disposal  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) Williston, ND (1) Stanley, ND Orla, TX (1) Belfield, ND Watford City, ND (1), (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Williams Mountrail Reeves Billings McKenzie McKenzie In-service Date Leased / Owned (3) June 2011 December 2011 May 2012 June 2012 August 2012 September 2012 September 2012 October 2012 May 2013 August 2014 Owned Owned Leased Leased Owned Owned Owned Leased Leased Leased (1)   Currently receives piped water. (2)   We own a 25.0% noncontrolling interest in this salt water disposal facility. (3) Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements. 44                                                                                                        We lease general office space at our corporate headquarters located at 5727 S. Lewis Avenue, Suite 300, Tulsa, Oklahoma 74105. The lease expires in November of 2024 unless terminated earlier under certain circumstances specified in our lease. We lease office space in Houston, TX that is shared by our Pipeline Inspection and Integrity Services segments, primarily for business development purposes. This lease expires in August of 2020. We also lease a small office in Walnut Creek, CA  that  expires  in  March  of  2020.  We  are  party  to  a  lease  for  office  space  in  Tulsa,  OK  that  we  no  longer  use;  this  lease  expires  in  June  2018.  Our  Integrity Services segment owns an office building and staging and storage facility in Giddings, Texas.  ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS Fithian v. TIR LLC On October 5, 2017, a former inspector for CEM TIR filed a putative collective action lawsuit alleging that TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC failed to pay a class of workers overtime in compliance with the Fair Labor Standards Act (“FLSA”) titled James Fithian, et al v. TIR LLC, et al in the United  States  District  Court  for  the  Western  District  of  Texas,  Midland  Division.  The  plaintiff  subsequently  withdrew  his  action  and  filed  a  similar  action  in Oklahoma State Court, District of Tulsa County. The plaintiff alleges he was a non-exempt employee of TIR and that he and other potential class members were not paid overtime in compliance with the FLSA. The plaintiff seeks to proceed as a collective action and to receive unpaid overtime and other monetary damages, including attorney’s fees. TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC deny the claims.  On March 16, 2018, the parties filed a joint stipulation of  dismissal  without  prejudice  in  regards  to  TIR  LLC  and  CEM  TIR,  as  neither  of  those  parties  were  employers  of  the  plaintiff  or  the  putative  class  members during the time period that is the subject of the lawsuit.  Upon such dismissal, no subsidiaries of the Partnership will be parties to the lawsuit. 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 16, 2018, the closing price for the common units was $6.08 per unit and there were approximately 3,500 unitholders of record and beneficial owners (held in street name) of the Partnership’s common units. The Partnership will issue approximately 6,400 federal K-1s to unitholders of record for 2017. In addition to the common units we 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.  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, 2017 June 30, 2017 September 30, 2017 December 31, 2017 March 31, 2016 June 30, 2016 September 30, 2016 December 31, 2016     $  14.27     $ 9.27      8.10      8.30      10.73      10.27      12.36      11.69      7.80    $  7.01      6.12      5.55      5.28      7.34      8.04      8.99      0.210000  0.210000  0.210000  0.210000  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. 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 conditions, and other factors. 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 a unitholder's 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 our common unitholders in an aggregate 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”); ● 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, 2017. 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 salt water disposal 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  Pipeline Inspection 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, and a hydrostatic testing integrity services business creating our Integrity Services 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                 $   $   $ 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 noncontrolling 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) (c) Capital expenditures Other Financial Data Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests Year Ended   December 31, Year Ended     December 31, Cypress Energy Partners, L.P. Year Ended     December 31, Year Ended     December 31, 2017 2016 2015 (a) 2014 Year Ended     December 31, 2013 (b) Recast (in thousands, except cash distributions per unit and operational data) 286,342    $ 252,739      33,603      21,055      4,443      3,598      5,077      7,335      —      (1,923)     (1,110)     297,997    $ 262,517      35,480      21,853      4,861      10,530      (1,764)     6,559      —      (9,162)     (4,499)     371,191    $ 326,261      44,930      23,795      5,427      6,645      9,063      5,656      —      4,091      599      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  (813)     (4,663)     3,492      (20,152)     4,333  163,203    $ —      9,985      167,512    $ 135,699      19,388      190,882    $ 139,129      40,702      187,524    $ 75,282      100,428      238,441  72,851  135,547  8,138    $ (926)     (10,150)     0.84      3,345      24,819    $ (1,330)     (21,289)     1.63      1,376      26,921    $ (64,879)     42,501      1.63      1,857      13,016    $ (2,286)     (16,030)     1.51      2,286        $ 16,640    $ 19,794    $ 24,663    $ 28,499    $ 18,692      22,238      23,147      18,190      7,154  5,779  13,636  —  4,329  23,110  23,079  Operational Data Average number of inspectors (Pipeline Inspection segment) Average revenue per inspector per week Average number of field personnel (Integrity Services segment) Average revenue per field personnel per week Total barrels of salt water disposed (in thousands) Average revenue per barrel   $   $   $ 1,145      4,499    $ 20      8,887    $ 12,588      0.67    $ 1,147      4,601    $ 23      11,577    $ 13,307      0.67    $ 1,392      4,711    $ 33      12,653      18,864      0.78    $ 1,535      4,733    $ 1,706  4,952  19,066      1.18    $ 19,541  1.14  (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes operations of Brown (Integrity Services 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 (Pipeline Inspection segment from the June 26, 2013 acquisition date through the end of the year. (c) Includes February distributions related to the previous quarter ended December 31. 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; equity-based compensation expense; less certain other unusual or non-recurring items. 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;  non-cash  allocated expenses  attributable  to  limited  partners;  and  equity-based  compensation  attributable  to  limited  partners;  less  certain  other  unusual  or  non-recurring  items 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  provides  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 measures. Each of these non-GAAP measures exclude some, but not all, items that affect the most directly comparable GAAP financial measures. 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 Equity based compensation Less: Gains on asset disposals, net Foreign currency gains Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to general partner Adjusted EBITDA attributable to noncontrolling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners/controlling interests  Less:  Cash interest paid, cash taxes paid, and maintenance capital expenditures  Distributable cash flow 2017 Years ended December 31, 2016 (in thousands) 2015 (a)   $ (1,923)   $ (9,162)   $ 4,091  7,335      5,545      3,598      596      1,750      1,059      588      732      16,640    $ (2,300)     248      18,692    $ 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  8,674      10,018    $ 6,717      15,521    $ 5,940  17,207    $   $   $ (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 noncontrolling interests for the year ended December 31, 2015 includes the activity of the TIR Entities through its acquisition date. Reconciliation of Net Income Attributable to Limited Partners to Adjusted EBITDA Attributable to Limited Partners and to Distributable Cash Flow Net income 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 Less: Gains on asset disposals, net Foreign currency gains  Adjusted EBITDA attributable to limited partners  Less: Cash interest paid, cash taxed paid, and maintenance capital expenditures Distributable cash flow 2017 Years ended December 31, 2016 (in thousands) 2015 (a)   $ 3,237    $ 1,635    $ 4,140  7,335      4,978      2,823      580      1,059      588      732      18,692      6,556      5,373      6,409      1,179      1,086      —      —      22,238      5,290  5,522  6,645  383  1,167  —  —  23,147    $ 8,674      10,018    $ 6,717      15,521    $ 5,940  17,207  (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 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 noncontrolling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests  Less:  Cash interest paid, cash taxes paid, and maintenance capital expenditures  Distributable cash flow 2017 Years ended December 31, 2016 (in thousands) 2015 (a)   $   $   $   $ 8,253    $ 3,406      1,332      (4,471)     365      6,741      957      57      16,640    $ (2,300)     248      18,692    $ 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  8,674      10,018    $ 6,717      15,521    $ 5,940  17,207  (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. Brown (which comprises our Integrity Services 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 E&P and midstream companies and their vendors in our Pipeline Inspection and Integrity Services segments throughout the United States and Canada.  The Pipeline Inspection segment is comprised of the operations of the TIR Entities and the Integrity Service segment is comprised  of  the  operations  of  Brown.    We  also  provide  salt  water  disposal  and  other  water  and  environmental  services  to  U.S.  onshore  oil  and  natural  gas producers  and  trucking  companies  through  our  Water  Services  segment.  We  operate  nine  salt  water  disposal  facilities,  eight  of  which  are  in  the  Bakken  Shale region of the Williston Basin in North Dakota and one of which is 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 salt water disposal 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 Pipeline Inspection 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  Integrity  Services  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 Water Services segment primarily by treating flowback and produced water and injecting the salt water into our salt water disposal facilities.    Our  Water  Services  results  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 salt water disposed, competitive dynamics, and operating costs.  The volumes of salt water disposed at our salt water disposal 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 one salt water disposal 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 salt water 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 salt water prior to delivering such salt water to us for treatment. For more information on our  revenue  by  country,  see  “Note  2  –  Basis  of  Presentation  and  Significant  Accounting  Policies”  in  the  audited  financial  statements  included  in  “Item  8  – Financial Statements and Supplementary Data.” 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 Pipeline Inspection;   ● field personnel headcount and utilization in Integrity Services;   ● salt water disposal and residual oil volumes in Water Services;   ● 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 Pipeline Inspection 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 Integrity Services 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. Salt Water Disposal and Residual Oil Volumes The  amount  of  revenue  we  generate  in  the  Water  Segment  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 salt water disposed  at  our  salt  water  disposal  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 7%, 6%, and 8% of our Water Services segment revenue for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively, was derived from sales of residual oil recovered during the salt water treatment process. Our ability to recover residual oil is dependent upon the oil content in the salt water 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  salt  water  prior  to  delivering  such  salt  water  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 Pipeline Inspection and Integrity Services. 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 Water Services. These expenses generally remain relatively stable across broad ranges of salt water 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 administrative services. 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 Owners’ 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 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. During  the  years  ended  December  31,  2017  and  2016,  Holdings  provided  sponsor  support  to  the  Partnership  by  waiving  certain  payments  of  the  quarterly administrative fee (in 2017, Holdings waived the fee for two of the quarters; in 2016, Holdings waived the fee for all four quarters). We reported the amount of the waived fees within general and administrative expense in our Consolidated Statement of Operations and as an equity contribution in our Consolidated Statement of Owners’ 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 that our assets have useful lives ranging from 3 to 39 years. The facilities, wells, and equipment of our Water Services segment constituted approximately 44% and 60% of the net book value of our fixed assets as of December 31, 2017 and 2016, 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,  impairments,  non-cash  allocated  expenses,  and  equity-based  compensation  (less  certain  other  unusual  or  non-recurring  items).  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  Pipeline Inspection 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 measures.  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 Refinancing   Our current $200 million credit facility matures in December 2018 and had approximately $136.9 million outstanding at December 31, 2017.  In the fall of 2017, we began working with our agent on the terms of a new credit facility, anticipating that we would close the new facility prior to the end of 2017.   In December 2017, we learned that some of our lenders were not comfortable with the proposed terms and conditions and they requested the agent for various modifications to the proposed terms.  In February, we agreed upon a new revised term sheet and in March 2018, we successfully negotiated commitments for a new revolving credit facility with our existing bank group with a term that extends three years after closing, consistent with the strategy outlined in our Form 10-Q for the three months ended September 30, 2017. To reduce leverage, we negotiated the sale of our Pecos, Texas salt water disposal facility and utilized the $4.0 million of proceeds to repay principal on our credit facility in January, 2018.  We were also successful in retaining a perpetual royalty on that facility.  We plan to use approximately $7.0 million of our cash on hand to repay an additional amount of principal at the time we close on the new credit facility, sometime in the second quarter, while maintaining sufficient liquidity to support  our  operations.  The  new  credit  facility  will  have  a  maximum  capacity  of  $80.0  million,  with  a  $20.0  million  accordion  feature  (for  a  total  of  $100.0 million) with additional banks still evaluating the proposed facility. Under the new credit facility, we will be able to borrow up to 3.75 times our trailing twelve- month adjusted EBITDA (“TTM EBITDA”) (as adjusted EBITDA is defined in the credit agreement, which may differ from how adjusted EBITDA is defined elsewhere  in  this annual  report)  for senior  debt.   Additionally,  we may incur  additional  indebtedness  other  than  the new credit  facility,  provided  the  pro forma senior secured leverage ratio may not exceed 3.25 times TTM EBITDA and the total leverage ratio may not exceed 4.75 times TTM EBITDA.   As part of the refinancing, Holdings agreed to waive the omnibus fee to support us in the event leverage exceeds 3.75 times trailing twelve-month adjusted EBITDA during the term of the facility.  The new credit  facility will have customary covenants, including but not limited  to a maximum  senior leverage ratio of 4.0 times adjusted EBITDA, or 3.25 times senior secured leverage if additional debt not to exceed 1.5 times is incurred, and a minimum interest coverage ratio of 3.0 times adjusted EBITDA. The new facility will no longer have a required borrowing base calculation and borrowings under the new agreement will bear interest, at our option, on a leveraged based grid pricing at (i) a base rate plus a margin of 1.5% to 3.0% per annum or (ii) a LIBOR rate plus a margin of 2.5% to 4.0% per annum.  The facility will also include a 50 basis point non-use fee consistent with the current facility, and no amortization will be required during the term which extends three years after closing.  We have received commitment letters from banks for the full amount of the facility, and these commitment letters will remain in effect through May 31, 2018.  We also have another bank considering joining the facility.  We believe this new facility will support our current business requirements until we find an attractive acquisition opportunity, at which time we will seek to expand the current revolving credit facility or refinance it to accommodate the transaction, which may include the support of Holdings or its afffiliates. We expect to borrow approximately $76.1 million on the new credit facility at closing, a reduction of approximately 44% from our debt outstanding at December 31, 2017.  Our net debt (effectively outstanding debt less outstanding cash balance) at closing will be approximately 48% lower and approximately 3.0 times TTM EBITDA. To successfully obtain commitments to refinance our existing credit facility, our lenders required that we significantly de-leverage the Partnership, given general macro sentiment toward the industry.  To ensure the successful refinancing and prior to filing this report, we received a commitment from an affiliate of Holdings to invest up to $50.0 million of preferred equity (the "PIPE"). The conflicts committee of our board of directors and their legal and financial advisors negotiated the final  terms  of  the  PIPE  to  ensure  fairness  to  the  Partnership.  We  believe  the  terms  of  the  PIPE  obtained  from  the  affiliate  of  Holdings  are  substantially  more attractive than we could have obtained from third parties. The terms of the PIPE include standard and customary provisions frequently found in many recently-                             completed PIPE financings in our industry. The proposed PIPE does not include any warrants, which are frequently required by third-party institutional investors, thereby  benefitting  us.  Key  terms  include  a  conversion  premium  on  the  PIPE  that  is  15%  greater  than  our  common  unit  trailing  closing  price  at  the  time  of issuance.  The  holder  of  the  preferred  units  will  be  entitled  to  receive  quarterly  distributions  that  represent  an  annual  return  of  9.5%  on  the  investment.  The Partnership was able to negotiate very favorable terms affording flexibility on the amount paid in cash versus amounts paid-in-kind (“PIK”). We are only required to pay 2.5% in cash and will have the option to PIK the remaining 7.0% for a period of time. Additionally, the holder will not be able to convert until after the third anniversary. If certain conditions are met after the third anniversary of the closing date, we will have the option to cause the preferred units to convert to common units.  We  were  not  required  to  pay  customary  origination  fees  associated  with  this  PIPE  investment,  saving  us  a  substantial  amount  of  cost.  Finally,  another important benefit we have negotiated is the ability to redeem the PIPE after the third anniversary of the closing date on favorable terms. These cash payments (from cash on hand and from the sale of Pecos as outlined above), combined with the up to $50.0 million of proceeds from the issuance of the PIPE,  should  allow  us  to  reduce  our  outstanding  debt  balance  from  approximately  $136.9  million  to  approximately  $76.1  million  (or  44%).  The  significant decrease in leverage resulting from the refinancing should significantly reduce our interest expense and improve our distributable cash flow and our coverage ratio. In addition, our existing credit facility has significant unused capacity on which we have paid non-use fees. Such non-use fees will be lower under the new credit facility. Before closing on the PIPE, we will also fully check the market to ensure that no better alternatives are available. To accomplish this, we have retained a financial advisor to determine if more favorable PIPE terms can be obtained from an independent third party and to explore strategic alternatives to determine if any more attractive opportunities  may exist for the Partnership.  The affiliate of Holdings providing the required PIPE commitment will not require any compensation if the Partnership is able to obtain better terms from an unaffiliated third party. We plan to continue our focus on improving our operating results through a combination of 1) enhanced business development efforts in our Pipeline Inspection and Integrity Services segments with our continued focus on higher-margin services; 2) the rebuilding of our Orla, Texas facility that was struck by lightning in January 2017; 3) the rebuilding of our Grassy Butte, North Dakota facility that was struck by lightning in July 2017; and 4) continuing to expand our North Dakota business through the pursuit of new pipeline gathering opportunities, and to generally take advantage of the increased activity as a result of increased rig count, commodity prices, and renewed interest in the Williston Basin. Holdings has been very supportive of the Partnership during the recent economic downturn and has provided sponsor support of $6.3 million during the year ended December 31, 2016 and $4.1 million during the year ended December 31, 2017 for no consideration. We believe that the owners of Holdings, who collectively own approximately 64.0% of our common units, remain fully aligned with our minority unitholders and have the financial wherewithal and the incentive to continue to support us to help us maintain compliance with the financial ratio covenants through the maturity date of the new credit agreement. This alignment of interest is further demonstrated by an affiliate of Holdings’ commitment to offer a below-market PIPE to benefit us and complete the refinancing of our credit facility. 56           Overall For our Pipeline Inspection and Integrity Services business segments, revenues, margins, and margin percentages were higher in the second half of 2017 than they were in the first half of 2017. This is generally consistent with the seasonality inherent in our business, in which the third and fourth quarters of each year are generally the strongest quarters of the annual business cycle, due to weather patterns and our clients’ budgeting cycles. We believe that these segments will have many opportunities over the next several years, as many projects previously delayed have recently been approved. We have also invested in organic growth and have started two new business units this year. The newest business unit offers mechanical integrity services, which is a new line of inspection and integrity support. This new line of business has already been awarded several new projects from investment-grade energy companies and exceeded our internal forecast for the first six months of the business. For our Pipeline Inspection segment, headcount was higher in the second half of 2017 than it was in the first half of 2017, despite the loss in the second quarter of 2017 of 200 inspectors who were performing work for the largest customer of our Canadian operations (this customer completed a bidding process and awarded new contracts at rates that were lower than we were willing to accept). We have continued to focus on our nondestructive examination, staking, integrity support, and mechanical integrity services, all of which generate higher margins than our core inspection business. The revenues of these lines of business were higher in the fourth quarter 2017 than in any previous quarter. Revenues  from  our  51%-owned  Integrity  Services  Segment  (currently  comprised  entirely  of  our  controlling  interest  in  Brown  Integrity,  LLC  (“Brown”),  a hydrostatic testing provider) were higher in the fourth quarter of 2017 than they were in the third quarter of 2017, as our utilization rate significantly improved and our backlog increased. We continue to bid on a substantial amount of upcoming work and remain focused on winning more of these bids. We ended 2017 with a backlog of approximately $2.8 million, which was more than ten times larger than the backlog at December 31, 2016. We are also changing our business strategy to focus more on maintenance and integrity work, which tends to occur when scheduled, as opposed to new construction work, which often slides with delays that frequently  occur  on  new  construction  projects.  We  are  also  evaluating  whether  to  open  field  offices  in  the  Permian  Basin  and  in  Houston to  better  serve  those markets and reduce our mobilization costs. Revenues of our Water and Environmental Services segment were 15.4% higher in fourth quarter 2017 than in the third quarter 2017 despite some facilities that have not yet reopened following lightning strikes. Our Orla, Texas facility in Reeves County in the Delaware basin should reopen for regular business in early second  quarter  of  2018  (since  a  January  2017  lightning  strike  and  fire,  we  have  been  operating  this  facility  using  temporary  equipment).  In  January  2018,  we completed two pipelines that connect large multi-well pads into one of our facilities in the Bakken for a large public energy company. We expect to rebuild our Grassy Butte facility, which was struck by lightning in July 2017, and we expect to reopen it in the second quarter of 2018. The Williston basin has seen a dramatic increase  in  activity  from  the  lows  in  the  second  quarter  2016,  with  substantial  new  investment  from  private  equity  investors  and  public  E&P  companies.  The completion of the DAPL pipeline and higher oil prices have significantly improved the economics in the Williston basin for all producers. Despite the low commodity prices of recent years, we maintained positive operating cash flows during the year ended December 31, 2017, 2016 and 2015. We continue to believe the long term increasing demand for inspection and integrity services and water solutions remains solid despite our relatively slow pace of the recovery from the multi-year downturn. We are less correlated to the drilling rig count as many other service companies. We continue to search for attractive acquisition opportunities. In 2017 our team was busy, as we considered over 25 potential acquisition opportunities and we still have a few under consideration. In January 2018, as part of our ongoing due diligence, we discovered some significant concerns on a large transaction under letter of  intent  that  led  us  to  terminate  discussions.  Future  areas  of  focus  continue  to  be  inspection,  integrity,  traditional  midstream  opportunities,  chemicals,  and logistics. Our sponsor and its affiliates remain willing to deploy capital to assist us in acquiring attractive assets that may be larger than what we can currently acquire  independently,  with  plans  to  offer  those  assets  to  us  as  drop-down  opportunities.  We  remain  focused  on  a  disciplined  and  conservative  approach  to evaluating acquisition opportunities. Pipeline Inspection Demand is once again growing for our pipeline inspection and integrity services, as we operate in a very large market with well over 1,000 customer prospects that we do not currently serve who require federally and/or state-mandated inspection and integrity services. During 2017 we added 30 new customers and successfully started two new lines of service. A Stifel energy research analyst recently published the following multi-year pipeline industry update that is summarized below: ● ● 2018 Forecast: Tracking $38.5 billion of pipeline/midstream infrastructure spending proposed for 2018. On a probability-weighted basis, forecasted all- in potential 2018 spending of $33.1 billion, or a 30.2% year-to-year increase. If only highest confidence Tier 1 projects were to move forward, would produce 13.7% year-to-year growth. Layering in moderate confidence Tier 2 projects, the growth forecast rises to 25.3%. 2019 and beyond:  Anticipated 2019 spending will reflect growth over 2018 levels. Given that the database only includes announced, named pipeline projects, the tracker currently reflects a decline in proposed activity in 2019 and 2020. This is a function of the timing of project announcements, and is expected to rise through 2018. Virtually every industry contact/source along the supply chain, including equipment providers, engineers and construction sources, are suggesting that 2019 could post growth off of a record 2018. ● Bidding and award activity is accelerating following delays related to the lack of a quorum at FERC. Recall that the Federal Energy Regulatory Commission  (“FERC”)  lacked  a  quorum  for  roughly  6  months,  delaying  large  project  approval  activity  in  the  first  half  of  2017.  The  quorum  was  re- established on August 10, with the swearing-in of Robert Powelson. At the time the quorum was re-established, it was estimated that approximately $14 billion of pipeline projects had been backlogged. FERC is beginning to take action on the queue, with NEXUS, Atlantic Coast, and the Mountain Valley Pipelines approved in October. ● Tracking nearly $30 billion in projects that could be awarded over the next approximately 12 months, and believe that at least $4.5 billion worth of projects is currently out to bid. This bodes well for additional large pipeline project awards for contractors in late 2017/early 2018. Developers are concerned about procuring quality construction partners, given that the industry is likely to reach full utilization in 2018. This generally bodes well for                              contractor pricing, terms, and conditions. Our  continued  focus  remains  on  both  maintenance  and  integrity  work  on  existing  pipelines  as  well  as  work  on  new  projects.  The  majority  of  our  existing  and potential customers are once again investing in their businesses following a difficult economic downturn. We continue to focus on new lines of business to serve our existing customers including mechanical integrity and pipeline decontamination services. The majority of our clients are public, investment-grade companies with long planning cycles that lead to healthy backlogs of new long-term projects and existing pipeline networks that also require inspection and integrity services. We  believe  that  with  regulatory  requirements,  and  the  aging  pipeline  infrastructure,  that  the  Pipeline  Inspection  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 in recent years.  Integrity Services Brown, our 51% owned hydrotesting business unit, has seen a material improvement in its utilization rate and backlog. Brown had a difficult year in 2016, which forced us to implement aggressive measures to manage and reduce its cost structure. We believe our new strategy is working and we plan to continue to focus on the  potential  synergies  that  may  develop  between  this  segment  and other  current  customers  of  the Partnership,  as  well as the  growth and nurturing  of Brown’s historical,  ongoing  business.  Brown  operated  in  only  13  states  during  2016,  compared  with  40  states  that  the  TIR  Entities  (through  our  Pipeline  Inspection segment) operated in throughout 2017. In 2017, Brown worked in 15 states and has successfully obtained new business from TIR relationships. Brown’s revenues and EBITDA improved in the fourth quarter along with its backlog. Brown continues to enjoy an excellent reputation in the industry and has a substantial amount of new work that it is currently bidding to win. 57         Water Services During the fourth quarter of 2017, we grew volumes in our Water Services segment, by 15.4% over the prior quarter despite two of our facilities having been hit by lightning earlier in the year. Our average revenue per barrel for the year held steady at $0.67 (inclusive of water, oil reclamation, and management fees). Drilling activity has improved dramatically following the downturn and the lows that occurred in May 2016. Baker Hughes North America Rotary Rig Count, as of the end of February 9, 2018 had the following information: ● Total US rig count of 975, including 437 in the Permian basin and 50 in the Williston basin/Bakken ● Rigs have increased 141%, or 571 rigs, from the May 2016 trough of 404; and ● Rigs still remain down 50%, or 956 rigs, from September 2014 peak of 1,931. Crude oil prices have also increased, and in early February 2018 NYMEX Near Month crude exceeded $60 per barrel. The decline in the market price of crude oil that began in the second half of 2014 has had an adverse impact on our volumes and revenues over the last three years. The resultant slowdown in exploration and production activity led to lower new drilling activity, volumes, and commodity prices from sales of crude oil we recover from the water we process. In addition, many of our E&P customers requested pricing concessions to help them cope with the lower commodity prices and the market became over supplied relative to activity levels. In the majority of the basins in the country, new salt water disposal facilities were developed to support previous rig counts and activity levels prior to the sharp contraction in activity and commodity prices. These events have led to excess salt water disposal facility supply relative to current demand in many locations, including the Bakken and the Permian that, in turn, has led to aggressive pricing. We have always focused on produced water and piped water whenever possible instead of trucked flowback water and therefore, we believe we have been less impacted than many of our competitors.  During the fourth quarter  of 2017, 91% of our volumes were produced water and 41% of our water was delivered via pipelines.  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. We 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 leading to many bankruptcies and restructurings. We also continue to evaluate and compete for some interesting opportunities  for  pipelines  and  new  salt  water  disposal  facilities  directly  with  E&P  companies  seeking  to  monetize  their  midstream  assets  or  minimize  their spending on infrastructure required to support their production. 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 reopened with temporary surface facilities. We have begun the redevelopment process with insurance proceeds and plan to have the Delaware basin Orla, Texas facility re- opened in the second quarter of 2018. In the interim, we continue to take both piped and trucked water with temporary facilities. In July 2017, we experienced another lightning strike at our Grassy Butte salt water disposal facility that initiated a fire that effectively destroyed the surface storage equipment at the facility. It did not damage our pumps, electrical, housing, office, or downhole facilities. In January 2018, we sold our subsidiary that owns a salt water disposal facility in Pecos, Texas to an unrelated party. We received $4.0 million of cash proceeds and a perpetual royalty interest in the future revenues of the facility (although the amount of the cash proceeds is subject to adjustment upon final calculation of certain working capital amounts). 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.  58                              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.  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. Impairments of Long-Lived Assets Property and Equipment We assess property and equipment 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 Water Services segment, we evaluate property and equipment for impairment at the salt water disposal 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 salt water is disposed, and our estimate of an applicable discount rate commensurate with the risk of the underlying cash flow estimates.  The Water Services 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  until  the  middle  of  2017  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;  however,  the  number  of  drilling  rigs operating in the United States, including the Bakken, began to increase in the last half of 2017 and have continued to increase in the beginning of 2018. 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, 2017, 2016 and 2015, we identified impairment indicators at certain of our salt water disposal facilities and reviewed the associated  property  and  equipment  for  impairment.  We  recognized  impairment  charges  of  $0.7  million,  $2.1  million,  and  $6.6  million  during  the  years  ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively, for assets that were determined to be impaired, primarily driven by the dramatic decline in oil prices from over $100.00 / barrel to as low as $26.00 / barrel during the three-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. Identifiable Intangible Assets Our  recorded  identifiable  intangible  assets  of  $25.5  million  and  $29.6  million  at  December  31,  2017  and  2016,  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/or 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. In  the  first  quarter  of  2017,  the  largest  customer  of  the  Canadian  subsidiary  in  our  Pipeline  Inspection  segment  completed  a  bid  process  and  selected  different service providers for its inspection projects. In consideration of the loss of this contract, we recorded impairments to the carrying values of certain intangible assets of  $1.3  million  in  the  first  quarter  of  2017.  Of  this  amount,  $1.1  million  related  to  customer  relationships  and  $0.2  million  related  to  trade  names.  Based  on discounted cash flow calculations, we concluded the fair value of the customer relationships and trade names of our Canadian business was zero, and therefore we impaired the full amounts. We continue to perform inspection and integrity work for customers in Canada.                             59 Goodwill At December 31, 2017 and 2016, we had $53.4 million (plus another $2.0 million of goodwill included in assets held for sale ) and $56.9 million of goodwill, respectively.  Goodwill is not amortized, but is subject to annual reviews on November 1 for impairment (or at other dates if events or changes in circumstances indicate that the carrying value of goodwill may be impaired) 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 Pipeline Inspection, Integrity Services, and Water Services 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 determine the estimated fair market value of the reporting unit. If the carrying amount exceeds the reporting unit’s fair value, we record a goodwill impairment charge for the excess (not exceeding the carrying value of the reporting unit’s goodwill). 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 Water Services 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. 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. Integrity Services Segment In  the  Integrity  Services  segment,  we  experienced  declining  revenues  in  2016  due  to  the  decline  in  the  overall  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 factors. Given these indicators of impairment, we performed an impairment assessment in the second quarter of 2016 of the  $10.0  million  of  goodwill  that  was  attributable  to  our  Integrity  Services  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 wherein 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 and reduced the carrying value of goodwill to $1.6 million in the second quarter of 2016.   In the first quarter of 2017, we recorded an impairment to the remaining $1.6 million carrying value of the goodwill of the Integrity Services segment. Revenues of this segment were lower than we had expected for the first quarter of 2017. In addition, for this segment, the level of bidding activity for work is typically high in March  and  April  once  customers  have  finalized  their  budgets  for  the  upcoming  year.  While  we  won  bids  on  a  number  of  projects  and  our  backlog  began  to improve,  the improvement  in the backlog was slower than  we had originally  anticipated  and we revised  downward our expectations  of the near-term  operating results of the segment.  We estimated the fair value of the Integrity Services segment 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.    Significant  assumptions  included  a  2%  annual  growth  rate  of  cash  flows  and  a  discount  rate  of  18%.    We determined through this analysis that the fair value of goodwill of the Integrity Services segment was fully impaired. Water Services Segment We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2017,  and  concluded  that  the  remaining  $15.1  million  of  goodwill  of  the  Water Services segment was not impaired. We performed a qualitative analysis that took into consideration recent favorable trends (including recent increases in crude oil prices and increased customer activity at certain of our facilities) and the subsequent fact that we sold one of our salt water disposal facilities in January 2018 at a price  that  exceeded  its  carrying  value.  Based  on  these  qualitative  considerations,  we  concluded  that  the  remaining  carrying  value  of  the  goodwill  of  the  Water Services segment was not impaired. Pipeline Inspection Segment For our Pipeline  Inspection  segment,  we performed  qualitative  goodwill impairment  analyses,  and concluded that  the fair  value of the reporting  unit was more likely than not greater than its carrying value.  Our evaluations included various qualitative factors, including current and projected earnings, market capitalization, current customer relationships and projects, and the impact of 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.    The  use  of  different  assumptions  and  estimates  from  the  assumptions  and estimates we used in our qualitative analyses could have resulted in the requirement to perform quantitative goodwill impairment analyses. 60                         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  a  reasonable  estimate  of  the  economic  lives  of  the  assets  and  that substantial capital expenditures would need to be incurred to further 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 totaling $3.6 million, $10.5 million, and $6.6 million in 2017, 2016, and 2015, respectively. ● Effective June 1, 2015, the Partnership acquired the remaining 49% interest in a Water Services segment management entity previously held by a related party. As a result of this transaction, the 2015 Consolidated Financial Statements reflect a 49% noncontrolling interest from January 1, 2015 through May 31, 2015 related to this interest.  ● 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% noncontrolling 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”).  Effective February 1, 2015, we acquired the remaining 49.9% noncontrolling ownership interest of the TIR Entities from affiliated parties.  Accordingly, the Consolidated Financial Statements for 2015 reflect a 49.9% noncontrolling interest from January 1, 2015 through January 31, 2015 related to the TIR Entities (less certain amounts charged directly to the noncontrolling interests in both periods). 61                                       ● 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 administrative 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 years ended December 31, 2017 and 2016, Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving certain of the quarterly administrative fees (in 2017, Holdings waived the fee for two of the quarters; in 2016, Holdings waived the fee for all four quarters). We reported the amount of expenses incurred  by  Holdings  but  not  charged  to  us  within  general and administrative expense in  our  consolidated  statement  of  operations  and  as  an  equity contribution in our Consolidated Statement of Owners’ 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  Gain on asset disposals, net  Operating income (loss)  Other income (expense):  Interest expense, net  Foreign currency gains  Other, net  Net income (loss) before income tax expense  Income tax expense  Net income (loss) 2017 2016 (in thousands) 2015 (a)   $ 286,342    $ 252,739      33,603      297,997    $ 262,517      35,480      371,191  326,261  44,930  21,055      4,443      3,598      (570)     5,077      (7,335)     732      199      (1,327)     596      (1,923)     (1,110)     (813)     (4,050)     3,237    $ 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   Net income (loss) attributable to noncontrolling interests  Net income (loss) attributable to partners / controlling interests  Net loss attributable to general partner  Net income attributable to limited partners   $  (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes the operations of Brown (IS segment) beginning with the May 1, 2015 acquisition date. See  the  detailed  discussion  of  elements  of  operating  income  (loss)  by  reportable  segment  below.    See  also  Note  13  to  our  Consolidated  Financial  Statements included in “ Item 8. – Financial Statement and Supplementary Data.” 62                                                                                                                                                                                                                                                                                    The following is a discussion of significant changes in the non-segment related corporate other income and expenses for the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015. 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 2017, 2016 and 2015 primarily due to increased borrowings related to the acquisition of the remaining 49.9% interest in the TIR Entities, the acquisition of 51% of Brown and higher interest rates. Average debt outstanding for the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015 was $136.9 million, $137.3 million, and $129.9 million, respectively. Foreign currency gains . Our Canadian subsidiary has certain intercompany payables to our U.S.-based subsidiaries. Such intercompany payables and receivables among our consolidated subsidiaries are eliminated in our Consolidated Balance Sheets. Beginning April 1, 2017, we report currency translation adjustments on these intercompany payables and receivables within Foreign currency gains in our Consolidated Statements of Operations. The net foreign currency gain during the year ended December 31, 2017 resulted from the appreciation of the Canadian dollar relative to the U.S. dollar. Other, net . During the year ended December 31, 2015, we received $1.0 million for relinquishing our option to purchase certain assets from a related party. The remaining income during the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015 relates primarily to earnings from our 25% interest in an entity that owns a salt water disposal facility, which investment we account 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 two taxable corporate subsidiaries in the United States and one taxable corporate subsidiary in Canada in our Pipeline Inspection and Integrity Services segments, as well as business activity, gross margin, and franchise taxes incurred in certain states. The decrease in income tax expense from 2016 to 2017 is primarily attributable to decreased income generated by our Canadian and TIR-PUC subsidiaries  that  are  taxed  as  corporations  in  their  respective  tax  jurisdictions.  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  noncontrolling  interests  shown  in  our  Consolidated  Results  of  Operations reflects interests in the net income of consolidated entities that are not 100% owned by us. The amounts for the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015 relate primarily to Brown, of which 49% is owned by outside parties. The amounts during the year ended December 31, 2015 include one month of activity for the TIR Entities, of which we owned 50.1% until we acquired the remaining 49.9% on February 1, 2015. Net income attributable to the general partner. The net income attributable to the general partner shown in our Consolidated Results of Operations includes general and administrative expenses incurred by Holdings on behalf of the Partnership totaling $1.8 million, $3.8 million, and $0.6 million for the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015, respectively. These costs represent administrative costs incurred by Holdings in excess of amounts charged to the Partnership under our omnibus  agreement  and  are  reflected  as  general and administrative in  the  Consolidated  Statements  of  Operations  and  as  contributions attributable to General Partner in  the  Consolidated  Statement  of  Owners’  Equity.  In  addition,  Holdings  provided  the  Partnership  with  additional  financial  support  by  making  cash contributions  of  $2.3  million  and  $2.5  million  in  2017  and  2016,  respectively,  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 years ended December 31, 2017 and 2016. Segment Operating Results Pipeline Inspection The following table summarizes the operating results of our Pipeline Inspection segment for the years ended December 31, 2017 and 2016. 2017 % of Revenue Years Ended December 31, 2016 % of Revenue Change     % Change   (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation and amortization Impairments Other 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   $   $   $ 268,635      241,889      26,746      13,980      2,331      1,329      18      9,088        $ 10.0%    5.2%    0.9%    0.5%    0.0%    3.4%  $ 275,171      247,214      27,957      12,521      2,439      —        —          $ 10.2%    4.6%    0.9%    12,997      4.7%  $ 1,145      4,499        $ 1,147      4,601        $   $   $ (2.4)% (2.2)% (4.3)% 11.7% (4.4)% (30.1)% (0.2)% (2.2)% (6,536)     (5,325)     (1,211)     1,459      (108)     1,329      18      (3,909)     (2)     (102)     (469)     (6,067)     Revenues .  Revenues decreased approximately $6.5 million for the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, primarily due                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 to a reduction in the average revenue billed for each inspector (accounting for a $6.1 million revenue decrease) and, to a lesser extent, a decrease in the average number of inspectors engaged (a decrease of 2 inspectors, accounting for $0.5 million of the decrease). Revenues of our Canadian business decreased $7.8 million during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, due primarily to the loss of our largest Canadian customer in the second quarter of 2017 (this customer completed a bidding process and awarded new contracts at rates that were lower than we were willing to accept). This decrease was partially  offset  by  an  increase  of  $1.3  million  in  our  U.S.  business  lines,  including  increases  of  $1.4  million  in  our  public  utility  business  and  $4.4  million  in nondestructive  examination  service  line,  partially  offset  by  a  decrease  of  $4.5  million  in  revenues  of  our  traditional  inspection  services  during  the  year  ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016. To help mitigate volatility in revenues associated with new construction projects, we continue to focus on areas of inspection that are less impacted by economic conditions, such as maintenance projects and projects associated with public utility companies. 63   The decline in average revenue per inspector is due to changes in customer mix. Fluctuations in the average revenue per inspector per year are expected, given that we charge different rates for different type of inspectors and different types of inspection services. Competition remains intense in the industry, which continued to exert downward pressure on rates. Costs of services .  Costs of services decreased approximately $5.3 million during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, consistent with lower revenues. Gross margin .  Gross margin decreased approximately $1.2 million during the year ended December 31, 2017, due primarily to lower revenues. The gross margin percentage during the year ended December 31, 2017 was similar to that of the year ended December 31, 2016, as declines in margin percentage resulting from competitive pressures were partially offset by increased revenues in our higher-margin business lines, such as the nondestructive examination service line. General and administrative .  General and administrative expenses increased approximately $1.5 million in the year ended December 31, 2017, compared to the year ended December 31, 2016. The increase was primarily  due to the fact that Holdings charged the Pipeline Inspection segment $1.4 million during the year ended December  31, 2017 for administrative  services, as allowed for under our omnibus agreement with Holdings. During the year ended December  31, 2016, Holdings waived the full amount of this administrative fee. Depreciation and amortization. Depreciation  and  amortization  expense  for  the  year  ended  December  31,  2017  was  similar  to  depreciation  and  amortization expense for the year ended December 31, 2016. Impairments . During the year ended December 31, 2017, we recorded an impairment of $1.3 million to the carrying values of certain intangible assets associated with our Canadian subsidiary, which was due to the loss during the second quarter of 2017 of the largest customer of this subsidiary. The intangible assets included customer relationships with a book value of $1.1 million and trade names with a book value of $0.2 million. The following table summarizes the operating results of our Pipeline Inspection segment for the year ended December 31, 2016 and 2015. Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation and amortization 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)       $   $   $ 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 Pipeline Inspection 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.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             64 Integrity Services The following table summarizes the results of the Integrity Services segment for the years ended December 31, 2017 and 2016. 2017 % of Revenue Year Ended December 31, 2016 % of Revenue Change     % Change   (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation and amortization 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   $   $   $ 9,268      7,347      1,921      1,981      626      1,581      (2,267)     20      8,887        $ 20.7%     21.4%     6.8%      17.1%     (24.5)%  $ 13,884      11,542      2,342      2,829      658      8,411      (9,556)     23      11,577        $   $ 16.9%     20.4%     4.7%     60.6%     (68.8)%  $   $   $   $ (4,616)     (4,195)     (421)     (848)     (32)     (6,830)     7,289     (3)     (2,690)     (1,386)     (3,230)     (33.2)% (36.3)% (18.0)% (30.0)% (4.9)%  (81.2)%  (76.3)% (13.0)% (23.2)% Revenue. Revenues decreased approximately $4.6 million during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016. Revenues declined during late 2016 and early 2017, due in part to a slowdown in customer projects and to the loss during 2016 of certain business development personnel. During  the  second  half  of  2017,  our  revenues  began  to  recover  due  to  increases  in  customer  project  activity  and  improved  business  development  efforts.  Our Integrity Services segment generates most of its revenues from a smaller number of larger-scale projects than does our Pipeline Inspection segment; as a result, the revenues of the Integrity Services segment are somewhat more volatile, and revenues for a given period of time can be significantly influenced by the ability or inability to win a relatively small number of bids for large hydrotesting projects. Costs of services. Costs of services decreased approximately $4.2 million during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, consistent with the decrease in revenues. Gross margin. Gross margin decreased approximately  $0.4 million during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, primarily due to lower revenues. The employees of the Integrity Services segment who perform work in the field are full-time employees, and therefore represent fixed  costs  (in  contrast  to  the  employees  of  the  Pipeline  Inspection  segment  that  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). Because of this, margin percentages typically improve when revenues are higher, as  our  field  employees  are  more  fully  utilized.  The  gross  margin  percentage  was  higher  during  the  year  ended  December  31,  2017  than  during  the  year  ended December 31, 2016, despite the lower revenues, due to cost management measures that we implemented in response to the slowdown in activity that began during 2016. General and administrative .  General  and  administrative  expenses  consist  primarily  of  compensation  for  office  employees  and  general  office  expenses.  These expenses decreased approximately $0.8 million during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, due primarily to cost- cutting measures we implemented in response to the low-revenue environment, which included reductions in office head count as well as the closure of an office location. Depreciation and amortization .  Depreciation  and  amortization  expense  includes  depreciation  of  property  and  equipment  and  amortization  of  intangible  assets associated  with  customer  relationships,  trade  names  and  non-compete  agreements.  Depreciation  and  amortization  expense  during  the  year  ended  December  31, 2017 was similar to depreciation and amortization expense for the year ended December 31, 2016. Impairments. During the year ended December 31, 2016, we recorded an impairment of $8.4 million to the goodwill associated with the Integrity Services segment in response to the decline  in revenues.  During the  first quarter  of the year  ended December  31, 2017, we recorded  an additional  impairment  of $1.6 million  to goodwill, which represented the full remaining amount of the goodwill attributable to this segment. The following table summarizes the results of the Integrity Services 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   $ 13,884      11,542      2,342        $ 16.9%     14,614      10,398      4,216        $ 28.8%    (730)     1,144      (1,874)     (5.0)% 11.0% (44.4)%                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             General and administrative Depreciation and amortization 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)) 2,829      658      8,411      (9,556)     23      11,577        $   $ 20.4%     4.7%     60.6%     (68.8)%  $ 2,490      421      —      1,305      17.0%    2.9%    8.9%  $ 339      237      8,411      (10,861)       $ 33      12,653        $   $   $   $ (10)     (1,076)     (6,020)     (1,846)     7,136      13.6% 56.3% (832.3)% (30.3)% (8.5)% (a) We owned the Integrity Services 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  Integrity  Services  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  Integrity  Services  segment  who  perform  work  in  the  field  are  full-time  employees,  and therefore represent fixed costs (in contrast to the employees of the Pipeline Inspection 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 Integrity Services 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 and amortization . 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 Integrity Services 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 Services The following table summarizes the operating results of our Water Services segment for the years ended December 31, 2017 and 2016. 2017 % of Revenue Year Ended December 31, 2016 % of Revenue (in thousands, except per barrel data) Change     % Change   Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments (Gain) loss on asset disposals, net Operating income (loss) Operating Data Total barrels of salt water disposed Average revenue per barrel disposed (a) Revenue variance due to barrels disposed Revenue variance due to revenue per barrel   $   $   $ 8,439      3,503      4,936      2,451      1,486      688      (588)     899        $ 58.5%     29.0%     17.6%     8.2%     (7.0)%    10.7%   $ 8,942      3,761      5,181      1,866      1,764      2,119      —      (568)     12,588      0.67      13,307      0.67        $   $ 57.9%     20.9%     19.7%     23.7%     (6.4)%  $   $   $   $ (503)     (258)     (245)     585      (278)     (1,431)     (588)     1,467      (719)     0.0     (483)     (20)     (5.6)% (6.9)% (4.7)% 31.4 % (15.8)% (67.5)% (258.3) % (5.4)% 0.0 % (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 salt water disposed. Revenue.    Revenues  decreased  by  $0.5  million  during  the  year  ended  December  31,  2017  compared  to  the  year  ended  December  31,  2016.  The  decline  was primarily due to a 5.4% decrease in the volume of salt water disposed. The decrease in the volume of water disposed was due to in part to a lightning strike and fire at our Orla, Texas facility in January 2017 that destroyed the surface equipment. Although we soon reopened the facility using temporary equipment, the volume of water processed at this facility decreased by 1.1 million barrels during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016. The volume of water processed at our North Dakota facilities decreased by 0.4 million barrels during the year ended December 31, 2017 compared to the year ended December 31, 2016, due primarily to a July 2017 lightning strike and fire at our Grassy Butte facility, which destroyed the surface equipment. This facility is not currently operational. These decreases in volumes were partially offset by an increase of 0.8 million barrels processed at our Pecos, Texas facility, due to increased customer activity in the area of the facility. Average revenue per barrel processed during the year ended December 31, 2017 was similar to that of the year ended December 31, 2016. Oil revenue represented approximately 7% of total revenue during the year ended December 31, 2017, compared to 6% of total revenue during the year ended December 31, 2016. Costs of services.   Costs of services decreased by $0.3 million from the year ended December 31, 2017, compared to the year ended December 31, 2016, primarily due  to  cost  reduction  measures  we  implemented  in  mid-2016  in  response  to  adverse  market  conditions.  These  measures  included  the  temporary  suspension  of activity at two of our facilities and investments in automation at other facilities. Gross margin. Gross margin decreased by $0.2 million during the year ended December 31, 2017, compared to the year ended December 31, 2016, due to a $0.5 million decrease in revenue which was partially offset by a $0.3 million decrease in costs of services. General and administrative expense .  General  and  administrative  expenses  include  general  office  overhead  expenses  such  as  salary  costs,  office  expense, insurance,  property  taxes,  royalty  expenses,  and  other  miscellaneous  expenses.  General  and  administrative  expense  during  the  year  ended  December  31,  2017 included $0.6 million that Holdings charged the Water Services segment for administrative services, as allowed for under our omnibus agreement with Holdings. During the year ended December 31, 2016, Holdings waived the full amount of this administrative fee. Depreciation, amortization and accretion.  Depreciation, amortization and accretion expenses decreased from 2016 to 2017 primarily due to the prior impairment of equipment at various salt water disposal facilities.  As equipment is impaired, there is less asset basis to depreciate. Impairments .  In the first quarter of 2017, we recorded an impairment of $0.7 million to the property, plant and equipment at one of our facilities in North Dakota. We experienced low volumes at this facility due to competition in the area and to low levels of production activity near the facility, and we have temporarily idled the facility. In the second quarter of 2016, we recorded an impairment of $2.1 million to the property, plant and equipment at one of our facilities in North Dakota, due to low levels of customer activity in the area. Market conditions near this facility have since improved, and we recently completed construction of a gathering system to connect this facility to a customer’s newly-developed production fields.  (Gain) loss on asset disposals. During 2017, lightning strikes and the resultant fires destroyed the surface equipment at two of our facilities. We carry property damage and cleanup insurance on both facilities, and the proceeds we received on these policies were in excess of the net book value of the destroyed property and the cleanup costs we incurred. The following table summarizes the operating results of our Water Services segment for the years ended December 31, 2016 and 2015. Year Ended December 31, % of % of                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating loss Operating Data Total barrels of salt water disposed Average revenue per barrel disposed (a) Revenue variance due to barrels disposed Revenue variance due to revenue per barrel 2016     Revenue 2015 Revenue Change     % Change   (in thousands, except per barrel data)   $   $   $ 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 salt water 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 salt water 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 Water Services 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, amortization and accretion expenses decreased from 2015 to 2016 primarily due to the prior impairment of equipment at various salt water disposal 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                                                                          Liquidity and Capital Resources We anticipate making growth capital expenditures in the future, including acquiring new businesses that may include pipeline inspection companies and salt water disposal facilities or expanding our existing assets and offerings in our current operations. In addition, the working capital needs of the Pipeline Inspection 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 Pipeline Inspection 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 future  borrowings 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, 2017, our sources of liquidity included: ● ● $24.5 million in cash on the balance sheet at December 31, 2017 (inclusive of cash attributable to the noncontrolling interest owners); borrowings under our Credit Agreement under which we had $63.1 million available for borrowings at December 31, 2017, 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.   Refinancing Our revolving credit facility matures in December 2018. In March 2018, we successfully negotiated commitments for a new three-year credit facility with our existing bank group. Also in March 2018, we received a commitment from an affiliate of Holdings to invest up to $50.0 million of preferred equity. These commitments are described in more detail under Outlook above. Distribution Effective  with  the  February  2017  distribution,  our  Board  made  the  decision  to  reduce  our  quarterly  distribution  by  approximately  50%  to  $0.21  per  unit.  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 this action supports the long-term interests of our unitholders, employees, and other stakeholders.   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  Integrity  Services  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 2017 Year Ended December 31, 2016 (in thousands) 2015   $   $ 8,253    $ (1,041)     (10,150)     753      (2,185)    $ 24,819    $ (1,330)     (21,289)     343      2,543    $ 26,921  (64,879) 42,501  (1,150) 3,393  Operating activities .  Net operating cash inflows for the year ended December 31, 2017 were $8.3 million, consisting of a net loss of $1.9 million plus non-cash expenses  of  $10.8  million  and  net  decrease  in  working  capital  of  $0.6  million.  Non-cash  expenses  included  depreciation,  amortization  and  accretion  and impairment  expense,  among  others.  Non-cash  expenses  also  included  $1.8  million  of  expenses  attributable  to  the  Partnership  that  were  paid  by  Holdings  and recorded  as  an  equity  contribution  in  the  Partnership’s  financial  statements.  The  change  in  working  capital  included  a  net  increase  of  $3.4  million  in  accounts receivable over the course of 2017, due to an increase in business activity toward the end of the year. Operating cash flows during 2017 benefitted from an increase of $4.4 million in accounts payable and accrued liabilities, due in part to increased business activity and due in part to the fact that we had not yet paid the $1.0 million fourth quarter omnibus fee to Holdings as of December 31, 2017. 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 $3.8 million of 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, due to a slowdown in business activity. 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. Investing activities .    Cash  used  in  investing  activities  consists  primarily  of  acquisitions  and  capital  expenditures.  In  2015,  we  acquired  the  remaining  49.9% interest in TIR Entities for $52.6 million and we acquired a 51% interest in Brown for $10.4 million. Capital expenditures were $3.3 million, $1.4 million, and $1.9 million during the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015, respectively. Capital expenditures during the year ended December 31, 2017 included $1.9 million for the construction of a gathering system to connect one of our salt water disposal facilities in North Dakota to a customer’s production fields. The first phase of this system, consisting of two pipelines, was completed in January 2018. The remaining capital expenditures consisted primarily of equipment purchases, much of which was in support of increasing revenues in TIR’s non-destructive examination business. Cash inflows from investing activities during the year ended December 31, 2017 included $2.3 million of proceeds on property damage insurance claims, which resulted from lightning strikes and resultant fires at two of our salt water disposal facilities.                                                                                              Financing activities . Financing cash outflows for the year ended December 31, 2017 included $12.3 million of distributions to owners. Financing cash inflows for the year ended December 31, 2017 included $2.3 million of contributions from Holdings to support the Partnership. 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. 68     Working Capital Our  working  capital  was  $(82.4)  million  at  December  31,  2017,  compared  to  $54.3  million  at  December  31,  2016.  As  of  December  31,  2017,  all  of  the Partnership’s  revolving  credit  facility  ($136.3  million,  net  of  unamortized  debt  issuance  costs),  which  is  due  in  December  of  2018,  was  classified  as  current compared  to  the  prior  year  where  the  balance  of  the  revolving  credit  facility  was  classified  as  long-term.  The  Partnership  has  received  commitments  from  its lenders  to  refinance  $80.0  million  of  the  facility  as  well  as  a  commitment  from  an  affiliate  of  Holdings  to  invest  up  to  $50.0  million  through  a  PIPE  (see Refinancing ). Excluding the current portion of long-term debt, our working capital would have been $53.9 million. Our Pipeline Inspection and Integrity Services 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.  Please read “Risk Factors — Risks Related to Our Business — The working capital needs of the Pipeline Inspection 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.” As  described  below  under  “Refinancing”,  we  have  received  commitments  from  our  existing  lenders  to  refinance  our  revolving  credit  facility.  Upon completion of this refinancing,  the new credit facility will have less borrowing capacity than our existing credit facility, and we will need to fund our working capital needs primarily from operating cash flows. Capital Requirements Water  Services  has  capital  needs  requiring  investment  for  the  maintenance  of  existing  salt  water  disposal  facilities  and  the  acquisition  or  construction  and development  of  new  salt  water  disposal  facilities.  Our  partnership  agreement  requires  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 salt water disposal systems as they become obsolete.  Other examples of maintenance capital expenditures are expenditures to repair, refurbish and replace tubing and packers on the salt water disposal 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, 2017 and 2016 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 construction or development of additional salt water 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,  2017  and  2016  were  $2.3  million  and  $0.8  million, respectively. Our future expansion capital expenditures may vary significantly from period to period based on the investment opportunities available to us. We expect to fund future capital expenditures from cash flow generated from our operations, borrowings under our Credit Agreement, the issuance of additional partnership units, or debt offerings. Our Credit Agreement The Partnership is party to a credit agreement (as amended, the “Credit Agreement”) that provides up to $200.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations.  The  Credit  Agreement  includes  a  working  capital  revolving  credit  facility  (“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 if lenders agree to increase their commitment. The Credit Agreement matures on December 24, 2018. Outstanding borrowings at December 31, 2017 and 2016 under the Credit Agreement were as follows: Working capital facility Acquisition facility Total borrowings Debt issuance costs Long-term debt, including current portion Current portion of long-term debt Long-term debt December 31, 2017 2016 (in thousands)   $   $ 48,000    $ 88,900      136,900      607      136,293      136,293      —    $ 48,000  88,900  136,900  1,201  135,699  —  135,699  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 3.90% and 5.32% for the year ended December 31, 2017, 3.54% and 4.52% for the year ended December 31, 2016, and 2.68% and 4.17% for the year ended December 31, 2015.  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.  69     Our Credit Agreement contains various customary affirmative and negative covenants and restrictive provisions.  Our Credit Agreement also requires maintenance of certain financial covenants, including a combined total adjusted leverage ratio (as defined in our Credit Agreement) of not more than 4.0 to 1.0 and an interest coverage ratio (as defined in our Credit Agreement) of not less than 3.0 to 1.0.  At December 31, 2017, our combined total adjusted leverage ratio was 3.7 to 1.0 and our interest coverage ratio was 3.1 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, 2017. 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. Refinancing Our current $200 million credit facility matures in December 2018 and had approximately $136.9 million outstanding at December 31, 2017.  In the fall of 2017, we began working with our agent on the terms of a new credit facility, anticipating that we would close the new facility prior to the end of 2017.   In December 2017, we learned that some of our lenders were not comfortable with the proposed terms and conditions and they requested the agent for various modifications to the proposed terms.  In February, we agreed upon a new revised term sheet and in March 2018, we successfully negotiated commitments for a new revolving credit facility with our existing bank group with a term that extends three years after closing, consistent with the strategy outlined in our Form 10-Q for the three months ended September 30, 2017. To reduce leverage, we negotiated the sale of our Pecos, Texas salt water disposal facility and utilized the $4.0 million of proceeds to repay principal on our credit facility in January, 2018.  We were also successful in retaining a perpetual royalty on that facility.  We plan to use approximately $7.0 million of our cash on hand to repay an additional amount of principal at the time we close on the new credit facility, sometime in the second quarter, while maintaining sufficient liquidity to support  our  operations.  The  new  credit  facility  will  have  a  maximum  capacity  of  $80.0  million,  with  a  $20.0  million  accordion  feature  (for  a  total  of  $100.0 million) with additional banks still evaluating the proposed facility. Under the new credit facility, we will be able to borrow up to 3.75 times our trailing twelve- month adjusted EBITDA (“TTM EBITDA”) (as adjusted EBITDA is defined in the credit agreement, which may differ from how adjusted EBITDA is defined elsewhere  in  this annual  report)  for senior  debt.   Additionally,  we may incur  additional  indebtedness  other  than  the new credit  facility,  provided  the  pro forma senior secured leverage ratio may not exceed 3.25 times TTM EBITDA and the total leverage ratio may not exceed 4.75 times TTM EBITDA.   As part of the refinancing, Holdings agreed to waive the omnibus fee to support us in the event leverage exceeds 3.75 times trailing twelve-month adjusted EBITDA during the term of the facility.  The new credit  facility will have customary covenants, including but not limited  to a maximum  senior leverage ratio of 4.0 times adjusted EBITDA, or 3.25 times senior secured leverage if additional debt not to exceed 1.5 times is incurred, and a minimum interest coverage ratio of 3.0 times adjusted EBITDA. The new facility will no longer have a required borrowing base calculation and borrowings under the new agreement will bear interest, at our option, on a leveraged based grid pricing at (i) a base rate plus a margin of 1.5% to 3.0% per annum or (ii) a LIBOR rate plus a margin of 2.5% to 4.0% per annum.  The facility will also include a 50 basis point non-use fee consistent with the current facility, and no amortization will be required during the term which extends three years after closing.  We have received commitment letters from banks for the full amount of the facility, and these commitment letters will remain in effect through May 31, 2018.  We also have another bank considering joining the facility.  We believe this new facility will support our current business requirements until we find an attractive acquisition opportunity, at which time we will seek to expand the current revolving credit facility or refinance it to accommodate the transaction, which may include the support of Holdings or its afffiliates. We expect to borrow approximately $76.1 million on the new credit facility at closing, a reduction of approximately 44% from our debt outstanding at December 31, 2017.  Our net debt at closing will be approximately 48% lower and approximately 3.0 times TTM EBITDA. To successfully obtain commitments to refinance our existing credit facility, our lenders required that we significantly de-leverage the Partnership, given general macro sentiment toward the industry.  To ensure the successful refinancing and prior to filing this report, we received a commitment from an affiliate of Holdings to invest up to $50.0 million of preferred equity (the "PIPE"). The conflicts committee of our board of directors and their legal and financial advisors negotiated the final  terms  of  the  PIPE  to  ensure  fairness  to  the  Partnership.  We  believe  the  terms  of  the  PIPE  obtained  from  the  affiliate  of  Holdings  are  substantially  more attractive than we could have obtained from third parties. The terms of the PIPE include standard and customary provisions frequently found in many recently- completed PIPE financings in our industry. The proposed PIPE does not include any warrants, which are frequently required by third-party institutional investors, thereby  benefitting  us.  Key  terms  include  a  conversion  premium  on  the  PIPE  that  is  15%  greater  than  our  common  unit  trailing  closing  price  at  the  time  of issuance.  The  holder  of  the  preferred  units  will  be  entitled  to  receive  quarterly  distributions  that  represent  an  annual  return  of  9.5%  on  the  investment.  The Partnership was able to negotiate very favorable terms affording flexibility on the amount paid in cash versus amounts paid-in-kind (“PIK”). We are only required to pay 2.5% in cash and will have the option to PIK the remaining 7.0% for a period of time. Additionally, the holder will not be able to convert until after the third anniversary. If certain conditions are met after the third anniversary of the closing date, we will have the option to cause the preferred units to convert to common units.  We  were  not  required  to  pay  customary  origination  fees  associated  with  this  PIPE  investment,  saving  us  a  substantial  amount  of  cost.  Finally,  another important benefit we have negotiated is the ability to redeem the PIPE after the third anniversary of the closing date on favorable terms. 70                   These cash payments (from cash on hand and from the sale of Pecos as outlined above), combined with the up to $50.0 million of proceeds from the issuance of the PIPE,  should  allow  us  to  reduce  our  outstanding  debt  balance  from  approximately  $136.9  million  to  approximately  $76.1  million  (or  44%).  The  significant decrease in leverage resulting from the refinancing should significantly reduce our interest expense and improve our distributable cash flow and our coverage ratio. In addition, our existing credit facility has significant unused capacity on which we have paid non-use fees. Such non-use fees will be lower under the new credit facility. Before closing on the PIPE, we will also fully check the market to ensure that no better alternatives are available. To accomplish this, we have retained a financial advisor to determine if more favorable PIPE terms can be obtained from an independent third party and to explore strategic alternatives to determine if any more attractive opportunities  may exist for the Partnership.  The affiliate of Holdings providing the required PIPE commitment will not require any compensation if the Partnership is able to obtain better terms from an unaffiliated third party. We plan to continue our focus on improving our operating results through a combination of 1) enhanced business development efforts in our Pipeline Inspection and Integrity Services segments with our continued focus on higher-margin services; 2) the rebuilding of our Orla, Texas facility that was struck by lightning in January 2017; 3) the rebuilding of our Grassy Butte, North Dakota facility that was struck by lightning in July 2017; and 4) continuing to expand our North Dakota business through the pursuit of new pipeline gathering opportunities, and to generally take advantage of the increased activity as a result of increased rig count, commodity prices, and renewed interest in the Williston Basin. Holdings has been very supportive of the Partnership during the recent economic downturn and has provided sponsor support of $6.3 million during the year ended December 31, 2016 and $4.1 million during the year ended December 31, 2017 for no consideration. We believe that the owners of Holdings, who collectively own approximately 64.0% of our common units, remain fully aligned with our minority unitholders and have the financial wherewithal and the incentive to continue to support us to help us maintain compliance with the financial ratio covenants through the maturity date of the new credit agreement. This alignment of interest is further demonstrated by an affiliate of Holdings’ commitment to offer a below-market PIPE to benefit us and complete the refinancing of our credit facility. Off-Balance Sheet Arrangements We do not have any off-balance sheet arrangements. Contractual Obligations A summary of our contractual obligations and other commitments as of December 31, 2017 is shown in the table below. Total Less than 1 Year 1 - 3 Years 3 - 5 Years 5 Years     More than (in thousands)     Long-term debt (current portion) Operating lease obligations   $ 136,900    $ 3,682      136,900    $ 626      —    $ 1,056      —    $ 998      Total   $ 140,582    $ 137,526    $ 1,056    $ 998    $ —  1,002  1,002  We can exit our headquarters office building which represents approximately $3.3 million of the operating lease obligations after 18 months (the original lease term is 84 months) with the payment of a penalty. 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 Water Services.  Both our profitability and our cash flow are affected by volatility in the prices of crude oil.  Crude oil prices are impacted by changes in the supply and demand, 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. Approximately 0.2% of our consolidated revenues in 2017 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, 2017, 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. During 2017, approximately 81.4% 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, 2017 and 2016 Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Consolidated Statement of Owners’ Equity for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Notes to Consolidated Financial Statements 73 Page 73 Page 74 Page 75 Page 76 Page 77 Page 78 Page 79                                    Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Limited Partners of Cypress Energy Partners, L.P. and the Board of Directors of Cypress Energy Partners, GP, LLC,  General Partner of Cypress Energy Partners, L.P. Opinion on the Financial Statements We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Cypress Energy Partners, L.P. (the “Partnership”) as of December 31, 2017 and 2016, 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, 2017, and the related notes (collectively referred to as the “consolidated financial statements”). In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of the Partnership at December 31, 2017 and 2016, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2017, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. Basis for Opinion These  consolidated  financial  statements  are  the  responsibility  of  the Partnership’s  management.  Our responsibility  is to  express  an opinion  on the  Partnership's consolidated financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB) and are required to be independent with respect to the Partnership in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. The Partnership is not required to have, nor were we engaged to perform, an audit of its internal control over financial reporting. As part of our audits we are required to obtain an understanding of internal control over financial reporting 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. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to error or fraud, and performing  procedures  that  respond  to those risks. Such procedures  included  examining,  on a test  basis, evidence  regarding  the  amounts  and disclosures  in the consolidated  financial  statements.  Our  audits  also  included  evaluating  the  accounting  principles  used  and  significant  estimates  made  by  management,  and evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. /s/ Ernst & Young LLP We have served as the Partnership’s auditor since 2012.  Tulsa, Oklahoma March 23, 2018 74                       CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Balance Sheets As of December 31, 2017 and 2016 (in thousands, except unit data) ASSETS  Current assets:  Cash and cash equivalents  Trade accounts receivable, net  Prepaid expenses and other  Assets held for sale  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  Liabilities held for sale  Income taxes payable  Current portion of long-term debt (Note 6)  Total current liabilities  Long-term debt  Deferred tax liabilities  Asset retirement obligations  Total liabilities  Commitments and contingencies - Note 12  Owners’ equity:  Partners’ capital:  Common units (11,889,958 and 5,945,348 units outstanding at December 31, 2017 and 2016, respectively)  Subordinated units (5,913,000 units outstanding at December 31, 2016)  General partner  Accumulated other comprehensive loss  Total partners’ capital  Noncontrolling interests  Total owners’ equity  Total liabilities and owners’ equity See accompanying notes. 75   December 31,     December 31, 2017 2016   $   $   $   $ 24,508    $ 41,693      2,294      2,172      70,667      22,700      9,312      13,388      25,477      53,435      236      163,203    $ 3,757    $ 3,173      9,109      97      646      136,293      153,075      —      —      143      153,218      34,614      —      (25,876)     (2,677)     6,061      3,924      9,985      163,203    $ 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                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Consolidated Statements of Operations For the Years Ended December 31, 2017, 2016 and 2015 (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  Gain on asset disposals, net  Operating income (loss)  Other income (expense):  Interest expense, net  Foreign currency gains  Other, net  Net income (loss) before income tax expense  Income tax expense  Net income (loss)  Net income (loss) attributable to noncontrolling interests  Net income (loss) attributable to partners / controlling interests  Net loss attributable to general partner  Net income attributable to limited partners  Net income attributable to limited partners allocated to:  Common unitholders  Subordinated unitholders  Net income per common limited partner unit:  Basic  Diluted  Net income per subordinated limited partner unit - basic and diluted  Weighted average common units outstanding:  Basic  Diluted 2017 2016 2015   $ 286,342    $ 252,739      33,603      297,997    $ 262,517      35,480      371,191  326,261  44,930  21,055      4,443      3,598      (570)     5,077      (7,335)     732      199      (1,327)     596      (1,923)     (1,110)     (813)     (4,050)     3,237    $ 3,237    $ —      3,237    $ 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    $ 0.29    $ 0.29    $ 0.14    $ 0.13    $ —    $ 0.14    $ 23,795  5,427  6,645  —  9,063  (5,656) —  1,136  4,543  452  4,091  599  3,492  (648) 4,140  2,071  2,069  4,140  0.35  0.35  0.35  11,151,646      11,253,069      5,934,226      6,090,103      5,918,608  5,918,608    $   $   $   $   $   $  Weighted average subordinated units outstanding - basic and diluted 729,000      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, 2017, 2016 and 2015 (in thousands)  Net income (loss)  Other comprehensive income (loss) - foreign currency translation  Comprehensive income (loss) 2017 2016 2015   $   $ (1,923)   $ (139)     (9,162)   $ 253      4,091  (1,742) (2,062)   $ (8,909)   $ 2,349   Comprehensive income (loss) attributable to noncontrolling interests  Comprehensive income (loss) attributable to general partner (1,110)     (4,050)     (4,499)     (6,298)     142  (648)  Comprehensive income (loss) attributable to limited partners   $ 3,098    $ 1,888    $ 2,855  See accompanying notes. 77                                                                                                                            CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statement of Owners’ Equity For the Years Ended December 31, 2017, 2016 and 2015 (in thousands) General Partner Common Units Subordinated Units Accumulated Other Comprehensive Loss Non controlling Interests Total Owners’ Equity Owners’ equity at December 31, 2014 $ 1,999  $ 6,285  $ 66,096  $ (525) $ 26,573  $ 100,428  Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Acquisition of 49.9% interest in the TIR Entities Acquisition of 51% interest in Brown Integrity, LLC   Acquisition of 49% interest in Cypress Energy Services, LLC (Note 11) Contributions attributable to General Partner Distributions to limited partners Distributions to noncontrolling interests Equity-based compensation (648)   —    (27,729)   —    —    648    —    (146)   —    2,071    —    —    —    470    —    (9,620)   —    1,047    2,069    —    —    —    470    —    (9,612)   —    120    —    (1,285)   (981)   —    —    —    —    —    —    599    (457)   (23,878)   9,497    (940)   —    —    (1,421)   —    4,091  (1,742) (52,588) 9,497  —  648  (19,232) (1,567) 1,167  Owners’ equity at December 31, 2015 (25,876)   253    59,143    (2,791)   9,973    40,702  Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Contributions attributable to General Partner Distributions to limited partners Distributions to noncontrolling interests Equity-based compensation Taxes paid related to net share settlement of equity- based compensation (6,298)   —    6,298    —    —    —    819    —    —    (9,646)   —    959    816    —    —    (9,612)   —    127    —    (107)   —    —    253    —    —    —    —    —    (4,499)   —    —    —    (424)   —    (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  Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Contributions attributable to General Partner Distributions to limited partners Distributions to noncontrolling interests Conversion of Subordinated Units to Common Units   Equity-based compensation Taxes paid related to net share settlement of equity- (4,050)   —    4,050    —    —    —    —    3,237    —    —    (9,905)   —    48,111    1,017    based compensation —    (124)   Owners’ equity at December 31, 2017 (25,876)   34,614    —    —    —    (2,405)   —    (48,111)   42    —    —    —    (139)   —    —    —    —    —    —    (1,110)   —    —    —    (16)   —    —    (1,923) (139) 4,050  (12,310) (16) —  1,059  —    (124) (2,677)   3,924    9,985  See accompanying notes. 78                                                                                                                                                                                                                                                                                                    CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Cash Flows For the Years Ended December 31, 2017, 2016 and 2015 (in thousands) 2017 2016 2015 Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities: $ (1,923) $ (9,162) $ Depreciation, amortization and accretion Impairments (Gain) loss on asset disposals, net 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 Foreign currency gains 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, including insurance proceeds Acquisition of 49.9% interest in the TIR Entities Cash paid for acquisition of 51% interest in Brown Integrity, LLC, net of cash acquired Purchases of property and equipment Net cash used in investing activities Financing activities: 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 limited partners Distributions to noncontrolling members 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 See accompanying notes. 79 5,544    3,598    (570)   594    1,059    (149)   75    (372)   1,750    (732)   (3,406)   (1,321)   4,471    (365)   8,253    2,304    —    —    (3,345)   (1,041)   —    —    (124)   2,300    (12,310)   (16)   (10,150)   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)   4,091  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  753    343    (1,150) (2,185)   26,693    24,508  $ 2,543    24,150    26,693  $ 3,393  20,757  24,150  567  $ —  $ 100  1,350  $ 6,842    551  $ 5,859    579  5,167  $ $ $                                                                                                                                                                                                                                                                                                        1. Organization and Operations CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Cypress  Energy  Partners,  L.P.  (“we”,  “us”,  “our”,  or  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  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.”  Our  business  is  organized  into  the  Pipeline  Inspection  Services  (“Pipeline  Inspection”),  Integrity  Services,  and  Water  and  Environmental  Services  (“Water Services”) reportable segments. Pipeline Inspection provides pipeline inspection and other services to energy exploration and production (“E&P”), public utility companies  (“PUCs”),  and  midstream  companies  and  their  vendors  throughout  the  United  States  and  Canada.  The  inspectors  of  Pipeline  Inspection  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. Integrity  Services  provides  independent  hydrotesting  integrity  services  to  pipeline  owners  and  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. Water  Services  provides  services  to  oil  and  natural  gas  producers  and  trucking  companies  through  its  ownership  and  operation  of  eight  commercial  salt  water disposal facilities in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota and one 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 salt water disposal facilities, we provide management and staffing services for a third-party salt water disposal facility pursuant to a management agreement (see Note 11).  We also own a 25% interest in this managed 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 in consolidation. Investments over which we exercise significant influence, but do not control, are accounted for using the equity method of accounting. In May 2015, the Partnership acquired 51% of Brown Integrity, LLC (“Brown”) and Brown was included in our Consolidated Financial Statements subsequent to that  date.  Accordingly,  Brown’s  operations  were  only  included  in  our  Consolidated  Statement  of  Operations  for  approximately  8  months  in  the  year  ended December 31, 2015. 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, useful lives of property, equipment and intangible assets, and the amount of 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, 2017, 2016, and 2015, Holdings incurred overhead expenses on behalf of the Partnership totaling $1.8 million, $3.8 million, and $0.6 million, respectively. These costs represent administrative costs incurred by Holdings in excess of amounts charged to the Partnership under our omnibus agreement.  These expenses are reflected as general and administrative and as a component of the net loss attributable to the general partner in the Consolidated Statements  of  Operations  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016,  and  2015  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 financial support by making cash contributions of $2.3 million and $2.5 million in 2017 and 2016, respectively, 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 years ended December 31, 2017 and 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, 2017, 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.  Our cash is primarily held at two financial institutions, and therefore 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, 2017. 81                                                   Accounts Receivable, Allowance for Bad Debts and Concentration of Credit Risk CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued We operate in the United States and Canada and 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. We determine accounts receivable allowances for bad debts based on our assessment of the creditworthiness of our customers.  Trade receivables are written off against the allowance when collection efforts have been exhausted and the receivable is deemed uncollectible. Recoveries of trade receivables previously written off are recorded when cash is received. We do not typically charge interest on past due trade receivables nor do we require collateral on our trade receivables. We had an allowance for doubtful accounts of less than $0.1 million and $0.6 million at December 31, 2017 and 2016, respectively. We recorded bad debt expense of approximately $0.0 million in the years ended December 31, 2017 and 2016 and $0.1 million in the year ended December 31, 2015.  During the year ended December 31, 2017, we received $0.3 million on accounts receivable previously written off which we recorded as a reduction to general and administrative expense on our Consolidated Statement of Operations. We had one and three customers that each represented more than 10% of total accounts receivable as of December 31, 2017 and 2016, respectively. If any of these customers  were  to  default  on  their  payment  obligations,  we  may  not  be  able  to  replace  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 $23.4 million, $31.2 million, and $27.5 million for the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015, respectively. Property and Equipment Property and equipment consists of land, land and leasehold improvements, buildings, facilities, wells and related equipment, field equipment, computer and office equipment, and vehicles.  We record 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.  We depreciate property and equipment on a straight-line basis over the estimated useful lives of the assets.  Upon retirement, disposition, or impairment of an asset, we remove the cost and related accumulated depreciation from the balance sheet and report the resulting gain or loss, if any, 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 6).  Amortization of the capitalized debt issuance costs is recorded on a straight-line basis 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  our  net  income  is  generally  borne  by  the  individual partners.  Net income (loss) for financial statement purposes may differ significantly from taxable income (loss) 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 income of Tulsa Inspection Resources – Canada, ULC, our Canadian subsidiary, is taxable in Canada.  Tulsa Inspection Resources – PUC, LLC (“TIR-PUC”), a subsidiary of our Pipeline Inspection segment that performs pipeline inspection services for utility customers, and Brown Integrity - PUC, LLC, a 51% owned subsidiary, have elected to be taxed as corporations for U.S. federal income tax purposes, and therefore, these subsidiaries are subject to U. S. federal and state income  taxes.    The  amounts  recognized  as  income  tax  expense,  income  taxes  payable,  and  deferred  tax  liabilities  in  our  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  90% or more  of our total  gross income  is classified  as “qualifying  income”  (as defined by the Internal Revenue Code, related Treasury Regulations, and Internal Revenue Service pronouncements), 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, 2017 or 2016.  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 treating 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 10. 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, 2017, there were 101,423 dilutive phantom restricted units. 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. Accrued Payroll and Other Accrued payroll and other on our Consolidated Balance Sheets includes the following: Accrued payroll and other Accrued payroll Customer deposits Other December 31, 2017 December 31, 2016 (in thousands) 6,893    $ 1,510      706      9,109    $ 5,594  1,361  630  7,585    $   $ 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: Property, Plant, and Equipment We assess property and equipment for possible impairment whenever events or changes in circumstances indicate, in the judgment of management, that the carrying value of the assets may not be recoverable. Such indicators include, among others, the nature of the asset, the projected future economic benefit of the asset, changes in regulatory and political environments and historical and future cash flow and profitability measurements. If the carrying value of an asset exceeds the future undiscounted cash flows expected from the asset, we recognize an impairment charge for the excess of carrying value of the asset over its estimated  fair  value.  Determination  as  to  whether  and  how  much  an  asset  is  impaired  involves  management  estimates  on  highly  uncertain  matters  such  as future commodity prices, the effects of inflation on operating expenses, and the outlook for national or regional market supply and demand for the services we provide. Assets are grouped for impairment purposes at each salt water disposal facility in the Water Services segment, as these asset groups represent the lowest level as which cash flows are separately identifiable. Goodwill At December 31, 2017 and 2016, the Partnership had $53.4 million and $56.9 million of goodwill, respectively. Goodwill is not amortized, but is subject to annual  reviews  on  November  1  (or  at  other  dates  if  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying  value  of  goodwill  may  be  impaired)  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 Pipeline Inspection, Integrity Services, and Water Services operating 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 determine the estimated fair market value of the reporting unit. If the carrying amount exceeds the reporting unit’s fair value, we record a goodwill impairment charge for the excess (not exceeding the carrying value of the reporting unit’s goodwill). 85                       Identifiable Intangible Assets CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Our intangible assets consist primarily of customer relationships, trade names, and our database of inspectors. We recorded these intangible assets as part of our accounting for the acquisitions of businesses and we amortize these assets on a straight-line basis over their estimated useful lives, which typically range from 5 – 20 years (see Note 5). We  review  our  intangible  assets  for  impairment  whenever  events  or  circumstances  indicate  that  the  asset  group  to  which  they  relate  may  be  impaired.  To perform an impairment assessment, we first determine whether the cash flows expected to be generated from the asset group exceed the carrying value of the asset group. If such estimated cash flows do not exceed the carrying value of the asset group, we reduce the carrying value of the assets to their fair values and record a corresponding impairment loss. Depending on future events, it is reasonably possible that we could incur impairment charges associated with our property and equipment, goodwill, or intangible assets. Noncontrolling Interest We own a 51% interest in Brown and a 49% interest in CF Inspection Management, LLC (“CF Inspection”). The accounts of these subsidiaries are included in our Consolidated  Financial  Statements.  The  portion  of  the  net  income  (loss)  of  these  entities  that  is  attributable  to  outside  owners  is  reported  in  net income (loss) attributable to noncontrolling interests in our Consolidated Statements of Operations, and the portion of the net assets of these entities that is attributable to outside owners is reported in noncontrolling interests in our Consolidated Balance Sheets. Prior to February 1, 2015 when the Partnership acquired the remaining 49.9% interest in the TIR Entities, the portion of the net income (loss) and net assets of the TIR entities attributable to outside owners were also included in net income (loss) attributable to noncontrolling interests and noncontrolling interests , respectively. 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. Gains on Asset Disposals During 2017, lightning strikes and the resultant fires destroyed the surface equipment at two of our salt water disposal facilities. We carried property damage and cleanup insurance on both facilities, and the proceeds we received on these policies exceeded the net book value of the destroyed property and the cleanup costs we incurred. The $0.6 million reported in gain on assets disposals, net in our consolidated statement of operations for the year ended December 31, 2017 represents the excess of the insurance proceeds over the net book value of the assets destroyed and the cleanup costs we incurred. Foreign Currency Translation Our Consolidated Financial Statements are reported in U.S. dollars. We translate our Canadian-dollar-denominated assets and liabilities into U.S. dollars at the exchange rate in effect at the balance sheet date. We translate our Canadian-dollar-denominated revenues and expenses into U.S. dollars at the average exchange rate in effect during the period. Our  Consolidated  Balance  Sheet  at  December  31,  2017  includes  $2.7  million  of  accumulated other comprehensive loss associated  with  accumulated  currency translation  adjustments,  all  of  which  relate  to  our  Canadian  operations.  If  at  some  point  in  the  future  we  were  to  sell  or  substantially  liquidate  our  Canadian operations, we would reclassify the balance in accumulated other comprehensive loss to other accounts within Partners’ capital , which would be reported in the Consolidated Statement of Operations as a reduction to net income. Our Canadian subsidiary has certain payables to our U.S.-based subsidiaries. These intercompany payables and receivables among our consolidated subsidiaries are  eliminated  in  our  Consolidated  Balance  Sheets.  Beginning  April  1,  2017,  with  the  loss  of  our  largest  Canadian  customer,  we  report  currency  translation adjustments on these intercompany payables and receivables within foreign currency gains in our Consolidated Statements of Operations. Prior to April 1, 2017, we reported currency translation adjustments on these intercompany payables and receivables within other comprehensive income (loss) . We continue to report currency translations adjustments on other Canadian activity and balances. 86                                 CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements – Continued New Accounting Standards In 2017, the Partnership adopted the following new accounting standards issued by the Financial Accounting Standards Board (“FASB”): The FASB issued Accounting Standards Update (“ASU”) 2016-09 – Compensation – Stock Compensation in March 2016. This ASU gives entities the option to account for forfeitures of share-based awards when the forfeitures occur (previously, entities were required to estimate future forfeitures and reduce their share-based compensation expense accordingly). We adopted this new standard on January 1, 2017 and elected to account for forfeitures as they occur. The adoption of this ASU had no significant effect on our Consolidated Financial Statements. 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 calculate  the  amounts  of  goodwill  impairments.  We  adopted  this  new standard  effective  January  1,  2017 in  order  to  simplify  the  measurement  process  for impairments  of  goodwill.  Under  the  new  standard,  we  perform  a  goodwill  impairment  test  by  comparing  the  fair  value  of  a  reporting  unit  to  its  carrying amount.  If  the carrying  amount  exceeds  the reporting  unit’s  fair  value,  we record  a  goodwill impairment  charge  for the  excess  (not to exceed  the carrying value of the reporting unit’s goodwill). Other accounting guidance proposed by the FASB that may impact our Consolidated Financial Statements which we have not yet adopted include: The  FASB  issued  ASU  2016-02  –  Leases in  February  2016.  This  guidance  attempts  to  increase  transparency  and  comparability  among  organizations  by recognizing  certain  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 certain lease assets and lease liabilities by lessees for those leases classified as operating leases under previous GAAP. The amendments in this ASU are effective for fiscal years beginning after December 15, 2018, including interim  periods  within  those  fiscal  years.  Early  adoption  is  permitted.  We  are  currently  examining  the  guidance  provided  in  the  ASU  and  determining  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. We will be required to adopt this standard in 2018 and to apply its provisions either retrospectively to each prior reporting period presented or prospectively with the cumulative effect of initially applying the ASU recognized at the date of initial application (modified retrospective method). We are adopting  ASU  2014-09  utilizing  the  modified  retrospective  transition  approach,  effective  January  1,  2018  by  recognizing  the  cumulative  effect  of  initially applying ASU 2014-09 for periods prior to January 1, 2018 which we expect to have an immaterial impact on the opening balance of total owners’ equity in the Consolidated Balance Sheet. We  are  in  the  final  stages  of  evaluating  the  impact  ASU  2014-09  will  have  on  our  financial  statements.  For  each  operating  segment  we  have  conducted  a formal contract review process to evaluate the impact of ASU 2014-09. We have substantially completed our evaluation and have not identified any material change in how we recognize revenue. Financial systems and internal controls necessary for adoption were implemented effective January 1, 2018. 87                       CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 3. Property and Equipment Property and equipment consist of the following, recorded at cost, as of December 31, 2017 and 2016: Asset Category   Useful Lives (years)    2017 2016 December 31, Land Land improvements Buildings and leasehold improvements Facilities, wells and equipment Computer and office equipment Vehicles and other Construction-in-progress Less accumulated depreciation Net property, plant and equipment 15 30 - 39 5 - 15 3 - 9 3 - 5     $     $ (in thousands) 1,218    $ 513      1,179      15,399      1,171      498      2,722      22,700      (9,312)     13,388    $ 1,278  698  1,242  17,563  1,268  410  —  22,459  (7,840) 14,619  Depreciation expense is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of the assets. Depreciation expense was $2.7 million, $2.9 million and $3.1 million for the Partnership for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively, of which $1.1 million, $0.9 million and $0.6 million was included as a component of costs of services for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively. As a result of our impairment analyses, we recorded  impairments  to  certain  property  and  equipment  which  resulted  in  decreases  in  accumulated  depreciation  of  $0.3  million,  $0.3  million  $1.3  million  in 2017, 2016 and 2015, respectively. During 2017, 2016 and 2015, we recorded impairments of property and equipment at certain of our salt water disposal facilities. At each of these facilities, we had experienced revenue and volume decreases due to lower commodity pricing and increasing competition and had forecasted decreases in drilling activity over the remaining life of the underlying assets. Given these indicators of impairment, we compared our estimates of undiscounted future cash flows from the facilities to the carrying amounts of the long-lived assets of the facilities, and determined that the carrying values were no longer recoverable. We recognized impairments on the facilities totaling $0.7 million, $2.1 million and $6.6 million, included within Impairments on the Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectfully. At the time of the impairment for each of these facilities, we impaired the full carrying value of the property and equipment (although, for the facilities at which we own the land, we did not conclude that the land was fully impaired).  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  our  estimated  cost  of  capital.  Because  of  the  uncertainties  surrounding  the  salt  water  disposal  facilities  and  the  market  conditions, including our 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. In January 2017, one of our facilities was struck by lightning. The downhole facilities were not damaged but the above ground facilities were totally destroyed and accordingly the net cost of all above ground facilities were written off. In July 2017, we experienced another lightning strike at our Grassy Butte salt water disposal facility  that  initiated  a  fire  that  effectively  destroyed  the  surface  storage  equipment  at  the  facility.  It  did  not  damage  our  pumps,  electrical,  housing,  office,  or downhole facilities. We had property damage insurance covering the surface facilities. The proceeds from these insurance policies in excess of the net property and equipment written off are included in Gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. 88                                                                                                                                                     CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 4. 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, 2015 Impairments Foreign currency translation Balance - December 31, 2016 Impairments Foreign currency translation Reclassified to assets held for sale Balance - December 31, 2017 PIS IS W&ES Total   $   $   $ 40,206    $ —      41      40,247    $ —      97      —      40,344    $ (in thousands) 9,992    $ (8,411)     —      1,581    $ (1,581)     —      —      —    $ 15,075    $ —      —      15,075    $ —      —      (1,984)     13,091    $ 65,273  (8,411) 41  56,903  (1,581) 97  (1,984) 53,435  Goodwill is not amortized, but is subject to annual reviews on November 1 (or other dates if events or changes in circumstances indicate that the carrying value of goodwill  may  be  impaired)  for  impairment  at  a  reporting  unit  level.  We  have  determined  that  the  Pipeline  Inspection,  Integrity  Services  and  Water  Services operating segments are the appropriate reporting units for testing goodwill for impairment. Integrity Services Segment In  the  Integrity  Services  segment,  we  experienced  declining  revenues  in  2016  due  to  the  overall  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  factors.  Given  these  indicators  of  impairment,  we  performed  an  impairment  assessment  in  the  second  quarter  of  2016  of  the  $10.0 million  of  goodwill  that  was  attributable  to  our  Integrity  Services  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 wherein 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 and reduced the carrying value of goodwill to $1.6 million in the second quarter of 2016. This impairment loss is included in Impairments on the Consolidated Statement of Operations for the year ended December 31, 2016. In the first quarter of 2017, we recorded an impairment to the remaining $1.6 million carrying value of the goodwill of the Integrity Services segment. Revenues of this segment were lower than we had expected for the first quarter of 2017. In addition, for this segment, the level of bidding activity for work is typically high in March  and  April,  once  customers  have  finalized  their  budgets  for  the  upcoming  year.  While  we  won  bids  on  a  number  of  projects  and  our  backlog  began  to improve,  the improvement  in the backlog was slower than  we had originally  anticipated  and we revised  downward our expectations  of the near-term  operating results  of  the  segment.  We  estimated  the  fair  value  of  the  Integrity  Services  segment  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. Significant assumptions included a 2% annual growth rate of cash flows and a discount rate of 18%. We determined through this analysis that the fair value of goodwill of the Integrity Services segment was fully impaired. These calculations represent Level 3 non-recurring fair value measurements. This impairment loss is included in Impairments on the Consolidated Statement of Operations for the year ended December 31, 2017. Water Services Segment We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2017,  and  concluded  that  the  goodwill  of  the  Water  Services  segment  was  not impaired.  We  performed  a  qualitative  analysis  that  took  into  consideration  recent  favorable  trends  (including  recent  increases  in  crude  oil  prices  and  increased customer activity at certain of our facilities) and the fact that we sold one of our salt water disposal facilities in January 2018 at a price that exceeded its carrying value. Based on these qualitative considerations, we concluded that carrying value of the goodwill of the Water Services segment was not impaired. The use of different  assumptions  and  estimates  from  the  assumptions  and  estimates  we  used  in  our  qualitative  analyses  could  have  resulted  in  the  requirement  to  perform quantitative goodwill impairment analyses. In January 2018, we sold our subsidiary that owns a salt water disposal facility in Pecos, TX to an unrelated party. The assets and liabilities of the Pecos, TX salt water  disposal  facility  are  presented  as  held  for  sale  in  the  Water  Services  segment  as  of  December  31,  2017.  Included  in  the  Assets held for sale on  our Consolidated Balance Sheet is approximately $2.0 million which was previously included in Goodwill on our Consolidated Balance Sheet (see Note 15 Subsequent Events). Pipeline Inspection Segment For our Pipeline  Inspection  segment,  we performed  qualitative  goodwill impairment  analyses,  and concluded that  the fair  value of the reporting  unit was more likely than not greater than its carrying value. Our evaluations included various qualitative factors, including current and projected earnings, market capitalization, current customer relationships and projects, and the impact of 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.  The  use  of  different  assumptions  and  estimates  from  the  assumptions  and estimates we used in our qualitative analyses could have resulted in the requirement to perform quantitative goodwill impairment analyses.                                                   89   CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 5. Intangible Assets Intangible assets consist of the following at December 31, 2017 and 2016: Asset Category Useful Lives (years) 2017 2016 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) 22,853    $ 241      143      11,679      2,080      36,996      (11,519)     25,477    $ 24,261  241  143  12,079  2,080  38,804  (9,180) 29,624  Amortization expense for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 was $2.8 million, $2.9 million and $2.8 million respectively. Future amortization expense of our intangible assets is estimated to be as follows: Year ending December 31, (in thousands) 2018 2019 2020 2021 2022  Thereafter  2,719  2,697  2,677  2,668  2,668  12,048  25,477      $ In  the  first  quarter  of  2017,  the  largest  customer  of  the  Canadian  subsidiary  of  our  Pipeline  Inspection  segment  completed  a  bid  process  and  selected  different service providers for its inspection projects. During the year ended December 31, 2017, pipeline inspection services to this customer accounted for approximately $18.8 million of revenue and $1.3 million of gross margin, which represented approximately 81% of the revenues and 86% of the gross margin of our Canadian operations (and approximately 7% of our consolidated revenues and 4% of our consolidated gross margin for the year ended December 31, 2017). In consideration of the loss of this contract, we recorded impairments to the carrying values of certain intangible assets of $1.3 million in the first quarter of 2017. Of this amount, $1.1 million related to customer relationships and $0.2 million related to trade names. Based on discounted cash flow calculations, which represent Level 3 non- recurring fair value adjustments, we concluded the fair value of the customer relationships and trade names of our Canadian business was zero, and therefore we impaired the full amounts. We continue to perform inspection and integrity work for customers in Canada. 90                                                                                                                                                                6. 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 commitments. The Credit Agreement matures on December 24, 2018. Outstanding borrowings at December 31, 2017 and 2016 under the Credit Agreement were as follows:  Working capital facility  Acquisition facility  Total borrowings  Debt issuance costs  Long-term debt, including current portion  Current portion of long-term debt  Long-term debt December 31, 2017 2016 (in thousands)   $   $ 48,000    $ 88,900      136,900      607      136,293      136,293      —    $ 48,000  88,900  136,900  1,201  135,699  —  135,699  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 3.90% and 5.32% for the year ended December 31, 2017, 3.54% and 4.52% for the year ended December 31, 2016 and, 2.68% and 4.17% for the year  ended December  31,  2015.  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.  Weighted  average  interest  rate  for  the  Working  Capital  and  Acquisition  Facilities  were  4.75%  and  5.29%, respectively, for the year ended December 31, 2017. 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, 2017, our combined total adjusted leverage ratio was 3.7 to 1.0 and our interest coverage ratio was 3.1 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, 2017. 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. 91                                                                            Refinancing CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Our current $200 million credit facility matures in December 2018 and had approximately $136.9 million outstanding at December 31, 2017.  In the fall of 2017, we began working with our agent on the terms of a new credit facility.   In February, we agreed upon a new revised term sheet and in March 2018, we successfully negotiated  commitments  for  a  new revolving  credit  facility  with  our  existing  bank  group  with  a  term  that  extends  three  years  after  closing,  consistent  with  the strategy outlined in our Form 10-Q for the three months ended September 30, 2017. To reduce leverage, we negotiated the sale of our Pecos, Texas salt water disposal facility and utilized the $4.0 million of proceeds to repay principal on our credit facility in January, 2018.  We plan to use approximately $7.0 million of our cash on hand to repay an additional amount of principal at the time we close on the new credit facility, sometime in the second quarter. The new credit facility will have a maximum capacity of $80.0 million, with a $20.0 million accordion feature (for  a  total  of  $100.0  million).  Under  the  new  credit  facility,  we  will  be  able  to  borrow  up  to  3.75  times  our  trailing  twelve-month  adjusted  EBITDA  (“TTM EBITDA”) (as adjusted EBITDA is defined in the credit agreement) at the time of closing for senior debt.  Additionally, we may incur additional indebtedness other than the new credit facility, provided the pro forma senior secured leverage ratio may not exceed 3.25 times TTM EBITDA and the total leverage ratio may not exceed 4.75 times TTM EBITDA.  As part of the refinancing, Holdings agreed to waive the omnibus fee to support us in the event leverage exceeds 3.75 times trailing  twelve-month  adjusted  EBITDA  during  the  term  of  the  facility.  The  new  credit  facility  will  have  customary  covenants,  including  but  not  limited  to  a maximum senior leverage ratio of 4.0 times adjusted EBITDA, or 3.25 times senior secured leverage if additional debt not to exceed 1.5 times is incurred, and a minimum interest coverage ratio of 3.0 times adjusted EBITDA. The new facility will no longer have a required borrowing base calculation and borrowings under the new agreement will bear interest, at our option, on a leveraged based grid pricing at (i) a base rate plus a margin of 1.5% to 3.0% per annum or (ii) a LIBOR rate plus a margin of 2.5% to 4.0% per annum.  The facility will also include a 50 basis point non-use fee consistent with the current facility, and no amortization will be required during the term which extends three years after closing.  We have received commitment letters from banks for the full amount of the facility, and these commitment letters will remain in effect through May 31, 2018.  We expect to borrow approximately $76.1 million on the new credit facility at closing. To successfully obtain commitments to refinance our existing credit facility, our lenders required that we materially de-leverage the Partnership.  To ensure the successful refinancing and prior to filing this report, we received a commitment from an affiliate of Holdings to invest up to $50.0 million of preferred equity (the "PIPE").  The conflicts committee of our board of directors and their advisors negotiated and approved the final terms of the PIPE.  The terms of the PIPE include standard  and  customary  provisions  for  similar  type  arrangements  and  the  proposed  PIPE  does  not  include  any  warrants,  nor  will  it  require  payment  of  any origination fees.  The preferred equity will have a conversion premium that is 15% greater than our common unit trailing closing price at the time of issuance. The holder of the preferred units will be entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% on the investment. Of this 9.5% annual return, we will be required to pay at least 2.5% in cash and will have the option to pay the remaining 7.0% in kind (in the form of issuing additional preferred units) for the first 12 quarters after closing. After the third anniversary of the closing date, the holder of the preferred units will have the option to convert the preferred units into common units on a one-for-one basis. If certain conditions are met after the third anniversary of the closing date, we will have the option to cause the preferred units to convert to common units. After the third anniversary of the closing date, we will also have the option to redeem the preferred units. We expect the $50.0 million of proceeds from the PIPE and the use of $10.8 million of cash on hand to reduce the outstanding balance on the Credit Agreement from $136.9 million at December 31, 2017 to approximately $76.1 million upon closing of the new credit facility. We believe the new credit facility will support our current business requirements. We expect to be able to maintain compliance with the financial ratios and other covenants specified in the new credit facility. Holdings has continued to support the Partnership during the oil and gas economic downturn and has provided sponsor support of $6.3 and $4.1 million during the year ended December 31, 2016 and 2017 respectively. The owners of Holdings, who collectively own approximately 64.0% of our common units, will waive the omnibus fee due from us, as required under the new credit facility in order to help us maintain compliance with the financial ratio covenants through the maturity date of the new credit agreement. The balance outstanding on the Credit Agreement has been reported within Current portion of long-term debt on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2017, based on the fact that the Credit Agreement matures within one year of the balance sheet date. 7. 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). 92                       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  Total income tax expense 2017 2016 (in thousands) 2015   $ 356    $ 531      81      968      (7)     (2)     (363)     (372)     527    $ 690      3      1,220      (27)     (8)     10      (25)       $ 596    $ 1,195    $ (123) 501  6  384  45  13  10  68  452  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. The decrease in total income tax expense from 2016 to 2017 is primarily attributable to deferred tax effects of intangible asset impairments from our Canadian subsidiary. Noncurrent deferred tax liabilities of $0.4 million at December 31, 2016 are primarily attributable to the recorded unamortized portion of book intangible assets in our Canadian subsidiary. These intangible assets were impaired in 2017 with the resulting deferred tax benefit recorded in 2017. 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 2017 2016 2015 (in thousands)       $    $ (464)   $ 682      509      (131)     596    $ (2,788)   $ 3,336      644      3      1,195    $ 1,590  (1,790) 514  138  452  Tax  years  that  remain  subject  to  examination  by  various  taxing  authorities  for  each  of  our  consolidated  entities  include  the  years  2015  through  2017.  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, 2017, 2016 and 2015. As of December 31, 2017 or 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. 93                                                                                                                                                                                                   CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 8. Owners’ Equity Common Units and Subordinated Units As  of  December  31,  2017,  there  are  11,889,958  common  units  outstanding.  As  of  December  31,  2016  there  were  5,945,348  common  units  and  5,913,000 subordinated units outstanding. On February 14, 2017, all subordinated units outstanding were converted to common units upon satisfaction of the requirements as outlined  in  our  partnership  agreement.  Prior  to  the  conversion  of  all  subordinated  common  units  to  common  units,  items  of  income  (loss)  were  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. For the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015, 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 2017, 2016, or 2015. 94               9. Major Customers CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued For the year ended December 31, 2017, 2016 and 2015, three customers individually exceeded 10% of our consolidated total revenues: Enterprise Product Partners, Pacific Gas and Electric Company and Plains All America Pipeline in 2017, 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. No other customer accounted for more than 10% of our consolidated revenues during these years. Revenues from these customers resulted from activities conducted by our Pipeline Inspection segment. In no year did a single customer account for more than 15% of our consolidated revenue. 10. 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 each award  is  determined  based  on  the  quoted  market  value  of  the  publicly-traded  common  units  at  the  grant  date,  adjusted  for  a  discount  to  reflect  the  fact  that distributions are not paid on the Units during the vesting period. Compensation expense is recognized on a straight-line basis over the vesting period of the grant. For the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015, compensation expense of $1.1 million, $1.1 million and $1.2 million, respectively was recorded under the LTIP (including expense associated with the Profit Interest Units described below). The following table sets forth the grants and forfeitures of Units under the LTIP for the years ended December 31, 2017, 2016, and 2015:  Units at December 31, 2014 Units granted Units vested Units forfeited Units at December 31, 2015 Units granted Units vested Units forfeited Units at December 31, 2016 Units granted Units vested Units forfeited Units at December 31, 2017 Number Weighted Average of Unvested Grant Date Fair Units Value / Unit 158,353    $ 230,310    $ (7,467)   $ (19,498)   $ 361,698    $ 346,999    $ (36,505)   $ (98,290)   $ 573,902    $ 257,419    $ (44,408)   $ (122,404)   $ 664,509    $ 18.11  12.08  19.72  16.92  14.30  6.32  16.17  11.38  9.86  7.02  16.56  9.25  8.42  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, 2017 and 2016 was $3.2 million  and $3.8 million,  respectively,  with an average  remaining  life  of 2.1 years and 2.4 years, respectively. In addition to the awards shown in the table above, at the time of our Initial Public Offering, certain profits interest units (“Profit Interest Units”) previously issued were converted into 44,451 units of the Partnership outside of the LTIP. Vesting for the Profit Interest Units is retroactive to the initial grant date. Compensation expense  associated  with  the  Profit  Interest  Units  was  $0.1  million  for  each  of  the  three  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015.  The  unearned compensation related to the Profit Interest Units at December 31, 2017 was less than $0.1 million with an average remaining life of 0.8 years. 95                                                                                                                                        CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 11. 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) 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 first two quarters of 2017, Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving the quarterly payment ($2.0 million total) of the quarterly administrative fee. For the year ended December 31, 2016, Holdings provided sponsor support to the Partnership by waiving the annual administrative fee for the entire year ($4.0 million total); ● our right of first offer on Holdings’ and its subsidiaries’ assets used in, and entities primarily engaged in, providing salt water disposal 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. As part of our Refinancing (see  Note  6  Credit  Agreement)  Holdings  agreed  to  waive  the  omnibus  fee  to  support  us  in  the  event  leverage  exceeds  3.75  times  our  trailing  twelve-month Adjusted EBITDA during the term of the facility. The  amounts  charged  by  Holdings  under  the  omnibus  agreement  for  the  years  ended  December  31,  2017  and  2015  were  $2.0  million  and  $4.0  million, respectively, and are reflected in General and administrative in the Consolidated Statements of Operations. 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  $1.8  million,  $3.8  million  and  $0.6  million,  respectively,  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015.  The allocation methods utilized in determining the non-cash allocated costs are primarily based on direct expenses incurred and allocation of salaries based on percent of time incurred, and 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  financial  support  by contributing  a  total  of  $2.3  million  and  $2.5  million  for  the  year  ended  December  31,  2017  and  2016,  respectively,  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. 96                                       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 transacted 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 in the year ended December 31, 2015. ● 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. ● 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 noncontrolling 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 salt water disposal 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 O ther, 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, $0.6 million and $0.7 million for the years ended December 31, 2017, 2016  and  2015,  respectively.  Accounts  receivable  from  Arnegard  totaled  $0.1  million  at  both  December  31,  2017  and  2016,  and  is  included  in  trade accounts receivable, net on the Consolidated Balance Sheets. We  also  have  entered  into  a  joint  venture  with  CF  Inspection,  a  nationally-qualified  minority-owned  inspection  firm  affiliated  with  one  of  Holdings’  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  the remaining 51% of CF Inspection. In 2017, CF Inspection represented approximately 3.5% of our consolidated revenue. The Partnership outsources staffing and payroll services to an affiliated entity, Cypress Energy Management – Brown, 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 for the year ended December 31, 2015. We have also received a commitment from an affiliate of Holdings to invest up to $50.0 million of preferred equity. The preferred equity will have a conversion premium  that  is  15%  greater  than  our  common  unit  trailing  closing  price  at  the  time  of  issuance.  The  holder  of  the  preferred  units  will  be  entitled  to  receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% on the investment. Of this 9.5% annual return, we will be required to pay at least 2.5% in cash and will  have  the  option  to  pay  the  remaining  7.0%  in  kind  (in  the  form  of  issuing  additional  preferred  units)  for  the  first  12  quarters  after  closing.  After  the  third anniversary of the closing date, the holder of the preferred units will have the option to convert the preferred units into common units on a one-for-one basis. If certain conditions are met after the third anniversary of the closing date, we will have the option to cause the preferred units to convert to common units. After the third anniversary of the closing date, we will also have the option to redeem the preferred units for cash at a price equal to 105% of the amount invested. 97                                               CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 12. 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, 2017 and 2016. 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, 2017 and 2016, the aggregate commitment for future compensation and severance was approximately $0.7 million and $1.0 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.  As of December 31, 2017 and 2016, there have been no reserves established for compliance audit contingencies. Legal Proceeding On October 5, 2017, a former inspector for CEM TIR filed a putative collective action lawsuit alleging that TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC failed to pay a class of workers overtime in compliance with the Fair Labor Standards Act (“FLSA”) titled James Fithian, et al v. TIR LLC, et al in the United  States  District  Court  for  the  Western  District  of  Texas,  Midland  Division.  The  plaintiff  subsequently  withdrew  his  action  and  filed  a  similar  action  in Oklahoma State Court, District of Tulsa County. The plaintiff alleges he was a non-exempt employee of TIR and that he and other potential class members were not paid overtime in compliance with the FLSA. The plaintiff seeks to proceed as a collective action and to receive unpaid overtime and other monetary damages, including attorney’s fees. No estimate of potential loss can be determined at this time and TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC deny the claims.  On March 16, 2018, the parties filed a joint stipulation of dismissal without prejudice in regards to TIR LLC and Cypress Energy Partners - Texas, LLC, as neither of those parties were employers of the plaintiff or the putative class members during the time period that is the subject of the lawsuit.  Upon such dismissal, no subsidiaries of the Partnership will be parties to the lawsuit. Internal Revenue Service Audit In  January  2016,  we  received  notice  from  the  Internal  Revenue  Service  that  conveyed  its  intent  to  audit  the  consolidated  income  tax  return  of  one  of  our predecessor entities for the 2012 tax year. This audit concluded during the third quarter of 2017 with no material effect on the Partnership or its subsidiaries. 98                           Leases CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued In August of 2017 we entered into a new office lease for our corporate offices, which commenced in December of 2017. The lease is for 84 months and has two renewal options of 60 months each. We also maintain leased office space in Texas and California which will expire at the end of June 2018. We have entered into land lease agreements on four of our salt water disposal facilities. The leases generally provide for initial terms of 15 – 20 years with renewal options. Lease expense under these operating leases was $0.8 million, $1.0 million $0.8 million for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, respectively. Minimum annual lease commitments under the current office lease and other operating leases at December 31, 2017 follows:  Year ending December 31, (in thousands) 2018 2019 2020 2021 2022 Thereafter      $ 626  535  521  499  499  1,002  3,682  We can exit our headquarters office building which represents approximately $3.3 million of the minimum lease commitments after 18 months (the original lease term is 84 months) with the payment of a penalty. 13. Segment Disclosures The Partnership’s operations consist of three reportable segments: (i) Pipeline Inspection Services (“Pipeline Inspection”), (ii) Integrity Services and (iii) Water and Environmental Services (“Water Services”).  Pipeline Inspection – This segment represents our pipeline inspection services operations. 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. Integrity Services – This segment includes the acquired operations of Brown. 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. Water Services – This  segment  includes  the  operations  of  ten  salt  water  disposal  facilities,  fees  related  to  the  management  of  a  third  party  salt  water  disposal facility,  as  well  as  an  equity  ownership  in  one  managed  facility.  We  aggregate  these  operating  entities  for  reporting  purposes  as  they  have  similar  long-term 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 salt water disposal 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 salt water 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. 99                                                                                 CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The following table outlines segment operating income and a reconciliation of total segment operating income to net income before income tax expense. PIS IS W&ES (in thousands) Other Total Twelve months ended December 31, 2017 Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments (Gain) loss on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Foreign currency gains Other, net Net loss before income tax expense   $   $ 268,635    $ 241,889      26,746      13,980      2,331      1,329      18      9,088    $ 9,268    $ 7,347      1,921      1,981      626      1,581      —      (2,267)   $ 8,439    $ 3,503      4,936      2,451      1,486      688      (588)     899    $   $ —  —  —  2,643(a)    —  —  —  (2,643)   $ 286,342  252,739  33,603  21,055  4,443  3,598  (570) 5,077  (7,335) 732  199  (1,327) (a) Amount includes $1.8 million of allocated general and administrative expenses incurred by Holdings but not charged to us (for two  of the quarters during 2017, Holdings waived the administrative fee specified in the omnibus agreement) Twelve months 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   $   $ 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(b)    —  —  (4,637)   $ 297,997  262,517  35,480  21,853  4,861  10,530  (1,764) (6,559) 356  (7,967) (b) Amount includes $3.8 million of allocated general and administrative expenses incurred by Holdings but not charged to us (for all four of the quarters during 2017, Holdings waived the administrative fee specified in the omnibus agreement). Twelve months ended December 31, 2015 Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income (loss) Interest expense, net Gain on waiver of right of purchase and other, net Net income before income tax expense   $   $ 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)   $   $ —  —  —  1,282(c)    —  —  (1,282)   $ 371,191  326,261  44,930  23,795  5,427  6,645  9,063  (5,656) 1,136  4,543  (c) Amount includes $0.6 million of allocated general and administrative expenses incurred by Holding that were in excess of the administrative fee specified in the omnibus agreement. Total Assets December 31, 2017 December 31, 2016   $   $ 124,669    $ 10,481    $ 41,693    $ (13,640)   $ 163,203  124,840    $ 12,079    $ 38,141    $ (7,548)   $ 167,512                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               100 CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements – Continued 14. Distributions The following table summarizes the cash distributions that we declared and paid since our initial public offering: Payment Date Per Unit Cash Total Cash Distributions 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  May 13, 2017  August 12, 2017  November 14, 2017  Total 2017 Distributions  February 14, 2018 (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      0.406413      0.210000      0.210000      0.210000      1.036413      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      4,823      2,495      2,495      2,497      12,310      0.210000      2,498      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  1,606  1,607  1,608  7,928  1,599   Total Distributions (through February 14, 2018 since IPO)   $ 5.602363    $ 66,362    $ 42,521  (a) Approximately 64.0% of the Partnership’s outstanding units at December 31, 2017 were held by affiliates. (b) Distribution was pro-rated from the date of our IPO through March 31, 2014. (c) Fourth quarter 2017 distribution was declared and paid in the first quarter of 2018. 15. Subsequent Events In January 2018, we sold our subsidiary that owns a salt water disposal facility in Pecos, TX to an unrelated party. We received $4.0 million of cash proceeds and a royalty interest in the future revenues of the facility (although the amount of the cash proceeds is subject to adjustment upon final calculation of certain working capital amounts). Upon completion of the sale, we repaid $4.0 million of outstanding borrowings under our Credit Agreement. The  assets  and  liabilities  of  the  Pecos,  Texas  salt  water  disposal  facility  are  presented  as  held  for  sale  in  the  December  31,  2017  Consolidated  Balance  Sheet. Included in the Assets held for sale is $2.0 million of allocated goodwill, which we calculated based on the estimated fair value of the Pecos facility relative to the estimated fair value of the Water Services segment as a whole. The following table summarizes the components of assets and liabilities held for sale at December 31, 2017: Assets:  Current assets  Property and equipment – net  Goodwill Liabilities:  Accounts payable and accrued liabilities  Asset retirement obligations (in thousands)   $   $   $   $ 84  104  1,984  2,172  79  18  97  The  Pecos  facility  generated  revenues  of  $1.0  million  and  $0.6  million  during  the  years  ended  December  31,  2017  and  2016,  respectively.  The  Pecos  facility generated operating income of approximately $0.5 million and $0.2 million during the years ended December 31, 2017 and 2016, respectively.                                                                                                                                                                                                                                                                                        16. Condensed Consolidating Financial Information The  Partnership  may  issue  debt  securities  that  would  be  fully  and  unconditionally  guaranteed  by certain  guarantor  subsidiaries.  These  debt  securities  would  be jointly and severally guaranteed by the guarantor subsidiaries.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.  There are no restrictions on the Partnership’s ability to obtain cash dividends or other distributions of funds from the guarantor subsidiaries. 101       ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Trade accounts receivable, net Accounts receivable - affiliates Prepaid expenses and other Assets held for sale 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 Liabilities held for sale Income taxes payable Current portion of long-term debt Total current liabilities Notes payable - affiliates Asset retirement obligations Total liabilities Owners’ equity: Total partners’ capital Noncontrolling interests Total owners’ equity Total liabilities and owners’ equity Consolidating Balance Sheet As of December 31, 2017 (in thousands) Parent     Guarantors Non- Guarantors     Eliminations     Consolidated     $   $   $   $ 14,920    $ 38,077      19,249      1,602      2,172      76,020      19,673      7,729      11,944      21,614      51,930      (3,155)     13,821      209      172,383    $ 3,401    $ —      8,761      97      591      131,400      144,250      —      143      144,393      24,066      3,924      27,990      172,383    $ 224    $ —      —      657      —      881      —      —      —      —      —      28,280      —      —      29,161    $ —    $ 15,824      1      —      —      (607)     15,218      —      —      15,218      10,019      3,924      13,943      29,161    $ 102 9,364    $ 4,259      —      35      —      13,658      3,027      1,583      1,444      3,863      1,505      —      —      27      20,497    $ 1,069    $ 6,598      277      —      55      5,500      13,499      13,821      —      27,320      (6,823)     —      (6,823)     20,497    $ —    $ (643)     (19,249)     —      —      (19,892)     —      —      —      —      —      (25,125)     (13,821)     —      (58,838)   $ (713)   $ (19,249)     70      —      —      —      (19,892)     (13,821)     —      (33,713)     (21,201)     (3,924)     (25,125)     (58,838)   $ 24,508  41,693  —  2,294  2,172  70,667  22,700  9,312  13,388  25,477  53,435  —  —  236  163,203  3,757  3,173  9,109  97  646  136,293  153,075  —  143  153,218  6,061  3,924  9,985  163,203                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              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  Noncontrolling 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  103                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             Consolidating Statement of Operations For the Year Ended December 31, 2017 (in thousands) Parent     Guarantors Non- Guarantors     Eliminations     Consolidated   Revenues Costs of services Gross margin   $ —    $ —      —      253,696    $ 223,555      30,141      42,607    $ 39,145      3,462      (9,961)   $ (9,961)     —      286,342  252,739  33,603  Operating costs and expense: General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposals, net Operating (loss) Other income (expense): Equity earnings (loss) in subsidiaries Interest expense, net Foreign currency gains Other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense (benefit) Net income (loss) Net (loss) attributable to noncontrolling interests Net income (loss) attributable to controlling interests 2,643      —      —      —      (2,643)     3,020      (913)     —      —      (536)     —      (536)     —      (536)     Net (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $ (4,050)     3,514    $ 104 15,473      3,798      688      (577)     10,759      (2,776)     (5,579)     187      165      2,756      846      1,910      (1,110)     3,020      —      3,020    $ 2,939      645      2,910      7      (3,039)     —      (843)     545      34      (3,303)     (250)     (3,053)     —      (3,053)     —      (3,053)   $ —      —      —      —      —      (244)     —      —      —      (244)     —      (244)     —      (244)     —      (244)   $ 21,055  4,443  3,598  (570) 5,077  —  (7,335) 732  199  (1,327) 596  (1,923) (1,110) (813) (4,050) 3,237                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Consolidating Statement of Operations For the Year Ended December 31, 2016 (in thousands) Parent     Guarantors Non- Guarantors     Eliminations     Consolidated   Revenues Costs of services Gross margin   $ —    $ —      —      252,955    $ 222,067      30,888      58,694    $ 54,102      4,592      (13,652)   $ (13,652)     —      297,997  262,517  35,480  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) 4,637      —      —      (4,637)     862      (889)     —      (4,664)     —      (4,664)     12,625      4,091      2,119      12,053      (10,020)     (4,854)     334      (2,487)     1,150      (3,637)     4,591      770      8,411      (9,180)     —      (816)     22      (9,974)     45      (10,019)     —      —      —      —      9,158      —      —      9,158      —      9,158      Net (loss) attributable to noncontrolling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests —      (4,499)     —      —      (4,664)     862      (10,019)     9,158      Net (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $ (6,298)     1,634    $ —      862    $ —      (10,019)   $ —      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  105                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     Consolidating Statement of Operations For the Year Ended December 31, 2015 (in thousands) Parent     Guarantors Non- Guarantors     Eliminations     Consolidated   Revenues Costs of services Gross margin   $ —    $ —      —      329,086    $ 290,524      38,562      54,708    $ 48,340      6,368      (12,603)   $ (12,603)     —      371,191  326,261  44,930  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) 1,282      —      —      (1,282)     6,115      (902)     —      3,931      —      3,931      18,180      4,832      6,645      8,905      1,010      (4,115)     1,116      6,916      372      6,544      Net income (loss) attributable to noncontrolling interests     Net income (loss) attributable to partners / controlling 143      429      4,333      595      —      1,440      —      (639)     20      821      80      741      —      —      —      —      —      (7,125)     —      —      (7,125)     —      (7,125)     27      interests 3,788      6,115      741      (7,152)     Net (loss) attributable to general partner Net income (loss) attributable to limited partners   $ (648)     4,436    $ —      6,115    $ —      741    $ —      (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  106                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Consolidating Statement of Comprehensive Income (Loss) For the Year Ended December 31, 2017 (in thousands) Parent     Guarantors Non- Guarantors Eliminations     Consolidated Net income (loss) Other comprehensive income - Foreign currency translation Comprehensive income (loss)   $   $ (536)   $ 1,910    $ —      (175)     (536)   $ 1,735    $ (3,053)   $ —      36      —      (3,017)   $ (244)   $ (1,923) —      (139) (244)   $ (2,062) Comprehensive (loss) attributable to noncontrolling interests Comprehensive income attributable to general partner Comprehensive income (loss) attributable to —      (4,050)     (1,110)     —      —      —      —      —      controlling interests   $ 3,514    $ 2,845    $ (3,017)   $ (244)   $ (1,110) (4,050) 3,098  107                                                                                                                                                                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)   $ (10,019)   $ 9,158    $ (9,162) —      71      182      —      253  Comprehensive income (loss)   $ (4,664)   $ (3,566)   $ (9,837)   $ 9,158    $ (8,909) Comprehensive (loss) attributable to noncontrolling interests Comprehensive (loss) attributable to general partner Comprehensive income (loss) attributable to limited —      (6,298)     (4,499)     —      —      —      —      —      partners   $ 1,634    $ 933    $ (9,837)   $ 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    $ 741    $ (7,125)   $ —      (564)     (1,178)     —      Comprehensive income (loss)   $ 3,931    $ 5,980    $ (437)   $ (7,125)   $ Comprehensive (loss) attributable to noncontrolling interests Comprehensive (loss) attributable to general partner Comprehensive income (loss) attributable to limited 143      (648)     429      —      —      —      (430)     —      partners   $ 4,436    $ 5,551    $ (437)   $ (6,695)   $ 4,091  (1,742) 2,349  142  (648) 2,855  108                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             Consolidating Statement of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2017   (in thousands) Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to cash provided by (used in) operating activities: Parent     Guarantors     Guarantors     Eliminations     Consolidated   Non-   $ (536)   $ 1,910    $ (3,053)   $ (244)   $ (1,923) 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 Foreign currency gains 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: Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Contributions from general partner Distributions from subsidiaries Distributions to limited partners Distributions to noncontrolling members Net cash provided by (used in) financing activities —      —      —      594      1,059      —      —      (3,020)     —      1,750      —      —      —      (657)     6,950      —      6,140      —      —      —      (124)     2,300      3,523      (12,310)     —      (6,611)     4,359      688      (577)     —      —      (149)     75      2,776      (8)     —      (187)     (5,110)     (6,627)     (846)     2,945      (376)     (1,127)     2,302      (3,327)     (1,025)     —      —      (3,508)     —      —      (3,508)     1,185      2,910      7      —      —      —      —      —      (364)     —      (545)     1,750      —      24      1,315      11      3,240      2      (18)     (16)     —      —      (15)     —      (16)     (31)     Effects of exchange rates on cash —      349      404      —      —      —      —      —      —      —      244      —      —      —       (46)     6,627      158      (6,739)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —    $ 5,544  3,598  (570) 594  1,059  (149) 75  —  (372) 1,750  (732) (3,406) —  (1,321) 4,471  (365) 8,253  2,304  (3,345) (1,041) (124) 2,300  —  (12,310) (16) (10,150) 753  (2,185) 26,693  24,508  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   $   $ 109 (471)     695      224    $ (5,311)     20,251      14,940    $ 3,597      5,747      9,344    $ —    $ 561    $ 6    $ —    $ 567                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Consolidating Statement of Cash Flows For the Year Ended December 31, 2016   (in thousands) Parent Guarantors Guarantors Eliminations Consolidated Non- Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to cash provided by (used   $ (4,664)   $ (3,637)   $ (10,019)   $ 9,158    $ (9,162) 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 noncontrolling members Net cash provided by (used in) financing activities —      —      —      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    $   $ 110                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              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 noncontrolling 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    $   $ 111                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            17. 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  2017  and  2016. The  unaudited  quarterly  information  includes  all  normal recurring adjustments that we consider necessary for a fair presentation of the information shown. 2017 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) Revenues Gross margin Impairments Net income (loss) Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net income (loss) attributable to limited partners Net income (loss) per common limited partner unit - basic and diluted   March 31   $ 64,722    $ 6,329      3,598      (4,921)     (3,756)     (2,835)     (0.32)     June 30     September 30     December 31 77,682    $ 9,390      —      562      554      1,554      0.13      69,371  9,275  —  1,939  1,759  3,059  0.26  74,567    $ 8,609      —      497      630      1,459     0.12      2016 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) Revenues Gross margin Impairments Net income (loss) Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net income (loss) attributable to limited partners 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   March 31   $ 73,474    $ 7,760      —      (1,361)     (994)     (26)     (0.00)     (0.00)     (0.00)     June 30     September 30     December 31 81,806    $ 9,926      —      1,998      1,917      3,348      0.28      0.27      0.28      70,406  10,429  —  1,817  1,418  2,350  0.20  0.19  0.20  72,311    $ 7,365      10,530      (11,616)     (7,004)     (4,037)     (0.34)     (0.34)     (0.34)     Revenues and gross margin for the quarter ended December 31, 2016 include $1.2 million related to a price increase on services 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. 112                                                                                                           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, 2017. 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. pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of our assets; ii. 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 iii. 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. 113                     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, 2017, 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, 2017, 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 controls over financial reporting pursuant to Section 404 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 for up to five years or through such earlier date that we are no longer an “emerging growth company” as defined in the JOBS Act. Changes in Internal Control over Financial Reporting There  were  no  changes  in  our  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  three  months  ended  December  31,  2017  that  have  materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control 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. Affiliates of Holdings indirectly own 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 58.5% 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. 114                                  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, although we sometimes refer to these individuals in this report as our employees. 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  assists  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 has 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 is also responsible for confirming the independence and objectivity of our independent registered public accounting firm. Our independent registered public accounting firm is 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  determines  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 Richard M. Carson Jeffrey A. Herbers Henry Cornell Stanley A. Lybarger John T. McNabb, II Charles C. Stephenson, Jr.   Age 54 51 41 61 68 73 81 Position with Cypress Energy Partners GP, LLC   Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President   Senior Vice President and General Counsel   Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal Financial Officer   Director   Director & Audit Committee Chairman   Director & Conflicts Committee Chairman   Director 115                                           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. 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  (“Gable  Gotwals”),  a  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 Gable Gotwals, from 1999 to 2008, Mr. Carson served in the legal department of The Williams Companies, Inc. (“Williams”), where he counseled Williams in regard to securities, corporate finance, and environmental matters, particularly relating to Williams’ master limited partnership subsidiaries, Williams Partners L.P., Williams Pipeline Partners L.P., and Williams Energy Partners  L.P.  (predecessor  to  Magellan  Midstream  Partners,  L.P.).  Mr.  Carson  began  his  career  in  1991  working  in  legal,  compliance,  and  management  roles, primarily  in  the  environmental  services  industry,  before  joining  Williams.  Mr.  Carson  received  a  Juris  Doctor  in  1991  from  the  University  of  Oklahoma  and  a Bachelor  of  Science,  Cum  Laude,  from  the  University  of  Tulsa’s  Honors  Program  in  1988.  Mr.  Carson  serves  as  Chairman  of  the  board  of  directors  of  Land Legacy.  He  has  previously  served  as  the  Chair  of  the  Oklahoma  Bar  Association’s  Environmental  Law  Section,  and  the  chair  of  the  Environmental  Auditing Roundtable’s South-Central Region. Jeffrey A. Herbers is Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since September 2016. Mr. Herbers served as sole member of Jeff Herbers PLLC from December 2015 until September 2016. Mr. Herbers served as the Chief Accounting Officer of the general partner of NGL Energy Partners LP from February 2012 to November 2015, as the Director of Financial Reporting of SemGroup Corporation from August 2009 to January 2012, and as an auditor for Ernst & Young LLP from August 1998 to July 2009. Mr. Herbers holds a B.B.A. in accounting from the University of Tulsa. He is a certified public accountant and a member of the American Institute of Certified Public Accountants. 116         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, a private equity investment firm. Prior to founding Cornell Capital, he was 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  was  an attorney at Davis Polk & Wardwell. He is a trustee of The Asia Society, the Whitney Museum and the Mount Sinai Hospital, 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. 117         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 provide that the board of directors of our general partner is 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, 2017. 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. 118                           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, 2017, our named executive officers (“NEOs”) were: ● Peter C. Boylan III, our Chairman, Chief Executive Officer and President; ● Richard M. Carson, our Senior Vice President and General Counsel; ● Jeffrey A. Herbers, our Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal Financial Officer; and ● G. Les Austin, our former Senior Vice President and Chief Financial Officer. Mr. Austin resigned from his position with the General Partner effective November 24, 2017 and Mr. Herbers assumed the role of our interim principal financial officer following such date. Summary Compensation Table For 2017 The following table sets forth certain information with respect to the compensation paid to our NEOs for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015. Name and Principal Position Year Salary Bonus (a) Unit Awards (b) All Other Compensation     $     $     $ 2017 2016 2015 2017 2016 2015 2017 2016 2015 431,474    $ 411,712      399,050      286,250    $ 275,000      259,375      264,502    $ 275,000      50,000   $ 65,000      38,609      20,000    $ 25,000      20,000      —    $ 25,000      506,069    $ 554,167      593,173      169,012    $ 185,076      203,907      169,012    $ 185,076      260,000      20,000      203,907      Total 987,543  1,030,879  1,030,832  475,262  485,076  483,282  433,514  485,076  483,907  —    $ —      —      —    $ —      —      —    $ —      —      2017     $ 175,000    $ 7,500    $ 53,779    $ —    $ 236,279  Peter C. Boylan III Chairman, Chief Executive Officer and President Richard M. Carson Senior Vice President and General Counsel G. Les Austin (c) Former Senior Vice President and Chief Financial Officer Jeffrey A. Herbers (d) Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal Financial Officer (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. For additional information, please see Note 10 to the Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report. (c) Mr. Austin resigned his position with the General Partner effective November 24, 2017. Accordingly, the compensation amounts shown for Mr. Austin represent compensation Mr. Austin received from the first of the year through his departure date. (d) Mr. Herbers assumed the role of Interim Principal Financial Officer in November of 2017. The amounts shown above are Mr. Herbers’s compensation for the complete year 2017. 119                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               Narrative Disclosure to Summary Compensation Table Elements of the compensation program .  For  2017,  the  primary  elements  of  compensation  for  our  NEOs  included  base  salary,  cash  bonus  awards  and  equity awards. Base compensation for 2017 . Base salaries for our NEOs are set at levels deemed necessary to attract and retain individuals with superior talent are intended to be competitive with executive salaries in our industry. The following table sets forth the current annualized base salary rates for our NEOs. Name and Principal Position Peter C. Boylan III  Chairman, Chief Executive Officer and President Richard M. Carson  Senior Vice President and General Counsel Jeffrey A. Herbers  Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal Financial Officer   Current Base  Salary   $ 438,062    $ 305,000    $ 185,000  In January 2018, Mr. Carson’s annual base salary was increased from $290,000 to $305,000 and Mr. Herbers’s annual base salary was increased from $175,000 to $185,000.  Both  increases  were  made  in  response  to  increases  in  these  officers’  responsibilities  resulting  from  the  departure  in  November  2017  of  our  Chief Financial Officer. 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 2017 Mr.  Boylan,  Mr.  Herbers  and  Mr.  Carson  received  cash  bonus  awards.  For 2016  and  2015, Mr.  Boylan,  Mr.  Austin  and  Mr.  Carson  received  cash  bonus awards. Mr. Boylan’s, Mr. Herbers’s, Mr. Austin’s and Mr. Carson’s bonus awards were granted based on subjective performance determinations. In January 2018, Mr. Carson and Mr. Herbers received cash bonuses of $20,000 and $11,500, respectively, in recognition of their efforts toward the successful sale of the Pecos, Texas salt water disposal facility. 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 converted to common units once the Partnership emerged from subordination on 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  2017,  2016  and  2015,  we  granted  long-term incentive awards to our NEO’s 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 .” In January 2018, we granted 5,000 unrestricted phantom units to Mr. Carson and 4,167 unrestricted phantom units to Mr. Herbers. These grants will vest eighteen months after the grant date, contingent on the continued service of these NEO’s through such date. These grants were made in response to increases in these NEOs’ responsibilities resulting from the departure in November 2017 of our Chief Financial Officer. 120                                                                               Outstanding Equity Awards at December 31, 2017 The following table provides information regarding the outstanding and unvested long-term equity incentive awards held by our NEOs as of December 31, 2017. None of our NEOs held any option awards that were outstanding as of December 31, 2017. Name and Principal Position Grant Date Unit Awards   Number of Units That Have Not Vested #   Market Value of   Units That Have Not Vested (a) Peter C. Boylan III (b) Chairman, Chief Executive Officer and President Richard M. Carson Senior Vice President and General Counsel Jeffrey A. Herbers Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal Financial Officer     March 9, 2017           March 10, 2016           March 26, 2015           March 9, 2017           March 10, 2016           March 26, 2015           February 1, 2014       —     March 9, 2017           November 2, 2016       70,680(c)       88,636(c)       47,365(c)       23,605(c)       29,602(c)       16,282(c)       1,714(c)       4,770(d)      7,511(c)       10,152(c)       424,080  531,816  284,190  141,630  177,612  97,692  10,284  28,620  45,066  60,912  (a) Amount shown reflects the per-unit value based upon the December 31, 2017 closing price of $6.00 per common unit. (b) In addition to equity awards, as our co-founder Mr. Boylan also owns a part of Holdings. (c) Represents phantom units granted under the LTIP and scheduled to vest in three equal annual installments on the third, fourth and fifth anniversaries of the grant date. (d) Represents restricted 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 restricted units for Mr. Carson are scheduled to vest into common units on September 30, 2018. In connection, with his resignation in November 2017, Mr. Austin forfeited all of his unvested long-term equity incentive awards in us. 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. Mr. Austin did not receive any severance payments or benefits in connection with his resignation in November 2017. The terms of Mr. Boylan, Mr. Herbers, and Mr. Carson’s 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. 121                                                                                                                                                                                                          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. The following table provides information regarding the compensation earned by our non-employee directors during the year ended December 31, 2017. Name Henry Cornell (b) Stanley A. Lybarger(b) John T. McNabb II(b) Cash Fees Earned Unit Awards (a) Total     $     $     $ 25,000    $ 40,216    $ 65,216  32,500    $ 40,216    $ 72,716  30,000    $ 40,216    $ 70,216  (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. (b) As of December 31, 2017, each of the directors listed in the table above has 8,867 unvested restricted units. 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 122                                                                                                                    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 16, 2018, 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 11,906,464 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 12, 2018, 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 Jeffrey A. Herbers 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) Percentage of    Common Units Common Units Beneficially Owned Beneficially Owned 6,957,349    20,242    —    22,837    8,126    43,126    30,047    413,740    538 ,118    58.5%  *   *   *   *   *   *  3.5% 4.4% indicates that person or entity owns less than one percent. * (a) 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. (b) 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 47.2%  of  our common  units. The  following  table  sets  forth  the  beneficial  ownership of  Cypress Energy  Holdings, LLC. 123                                                                                Name of Beneficial Owner Cynthia A. Field Trust Charles C. Stephenson, Jr. CEP Capital Partners, LLC Henry Cornell Cornell Investment Partners, L.P. Stephenson Grandchildren Family LLC (2) (3) (2) Ownership Interest Ratio (1) 36.750% 27.468% 24.500% 1.333% 0.667% 9.282% (1) Cypress Energy Holdings, LLC is managed by a three-member board of directors consisting of Peter C. Boylan III, Lawrence D. Field and Charles C. Stephenson, Jr. The election of each director requires the affirmative vote of members representing at least a majority of the voting ratio of Holdings and the concurrence of CEP Capital Partners, LLC. (2) Voting rights of the trust are exercised by Cynthia A. Field, as trustee or manager of the LLC. (3) CEP  Capital  Partners,  LLC  is  owned  and  controlled  by  affiliates  of  Peter  C.  Boylan  III,  our  Chairman,  Chief  Executive Officer and President. Securities Authorized for Issuance under Equity Compensation Plans In connection with the consummation of our IPO on January 21, 2014, the board of directors of our general partner adopted the 2013 Long-Term Incentive Plan. The following table provides certain information with respect to this plan as of December 31, 2017: Plan Category Equity compensation plans approved by security holders Equity compensation plans not approved by security holders Total Number of Securities    Number of Securities Remaining   to be Issued upon Weighted Average Available for Future Exercise of Outstanding Exercise Price of Outstanding   Options, Warrants Options, Warrants and Rights and Rights Issuance under Equity Compensation Plans 664,509    —    664,509    —    —    —    518,091  —  518,091  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 58.5% 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. 124                                                                                                                                                             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, 2017, the general  partner  and its controlled  affiliates  own 6,957,349 common units, representing  a 58.5% 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, 2017, the year ended December 31, 2016, and the year  ended  December  31,  2015,  our  general  partner  and  its  affiliates  received approximately $7.9 million, $12.3 million, and $12.3 million, respectively.  125                                                         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  $2.0  million  and  $4.0  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 years ended December 31, 2017 and December 31, 2015, respectively. 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. 126                                   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  of  $1.0  million  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 salt water 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 of $4.0 million 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. In 2017, we only paid two of the $1.0 million quarterly installments, as Holdings waived the other two quarterly installments of the administrative fee. In addition, Holdings contributed $2.3 million to us during 2017. 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 their assets or entities  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 salt water 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. 127                                               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. Alati Arnegard, LLC We provide management services to a 25% owned entity, Alati Arnegard, LLC (“Arnegard”). Management fee revenue earned from Arnegard totaled $0.6 million during 2017. 128                                         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. 129         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 2017 Years Ended December 31, 2016 (in thousands)  2015 Audit fees (a) Audit-related fees (b) Tax fees (c) All other fees Total   $   $ 561    $ —      117      —      678    $ 663    $ —      283      —      946    $ 870  70  194  —  1,134  (a) Fees  for  audit  services  include  fees  associated  with  the  annual  audit  of  Cypress  Energy  Partners,  L.P.  and  reviews  of  the Partnership’s quarterly reports. (b) Includes fees related to acquisition due diligence and accounting consultations. (c) Includes fees for tax services for Cypress Energy Partners, L.P. and affiliates in connection with tax compliance, tax advice and tax planning. Audit Committee Pre-Approval Policies and Procedures Our audit committee has adopted an audit committee charter which requires the audit committee to pre-approve all audit and non-audit services to be provided by our  independent  registered  public  accounting  firm.  The  audit  committee  does  not  delegate  its  pre-approval  responsibilities  to  management  or  to  an  individual member of the audit committee. 130                                                                               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 10.4 of 10.3 10.4 10.5 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) 131                   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*   List of Subsidiaries of Cypress Energy Partners, L.P. 23.1*   Consent of Ernst & Young LLP 31.1*   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*   XBRL Instance Document 101 SCH*   XBRL Schema Document 101 CAL*   XBRL Calculation Linkbase Document 101 DEF*   XBRL Definition Linkbase Document 101 LAB*   XBRL Label Linkbase Document 101 PRE* XBRL Presentation Linkbase Document * Filed herewith. ** Furnished herewith. † Management contract or compensatory plan or arrangement. 132             ITEM 16. SUMMARY None. 133       Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized, in the City of Tulsa, State of Oklahoma, on March 23, 2018. SIGNATURES Cypress Energy Partners, L.P. By: Cypress Energy Partners GP, LLC, its general partner /s/ Jeffrey A. Herbers By: Title: Vice President and Chief Accounting Officer, Jeffrey A. Herbers (Principal Accounting and Interim Principal 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/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers /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 23, 2018   Vice President and Chief Accounting Officer,   (Principal Accounting and Interim Principal Financial Officer)   Director   Director   Director   Director 134 March 23, 2018 March 23, 2018 March 23, 2018 March 23, 2018   March 23, 2018                                                                                                                                                               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 - 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, 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 Texas North Dakota Delaware Delaware Delaware Texas Alberta 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 23, 2018, 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, 2017. /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 23, 2018                           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 23, 2018 / 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, Jeffrey A. Herbers, 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 23, 2018 /s/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal 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 Jeffrey  A. Herbers,  Chief Accounting  Officer  and Interim  Principal  Financial  Officer  of Cypress  Energy Partners  GP, LLC, certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that: (1) (1) the Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Partnership. Date: March 23, 2018 Date: March 23, 2018 /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/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers Vice President, Chief Accounting Officer and Interim Principal 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