Cypress Energy Partners LP
Annual Report 2018

Plain-text annual report

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION   WASHINGTON, D.C. 20549 FORM 10-K (MARK ONE) ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2018 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 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 Form 10-K or any amendment to this 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 ☐ If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. ☐ 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, 2018 was $31,149,538. As of March 11, 2019, the registrant had 12,023,170 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   3 Page 8 21 52 52 53 53 53 56 61 87 88 119 119 120 120 124 129 130 135 136 141                                               GLOSSARY OF TERMS The following includes a description of the meanings of some of the terms used in this Annual Report on Form 10-K. “Dig site ” The location where pipeline maintenance occurs by excavating the ground above the pipeline. “ Flowback water ” The fluid that returns to the surface during and for the weeks following the hydraulic fracturing process. “ Gun barrel ” A settling tank used for treating oil where oil and brine are separated only by gravity segregation forces. “ Hydraulic fracturing ” The process of pumping fluids, mixed with granular proppant, into a geological formation at pressures sufficient to create fractures in the hydrocarbon-bearing rock. “Hydrotesting” A process in which pressure vessels such as pipelines and fuel tanks can be tested for strength and leaks by filling the vessel with a liquid and pressurizing the vessel to the specified test pressure. “In-line inspection” An inspection technique used to assess the integrity of natural gas transmission pipelines from inside of the pipe. “IPO” Our initial public offering of common units representing limited partner interests in us. “ Injection intervals ” The part of the injection zone in which the well is screened or in which the waste is otherwise directly emplaced. “ 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 & Process Services” Our Pipeline & Process Services (formerly referred to as our Integrity Services) business segment. “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.   4                                                             “ Residual oil ” Oil separated and recovered during the saltwater treatment process. “ Separation tank ” A cylindrical or spherical vessel used to separate oil, gas and water from the total fluid stream produced by a well. “ Settling tank ” A non-circulating storage tank where gravitational segregation forces separate liquids from solids. “ Staking ” “ SWD ” The process of marking the location where pipeline maintenance will occur. Saltwater disposal. “Water Services” Our Water and Environmental Services business segment.   5                       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;   ● “ 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 11.2% of our outstanding common units as of March 11, 2019, 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; ● “ 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 and a Director of our Partnership;   ● “ 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 46.7% of our outstanding common units as of March 11, 2019;   ● “ Partnership ” refers to the registrant, Cypress Energy Partners, L.P.;   ● “ TIR Entities ” refer collectively to TIR LLC; TIR-Canada, TIR-NDE, TIR-PUC and CF Inspection;   ● “TIR-NDE” refers to Tulsa Inspection Resources – Nondestructive Examination, LLC, a wholly-owned subsidiary of CEP LLC;     6                                                                           ● “ TIR-Canada” 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.   7                       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 completed our initial public offering in January 2014. We currently provide essential midstream services that include independent pipeline inspection and  integrity  services  to  producers  and  pipeline  companies  and  water  and  environmental  services  to  U.S.  onshore  oil  and  natural  gas  producers  and  trucking companies. Our  business  is  organized  into  three  reportable  segments:  (1)  Pipeline  Inspection  Services  (“Pipeline  Inspection”),  comprising  the  TIR  Entities’  operations,  (2) Pipeline  &  Process  Services  (“Pipeline  &  Process  Services”),  made  up  of  Brown’s  operations  and  (3)  Water  and  Environmental  Services  (“Water  Services”), constituting saltwater disposal activities in our saltwater disposal entities.  Other potential lines of business outlined in U.S. Treasury Regulations and our Internal Revenue Service (“IRS”) private letter ruling (“PLR”) would allow us to further diversify our business activities and lines of business serving the energy industry. The Pipeline Inspection segment generates revenue primarily by providing essential inspection and integrity services on a variety of infrastructure assets, including midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems. Services include non-destructive examination, mechanical integrity, survey, data gathering, and supervision of third-party contractors. 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, skills, technology, equipment, 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’ assets including pipelines, gas plants, compression stations, storage facilities, and gathering and distribution systems, including the legal and  regulatory  requirements  relating  to  the  inspection  and  maintenance  of  those  assets.  Our  customers  are  also  billed  for  per  diem  charges,  mileage,  and  other reimbursement  items.  Revenue  and  costs  in  this  segment  may  be  subject  to  seasonal  variations  and  interim  activity  may  not  be  indicative  of  yearly  activity, considering many of our customers develop yearly operating budgets and enter into contracts with us during the winter season for work to be performed during the remainder of the year. Additionally, inspection work throughout the United States during the winter months (especially in the northern states) may be hampered or delayed due to inclement weather, thus affecting our revenue and costs. The  Pipeline  &  Process  Services  segment  (formerly  our  Integrity  Services  segment)  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  midstream  services including hydrostatic testing services and chemical cleaning related to newly-constructed and existing pipelines and related infrastructure. We generally charge our customers  in  this  segment  on  a  fixed-bid  basis,  depending  on  the  size  and  length  of  the  pipeline  being  tested,  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  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 duration of the project. The Water Services segment owns and operates nine (9) Environmental Protection Agency Class II saltwater disposal facilities in the Williston Basin region of North Dakota.  Eight (8) of the facilities are wholly-owned and we have ten (10) pipelines from multiple E&P customers connected to these saltwater disposal facilities, including two (2) that were developed and are owned by the Partnership.  Approximately 94% of our disposal water is produced water that is generated during  the  production  life  of  an  oil  and  gas  well  and  45%  of  our  water  is  delivered  via  pipeline  to  our  saltwater  disposal  facilities.  We  currently  serve approximately  86  customers.    Our  saltwater  disposal  facilities  provide  essential  midstream  services  to  oil  and  natural  gas  upstream  producers  and  their transportation  companies.  All  of  the  saltwater  disposal  facilities  utilize  specialized  equipment  and  remote  monitoring  to  minimize  the  facilities’  downtime  and increase the facilities’ efficiency for peak utilization. These facilities also utilize oil skimming and recovery processes that remove residual oil from water delivered to our saltwater disposal facilities via pipeline or truck. We sell the oil recovered from these skimming processes, which contributes to our revenues. In addition to these saltwater disposal facilities, we provide management and staffing services to a saltwater disposal facility in which we own a 25% ownership interest.   8                      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; Cynthia A. Field; 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 64.1% of  our  outstanding  common  units  and  all  of  our  outstanding  preferred  units,  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: ● ● ● 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. 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.    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. We continue to grow our business development team to pursue these and other opportunities.   Pipeline & Process Services . We experienced significant improvements in our utilization rates in this segment during 2018, after a difficult two-year  period  during  the  industry  downturn.  Improvements  were  due,  in  part,  to  increasing  demand  and,  in  part,  to  improved  business development efforts. During 2018, we opened a new office in Odessa, Texas, to better serve the growing Permian basin market.  In addition, we added several industry veterans to our management team in order to further enhance our image and grow the segment. In early 2019, an affiliated entity  opened  a  new  location  in  the  Houston  market  to  help  us  take  advantage  of  the  growing  work  in  the  industry.    This  segment  had  two difficult years during the energy industry downturn, which forced us to implement aggressive measures to manage and reduce its cost structure. We believe these measures were successful, and we plan to continue to focus on the potential synergies that may develop between this segment and our other business segments. We continue to enjoy an excellent reputation in the industry and continue to bid on a substantial amount of new work.   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 saltwater disposal facilities.  We took aggressive actions in 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 saltwater 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  saltwater  disposal  facilities.    This  trend  should benefit us.  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, our current business strategy is to derive a significant portion of our volume and revenue from existing 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.   9                               ● ● ● ● Optimize existing saltwater disposal assets. The average age of our saltwater disposal facilities was 6.3 years at the end of 2018.  We estimate that  we  utilized  approximately  42%  of  the  aggregate  annual  capacity  (35.3  million  barrels  per  year)  of  these  facilities  for  the  year  ended December 31, 2018, evidencing capacity for growth without additional capital expenditures.  We are seeking to increase the utilization of our existing  saltwater  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  saltwater  disposal  facilities.    We  currently  have  ten  pipelines connected to four of our saltwater disposal facilities.  Because many of the costs of constructing and operating a saltwater disposal facility are either upfront capital costs or fixed costs, we expect that increased utilization of our existing saltwater disposal facilities will lead to increased operating  cash  flow  in  the  Water  Services  segment.    The  multi-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 saltwater 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  natural  gas  producers  will  increasingly  prefer  to  utilize  pipeline  systems  to  transport  their  saltwater  directly  to saltwater  disposal  facilities.  We  continue  to  focus  on  increasing  pipeline  water  delivered  to  our  facilities.  Our  2018  pipeline  water  volumes increased approximately 0.7 million barrels from piped water volumes in 2017. As a percentage of total water volume, pipeline water was 45%, 46%  and  45%  in  2018,  2017  and  2016,  respectively.  We  will  continue  to  focus  on  potential  pipeline  opportunities.  For  example,  in  January 2018, we completed the construction of two pipelines that transport water from a customer’s producing fields to one of our disposal facilities. 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. Our  sponsor,  Holdings,  completed  two  acquisitions  in  the  third  quarter  of  2018  that  we  believe  will allow us to expand the breadth and depth of the pipeline integrity services we offer to our clients. Both transactions were asset purchases that require some repositioning before bringing them into the Partnership. Holdings made solid progress toward that goal on both acquisitions in the fourth quarter of 2018, and intends to offer them to the Partnership once it has accomplished certain developmental goals, most likely in early 2020 (if not sooner). These acquisitions would move us into several new lines of work, including water treatment, in-line inspection (“ILI”) with next-generation  high  resolution  technology  for  energy  companies,  equipment  rental  (which  could  be  converted  into  a  service  business  before offering  this  line  of  business  to  the  Partnership),  and  other  pipeline  process  services  including  nitrogen  and  dehydration.  Holdings’  new Lafayette facility will also allow us to expand into the offshore market and positions us to better serve the Southeastern part of the country. The acquired ILI technology is also the first high definition tool capable of serving the municipal water industry’s aging mortar-lined steel pipelines used to transport drinking water that are in need of substantial maintenance, repair, and replacement. The future acquisitions of these businesses, when appropriate, should also position us to eventually resume increasing our distributions.    10                     Our Business Segments Our business operates in three reportable segments: (1) Pipeline Inspection Services (“Pipeline Inspection”), comprising the TIR Entities’ operations, (2) Pipeline & Process Services, made up of Brown’s operations, and (3) Water and Environmental Services (“Water Services”), consisting of saltwater disposal activities. U.S. Treasury Regulations and our IRS private letter ruling (“PLR”) allows for expansion into other lines of business. Our long-term goal continues to be diversifying the Partnership into other attractive lines of business. Pipeline Inspection   Overview . 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  Pipeline  Inspection  service  customers  include  oil  and  natural  gas  producers,  pipeline  owners  and  operators,  and  public utility companies throughout the United States. We also have entered into a joint venture with CF Inspection, a nationally-qualified woman-owned inspection firm affiliated with one of Holdings’ owners. CF Inspection serves energy companies that require the services of an approved Women's Business Enterprise. We own 49% of CF Inspection and Cynthia A. Field, a member of our board of directors and the daughter of Charles C. Stephenson, Jr., another member of our board of directors, owns the remaining 51% of CF Inspection. In 2018, CF Inspection represented approximately 3.4% of our consolidated revenue. 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 21,000 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,  2018,  2017  and  2016  we  employed  an  average  of  1,214,  1,145  and  1,147 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);   11                                                     ●   ●   ●   ● ● 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); Phased  Array  Ultrasonic  Testing  (“PAUT”),  Optical  Emission  Spectroscopy  (“OES”)  and  automated  metal  loss  mapping  to  detect,  map  and  evaluate pipeline imperfections; and   ● Related data management services.     Pipeline & Process Services Overview . The Pipeline  &  Process Services  segment  provides  hydrostatic  testing  and  related  services  to the pipeline  industry,  including  major  natural  gas and petroleum companies, as well as pipeline construction companies. We focus on helping our customers meet regulatory pipeline integrity requirements. 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 crude oil 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 pipeline construction companies are required to integrity-test newly-constructed pipelines prior to placing the pipelines in service. In our Pipeline & Process Services segment, we contract directly with pipeline owners and with pipeline construction companies to provide testing services. We own and operate our own fill and testing equipment, including specially-designed test  trailers.  We  use  a  range  of  fill  and  pressure  equipment  to  accommodate  projects  of  various  sizes.  The  segment  averaged  23,  20  and  23  field  technicians performing the testing services during the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, respectively.   12                                           Water Services Overview.  The Water Services segment owns and operates nine (9) Environmental Protection Agency Class II saltwater disposal facilities in the Williston Basin region of North Dakota.  Eight (8) of the facilities are wholly-owned and we have ten (10) pipelines from multiple E&P customers connected to these saltwater disposal facilities, including two (2) that were developed and are owned by the Partnership.  Approximately 94% of our disposal water is produced water that is generated during the production life of an oil and gas well and 45% of our water is delivered via pipeline to our saltwater disposal facilities. We currently serve approximately  86  customers.  Our  saltwater  disposal  facilities  provide  essential  midstream  services  to  oil  and  natural  gas  upstream  producers  and  their transportation  companies.  All  of  our  saltwater  disposal  facilities  utilize  specialized  equipment  and  remote  monitoring  to  minimize  the  facilities’  downtime  and increase the facilities’ efficiency for peak utilization. These facilities also utilize oil skimming and recovery processes that remove residual oil from water delivered to our saltwater disposal facilities via pipeline or truck. We sell the oil recovered from these skimming processes, which contributes to our revenues. In addition to these saltwater disposal facilities, we provide management and staffing services to a saltwater disposal facility in which we own a 25% ownership 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 production 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 saltwater disposal facilities via pipeline or by truck, or contracts with a trucking company for transport. Once the water is received at the saltwater disposal facility, we treat the water through a combination of separation tanks, gun barrels, and chemical processes. The water is then injected into the saltwater disposal well at depths of at least 5,000 feet after recovering the skim oil. We also maintain the ability to store saltwater pending injection. Similar to produced water, we assess the composition of flowback water in our facilities so that we can maximize oil separation and treat the water to maximize the life of our equipment and the wellbore. We believe our approach to scientifically and methodically filtering and treating the flowback water prior to injecting it into our wells helps extend the life of our wells and furthers our reputation as an environmentally-conscious service provider. ● Produced water management. We dispose of naturally-occurring water that is extracted during the oil and natural gas production process. This produced water is generated during the entire lifecycle of an oil and natural gas well. While the level of hydrocarbon production declines over the life of a well, the amount of saltwater produced may decline at a slower rate 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 saltwater disposal facilities by truck or pipeline, or contracts with a trucking company to transport it to one of our saltwater disposal facilities. Once we receive the water at one of our saltwater disposal facilities, we filter and treat the water and then inject it into the saltwater disposal well at depths of at least 5,000 feet after recovering any skim oil. We also maintain the ability to store saltwater pending injection. All of  our  existing  facilities  were  constructed  using  completion  techniques  consistent  with  current  industry  practices.  We  periodically  sample,  test,  and  assess produced water to determine its chemistry so that we can properly treat the water with the appropriate chemicals that maximize oil separation and the life of our wells. ● Byproduct sales. Before we inject flowback and/or produced water into a saltwater disposal well, we separate the residual oil from the saltwater stream. We then store the residual oil in our tanks and sell it to third parties. The residual oil recovery can be significant when substantial drilling and completions occur near our saltwater disposal facilities. ● Management of existing saltwater disposal facilities.  In addition to the saltwater disposal facilities we own or lease, we own a management and development company  that  manages  an  additional  saltwater  disposal  facility  in  North  Dakota.  Our  responsibilities  in  managing  this  saltwater  disposal  facility  typically include operations, billing, collections, insurance, maintenance, repairs and, in some cases, sales and marketing. We are compensated for the management of this facility based on a percentage of the gross revenue of the facility or a minimum monthly fee. The majority of our disposed saltwater volumes are derived from produced water that is generated throughout the life of the oil or natural gas well. For the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, produced water represented 94%, 93%, and 96%, respectively, of our total barrels of disposed water. This differentiates us  from  many  competitors  that  focus  on  flowback  water.  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.   13                                       Each of our saltwater disposal facilities is open every day of the year, with some being open by appointment only. Some of our locations 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.   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. We have an aggregate maximum daily disposal capacity of 108,800 barrels in the following saltwater disposal facilities, all of which were built using completion techniques consistent with current industry practices and utilizing well depths of at least 5,300 feet to 6,200 feet with injection intervals beginning at least 5,000 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 Belfield, ND Watford City, ND (1), (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Williams Mountrail Billings McKenzie McKenzie In-service Date June 2011 December 2011 May 2012 June 2012 August 2012 September 2012 October 2012 May 2013 August 2014 Leased / Owned (3) Owned Owned Leased Leased Owned Owned Leased Leased Leased (1)   Currently receives piped water. (2)   We own a 25.0% noncontrolling interest in this saltwater disposal facility. (3)  Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements.   14                                                                                                                               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,  2018,  2017,  and  2016,  this  segment  had  approximately  87,  81,  and  81 customers, respectively. The five largest customers in this segment generated 51%, 53%, and 62% of our segment revenue for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016,  respectively.  For the  years  ended  December  31, 2018, 2017, and  2016, we had  two, three,  and  three  customers,  respectively,  that  individually accounted for more than 10% of segment revenues. Pipeline & Process Services Pipeline & Process Services segment customers are primarily pipeline construction companies and, in some instances, the pipeline owners. During the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, this segment had approximately 49, 51, and 56 customers, respectively. Our ten largest customers generated 78%, 74%, and 71% of our total segment revenue during the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. We had two customers that each generated more than 10% of the total segment revenues for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016. 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,  2018,  2017,  and  2016,  this  segment  had  approximately  86,  95,  and  72 customers, respectively. Our ten largest customers generated 68%, 65%, and 65% of the Water Services revenue for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. For the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, we had two, one, and two customers, respectively, that individually accounted for more than 10% of segment revenues. 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. Pipeline & Process Services The  pipeline  and  process  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 services business is highly competitive with relatively low barriers of entry. During 2014, our 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  that  began  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 competition from 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 saltwater 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  saltwater  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.   15                                 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. Business has historically been slower in the period from November through March, due to the holiday season and the budgeting cycles of our customers. We believe our presence across various regions in the U.S. 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. Pipeline & Process Services Since  most  of  the  work  of  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  is  currently  performed  in  the  southern  United  States,  weather  does  not  create  significant seasonal variations in revenue. Business has historically been slower in the period from November through March, due to the holiday season and the budgeting cycles of our customers. Water Services The  overall  operations  and  financial  performance  of  our  North  Dakota  operations  are  impacted  by  seasonality.  The  volume  of  saltwater  that  we  handle  in  the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota tends to be lower in the winter, due to heavy snow and cold temperatures, and in the spring, due to heavy rains and muddy conditions, that may lead to road restrictions and weight limits that can impact business. The amount of residual oil is also less prevalent and more difficult to separate from the saltwater during the winter months. 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. 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.   16                                   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.  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 U.S. District court for the District of Columbia in December 2016. Under the decree, the EPA is required to propose 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. We are required to obtain permits for the disposal of E&P waste as part of our operations. These regulations vary widely from state to state. State permits can restrict pressure, size, and location of disposal operations, impose limits on the types and amount of waste a facility may receive and the overall capacity of a waste disposal facility. States may add additional restrictions on the operations of a disposal facility when a permit is renewed or amended. As these regulations change, our permit requirements could become more stringent and may require material expenditures at our facilities or impose significant restraints or financial assurances on our operations. In  the  course  of  our  operations,  some  of  our  equipment  may  be  exposed  to  naturally  occurring  radiation  associated  with  oil  and  natural  gas  deposits,  and  this exposure  may  result  in  the  generation  of  wastes  containing  Naturally  Occurring  Radioactive  Materials,  or  NORM.    NORM  wastes  exhibiting  trace  levels  of naturally occurring radiation in excess of established state standards are subject to special handling and disposal requirements, and any storage vessels, piping, and work  area  affected  by  NORM  may  be  subject  to  remediation  or  restoration  requirements.    It  is  possible  that  we  may  incur  costs  or  liabilities  associated  with elevated levels of NORM. Safe Drinking Water Act. Our  underground  injection  operations  are  subject  to  the  Safe  Drinking  Water  Act,  or  SDWA,  as  well  as  analogous  state  laws  and regulations. Under the SDWA, the EPA established the Underground Injection Control, or UIC, program, which established the minimum program requirements for  state  and  local  programs  regulating  underground  injection  activities.  The  UIC  program  includes  requirements  for  permitting,  testing,  monitoring,  record keeping and reporting of injection well activities, as well as a prohibition against the migration of fluid containing any contaminant into underground sources of drinking water. State regulations require us to obtain a permit from the applicable regulatory agencies to operate our underground injection wells. Any leakage from the subsurface portions of the injection wells could cause degradation of fresh groundwater resources, potentially resulting in suspension of our UIC permit, issuance of fines and penalties from governmental agencies, incurrence of expenditures for remediation of the affected resource and imposition of liability by third parties for property damages and personal injuries. In addition, storage of residual crude oil collected as part of the saltwater injection process prior to sale could impose liability on us in the event that the entity to which the oil was transferred fails to manage and, as necessary, dispose of residual crude oil in accordance with applicable environmental and occupational health and safety laws. Our  customers  are  subject  to  these  same  regulations.  While  these  largely  result  in  their  needing  our  services,  some  waste  regulations  could  have  the  opposite effect.  For instance, some states, have considered laws mandating the recycling of flowback and produced water.  If such laws are passed, our customers may divert some saltwater to recycling operations that may have otherwise been disposed of at our facilities.   17                     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. The Fish and Wildlife Service did not meet that deadline, but continues to consider whether to list additional species under the ESA. 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. 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 Pipeline & Process 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.   18                     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  North  Dakota,  where  we  conduct  our  Water  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. 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 our cost of 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.   19                       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. Any new seismic permitting requirements applicable to disposal wells impose more stringent permitting requirements and would be likely to result in added costs to comply or, perhaps, may require alternative methods of disposing of saltwater 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, 2018, 10 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,  2018,  affiliates  of  Holdings  employed  117  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, 2018, this segment employed approximately 1,453 inspectors. Of these inspectors, 5 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 Pipeline & Process Services segment employed approximately 42 people at December 31, 2018. Most of the employees in the Pipeline & Process Services segment are full-time employees who are compensated regardless of whether or not 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 10 people at December 31, 2018, all of whom work at our North Dakota facilities. We directly reimburse Holdings and its affiliates for the cost of these employees. As  of  December  31,  2018,  approximately  125  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. 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 saltwater 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  Pipeline  & Process  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.   20                               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  S.  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 quarterly distributions to holders of our common 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. We may not have sufficient available cash from operating surplus each quarter to enable us to pay any distributions to our common unitholders. The holders of our Series  A  preferred  units  representing  limited  partner  interests  in  the  Partnership  (“Series  A  Preferred  Units”)  (to  the  extent  of  a  distribution  equal  to  9.5%  per annum plus accrued and unpaid distributions) are entitled to receive quarterly cash distributions prior to distributions to holders of our common units.   In order to pay a distribution at our current rate of $0.21 per common unit per quarter, or $0.84 per common unit on an annualiz ed basis,  we will require available cash of approximately $2.5 million per quarter, or $10.0 million per year, based on the number of outstanding common units as of March 11, 2019.  We may not have sufficient available cash from operating surplus each quarter to enable us to pay the common unit distribution. 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, Pipeline & Process Services and Water Services;   ● the number and types of projects conducted by Pipeline Inspection and Pipeline & Process Services and the volume of saltwater handled in Water Services;   ● the amount of residual oil we are able to separate and sell from the saltwater we receive that can be impacted by the quality and price of the oil;   ● the cost of achieving organic growth in current and new markets;   ● our ability to make profitable acquisitions of pipeline inspection and integrity companies, other saltwater disposal facilities, and other types of businesses;   ● the level of competition from other companies;   ● governmental regulations, including changes in governmental regulations, in our industry;   21                                                     ● 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.   22           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. Our Water Services segment 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 a published 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 rig count of 404 rigs in May 2016. 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  4%, 3%, and 3% of our revenue for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. The Bakken region of North Dakota generally requires higher oil prices than certain other regions 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.   23                                                             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;   24                                                                                                 ● 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 quarterly distributions. The bankruptcy of PG&E Corporation could adversely affect the Company’s results of operations, financial condition and cash flows. On  January  29,  2019,  PG&E  Corporation  and  its  wholly-owned  subsidiary  Pacific  Gas  and  Electric  Company  (collectively,  “PG&E”)  filed  for  reorganization under  Chapter  11  of  the  U.S.  Bankruptcy  Code  in  the  U.S.  Bankruptcy  Court  for  the  Northern  District  of  California  (the  “PG&E  Bankruptcy”).  PG&E  is  a significant customer that accounted for $43.4 million of the revenue and $6.4 million of the gross margin of our Pipeline Inspection segment during the year ended December  31,  2018.  As  of  December  31,  2018,  the  assets  on  our  Consolidated  Balance  Sheet  included  $10.3  million  of  accounts  receivable  from  PG&E.  We collected $1.0 million of this balance in January 2019 prior to PG&E’s bankruptcy filing. We generated $2.8 million of revenue from PG&E during the period from January 1, 2019 through January 28, 2019, bringing the total accounts receivable from PG&E to $12.1 million as of the date of the bankruptcy filing. We have not recorded an allowance against the accounts receivable from PG&E at December 31, 2018, as we do not believe it is probable that we will ultimately be  unable  to  collect  the  full  balance  of  the  pre-petition  receivables.  However,  any  delay  in  collecting  these  receivables  may  require  us  to  maintain  a  larger outstanding debt  balance  on the revolving  credit  facility  than otherwise would have been required,  which would leave  us with less flexibility  to pursue growth opportunities than we otherwise would have enjoyed. If PG&E does not have the financial means or refuses to pay the amounts owed to the Partnership, and if the Partnership  cannot  recover  the  amounts  owed  through  other  means,  the  Partnership  may  be  required  to  write-off  all,  or  a  portion  of,  any  outstanding  accounts receivable. Any such results would adversely affect the Partnership's financial results. The Partnership continues to assess the potential future impacts of the PG&E Bankruptcy on the Partnership’s operations. The realization of any of the above risks could significantly and adversely affect the Partnership's ability to meet its financial expectations, its financial condition, results of operations, and cash flows, its ability to make distributions to its unitholders, the market price of its common stock, and its ability to satisfy its debt service obligations.   25                                             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. In the ordinary course of our business, we may become subject to lawsuits, indemnity, or other claims, which could materially and adversely affect our business, financial condition, results of operations, profitability, cash flows, and growth prospects. From time to time, we are subject to various claims, lawsuits and other legal proceedings brought or threatened against us in the ordinary course of our business. These actions and proceedings may seek, among other things, compensation for alleged personal injury, workers' compensation, employment discrimination and other  employment-related  damages,  breach  of  contract,  property  damage,  environmental  liabilities,  multiemployer  pension  plan  withdrawal  liabilities,  punitive damages and civil penalties or other losses, liquidated damages, consequential damages, or injunctive or declaratory relief. We may also be subject to litigation involving allegations of violations of the Fair Labor Standards Act and state wage and hour laws. In addition, we generally indemnify our customers for claims related to the services we provide and actions we take under our contracts, and, in some instances, we may be allocated risk through our contract terms for actions by our customers or other third parties. Our existing and future debt levels may limit our flexibility to obtain financing and to pursue other business opportunities. As of December 31, 2018, we had $76.1 million of indebtedness outstanding under our Credit Agreement. In May 2018, we entered into a new Credit Agreement for a total of $90.0 million, with an accordion feature of $20.0 million ($110.0 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. 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. On May 29, 2018 (the “Closing Date”), we entered into a Series A Preferred Unit Purchase Agreement (the “Preferred Unit Purchase Agreement”) with an entity controlled by Charles C. Stephenson, Jr. (the “Purchaser”), an affiliate of our General Partner, where we issued and sold in a private placement 5,769,231 Series A Preferred Units representing limited partner interests in the Partnership (the “Preferred Units”) to the Purchaser for a cash purchase price of $7.54 per Preferred Unit, resulting in gross proceeds to the Partnership of $43.5 million. The Purchaser is entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% on the Preferred Units. 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 twelve quarters after the Closing Date.  Distributions we pay on preferred units reduce the cash available for other purposes. Our preferred units rank senior to our common units, and we must pay distributions on our preferred units (including any arrearages) before paying distributions on our common units. In addition, the preferred units rank senior to the common units with respect to rights upon liquidation.   26                                               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 saltwater to our saltwater disposal facilities. Therefore, it is possible that our customers may decide not to use our inspection and integrity services or dispose of their saltwater through us. The failure of customers to continue to use our services could adversely affect our operations, financial condition, cash flows and ability to make cash distribution to our unitholders. We depend on a limited number of customers for a substantial portion of our revenues. The loss of, or a material nonpayment by, 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  67%,  68%  and  80%  of  our  consolidated  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2018,  2017,  and  2016, respectively. Two customers accounted for more than 10% of revenues for the year ended December 31, 2018, and three customers accounted for more than 10% of revenues  for each  of the years  ended  December  31, 2017 and 2016; Pacific  Gas and Electric  Company and Plains All America  Pipeline  in 2018, Enterprise Product Partners, Pacific Gas and Electric Company and Plains All America Pipeline in 2017 and Enbridge Energy Partners, Pacific Gas and Electric Company and Plains All America Pipeline in 2016. 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. PG&E  Corporation  and  its  wholly-owned  subsidiary  Pacific  Gas  and  Electric  Company  (collectively,  “PG&E”)  filed  for  bankruptcy  protection  on  January  29, 2019.  We  continue  to  provide  services  to  PG&E  and  we  believe  that  we  will  be  paid  in  the  normal  course  for  services  provided  after  the  bankruptcy  filing.  However, due to uncertainties associated with the bankruptcy process, we cannot make assurances regarding the ultimate collection of our pre-petition receivables, the timing of any such collections, and our ability to retain PG&E as a customer. 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 saltwater disposal facilities that provide services that we could otherwise provide to them, and some producers recycle saltwater 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 saltwater 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, Pipeline & Process 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. PG&E  Corporation  and  its  wholly-owned  subsidiary  Pacific  Gas  and  Electric  Company  (collectively,  “PG&E”)  filed  for  bankruptcy  protection  on  January  29, 2019.  We  continue  to  provide  services  to  PG&E  and  we  believe  that  we  will  be  paid  in  the  normal  course  for  services  provided  after  the  bankruptcy  filing.  However, due to uncertainties associated with the bankruptcy process, we cannot make assurances regarding the ultimate collection of our pre-petition receivables or the timing of any such collections.   27                             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. Disruptions in the transportation services of trucking companies transporting saltwater could adversely affect our results of operations and cash available for distribution to our unitholders. We primarily depend on third party trucking companies to transport saltwater to our saltwater disposal facilities. In recent years, certain states, including North Dakota, and certain counties, have increased enforcement of weight limits they impose on saltwater 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  saltwater  to  our  saltwater  disposal  facilities,  which  may  either  increase  our  operating  costs  or  reduce  the  amount  of  saltwater  transported  to  our saltwater 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 saltwater 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 in 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.   28                          We sell residual oil that we recover during our saltwater treatment process. Volumes of residual oil recovered during the saltwater 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, indirectly, our profitability. Approximately 5%, 7%, and 6% of our revenue for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively, in the Water Services segment was derived from sales of residual oil recovered during the saltwater treatment process. Our ability to recover sufficient volumes of residual oil is dependent upon the residual oil  content  in  the  saltwater  we  treat,  which  is,  among  other  things,  a  function  of  water  type,  chemistry,  source,  and  temperature.  Generally,  where  outside temperatures are lower, there is less residual oil content and separation is more difficult. Thus, our residual oil recovery during the winter season is lower than our recovery during the summer season in North Dakota. Additionally, residual  oil content will decrease if, among other things, producers recover higher levels of residual oil in saltwater prior to delivering such saltwater to us for treatment. Also, the revenues we derive from sales of residual oil are subjected to fluctuations in the  price  of  oil.  Any  reduction  in  residual  crude  oil  content  in  the  saltwater  we  treat  or  the  prices  we  realize  on  our  sales  of  residual  oil  could  materially  and adversely affect our profitability. 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;   ● 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 any of these potential difficulties. Our utilization of existing capacity, expansion of existing saltwater disposal facilities, and construction or purchase of new saltwater 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  saltwater  disposal  facilities  and  construct  or  purchase  new  saltwater  disposal  facilities.  The  construction  of  a  new  saltwater  disposal  facility  or  the extension, renovation or expansion of an existing saltwater disposal facility, such as by connecting such saltwater 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 saltwater 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.   29                                                                                             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. 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;   30                                                         ● 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.   31                                                             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. In May  2018, we entered  into a new Credit  Agreement  for  $90.0 million,  with  a $20.0 million  accordion  feature  ($110.0  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 we will be able to meet these ratios and tests. The provisions of our Credit Agreement may affect our ability to obtain future financing and pursue attractive business opportunities and our flexibility in planning for,  and  reacting  to,  changes  in  business  conditions.  For  example,  our  funds  available  for  operations,  future  business  opportunities  and  cash  distributions  to unitholders may be reduced by that portion of our cash flow required to make interest payments on our debt. Our ability to service our debt may depend upon, among other things, our future financial and operating performance, which will be affected by prevailing economic conditions and financial, business, regulatory and other factors, some of which are beyond our control. If our operating results are not sufficient to service any future indebtedness, we will be forced to take actions  such  as  reducing  distributions,  reducing  or  delaying  our  business  activities,  acquisitions,  investments  or  capital  expenditures,  selling  assets  or  seeking additional equity capital. We cannot assure unitholders that we would be able to take any of these actions, that these actions would be successful and permit us to meet our scheduled debt service obligations or satisfy our capital requirements, or that these actions would be permitted under the terms of our Credit Agreement, or  future  debt  agreements.  Our  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.   32                                                       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 saltwater disposal facilities in North Dakota, which are subject to regulatory programs for addressing the handling, treatment, recycling and disposal  of  saltwater.  We  are  also  required  to  comply  with  federal  laws  and  regulations  governing  our  operations.  These  environmental  laws  and  regulations require  that  we,  among  other  things,  obtain  permits  and  authorizations  prior  to  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 saltwater 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. In the future we may face increased obligations relating to the closing of our saltwater disposal facilities and we may be required to provide an increased level of financial assurance to regulatory agencies to ensure the appropriate closure activities occur for a saltwater disposal facility. Obtaining a permit to own or operate a saltwater 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  saltwater  disposal  facilities.  In  particular,  the  North  Dakota  regulatory  agencies  require  us  to  post letters of credit in connection with the operation of our saltwater disposal facilities. As we acquire additional saltwater disposal facilities or expand our existing saltwater 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 saltwater disposal facilities. We have accrued approximately $0.1 million on our Consolidated Balance Sheet related to our contemplated future closure obligations of our saltwater disposal facilities as of December 31, 2018. This amount was calculated by estimating the total amount of closure obligations and the dates at which such closures might occur and discounting this total estimated cost to calculate a present value. 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 saltwater disposal facilities, and additional environmental remediation requirements. Increased regulatory requirements regarding our existing or future saltwater  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.   33                       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 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 saltwater delivered to our saltwater disposal facilities and correspondingly decrease our revenues attributed to saltwater 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 are unable to obtain water to use in their operations from local sources, they may be incentivized to recycle and reuse saltwater instead of delivering such saltwater to our saltwater disposal facilities. 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.   34                     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  have  promulgated  rules  or  guidance  in  response  to  these  concerns.  For  example,  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. New seismic permitting requirements applicable to disposal wells impose more stringent permitting requirements and would be likely to result in added costs to comply, or perhaps, may require alternative methods of disposing of saltwater 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  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.   35                        We could incur significant costs in cleaning up contamination that occurs at our facilities. Petroleum hydrocarbons, saltwater, and other substances and wastes arising from E&P related activities have been disposed of or released on or under many of our sites. At some of our facilities, we have conducted and may continue to conduct monitoring, and we will continue to perform such monitoring and remediation of known  contamination  until  the  appropriate  regulatory  standards  have  been  achieved.  These  monitoring  and  remediation  efforts  are  usually  overseen  by  state environmental regulatory agencies. Costs for such remediation activities may exceed estimated costs, and there can be no assurance that the future costs will not be material. It is possible that we may identify additional contamination in the future, which could result in additional remediation obligations and expenses, which could be material. We and our customers may be exposed to certain regulatory and financial risks related to climate change. The  EPA  has  adopted  regulations  under  existing  provisions  of  the  federal  Clean  Air  Act,  that,  for  example,  require  certain  large  stationary  sources  to  obtain Prevention  of  Significant  Deterioration,  or  PSD,  pre-construction  permits  and  Title  V  operating  permits  for  GHG  emissions.  The  EPA  has  also  adopted  rules requiring the monitoring and reporting of GHG emissions from specified sources in the United States, including, among others, certain onshore oil and natural gas processing and fractionating facilities, which was expanded in October 2015 to include onshore petroleum and natural gas gathering and boosting activities and natural gas transmission pipelines. Additionally, the U.S. Congress has in the past considered adopting legislation to reduce emissions of GHGs, and almost one- half of the states have already taken legal measures to reduce emissions of GHGs, primarily through the planned development of GHG emission inventories and/or regional GHG cap-and-trade programs. Most of these cap and trade programs work by requiring major sources of emissions, such as electric power plants or major producers of fuels, such as refineries and natural gas processing plants, to acquire and surrender emission allowances that correspond to their annual emissions of GHGs. In addition, in December 2015, over 190 countries, including the United States, reached an agreement to reduce greenhouse gas emissions. The agreement entered into force in November 2016 after over 70 countries, including the United States, ratified or otherwise consented to be bound by the agreement. 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. 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.   36                       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 could materially impact our business. 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 saltwater 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 saltwater 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, saltwater, or other wastes are covered by our insurance against claims made for bodily injury, property damage, or environmental damage and clean-up costs stemming from a sudden and accidental pollution event, provided that we report the event within 30 days after its commencement. The coverage applies to incidents the company is legally obligated to pay resulting from pollution conditions caused by covered operations. We may not have coverage if the operator is unaware of the pollution event and unable to report the “occurrence” to the insurance company within the required time frame. Although we have coverage for gradual, long-term pollution events at certain locations, this coverage does not extend to all places where  we  may  be  located  or  where  we  may  do  business.  We  also  may  have  liability  exposure  if  any  pipelines  or  gathering  systems  transporting  water  to  our saltwater disposal facilities develop a leak (depending upon the terms of the insurance contracts at issue). On November 29, 2018, a production inspector employed by CEM-TIR, suffered a fatal injury while working at a client’s jobsite. The injury occurred while the employee was performing a procedure inconsistent with his job duties, at the direction of the client’s employee. CEM-TIR had no knowledge or control over the work that was performed by the employee. An OSHA investigation determined that neither CEM-TIR nor TIR were at fault, and instead issued citations to the client. Although no claims have been made against CEM-TIR or TIR, the client has informed us that if any claims are made against the client as a result of the fatality, they will seek indemnification from TIR pursuant to a provision in a master services agreement between TIR and the client. 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  saltwater  disposal  facilities  are  located  exclusively  in  North  Dakota.  This  concentration  could  disproportionately  expose  us  to  operational,  economic,  and regulatory  risk  in  these  areas.  Additionally,  after  the  sale  of  both  of  our  Texas  saltwater  disposal  facilities  in  2018,  our  saltwater  disposal  facilities  currently comprise eight 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 saltwater disposal facilities, could have a significantly greater impact on our financial condition, results of operations, and cash flows than if we were more diversified.   37                             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. New technology, including those involving recycling of saltwater or the replacement of water in fracturing fluid, may hurt our competitive position. The saltwater disposal industry is subject to the introduction of new waste treatment and disposal techniques and services using new technologies including those involving recycling of saltwater, some of which may be subject to patent protection. As competitors and others use or develop new technologies or technologies comparable  to  ours  in  the  future,  we  may  lose  market  share  or  be  placed  at  a  competitive  disadvantage.  For  example,  some  companies  have  successfully  used propane as the fracturing fluid instead of water. Further, we may face competitive pressure to implement or acquire certain new technologies at a substantial cost. Some of our competitors may have greater financial, technical and personnel resources than we do, which may allow them to gain technological advantages or implement  new  technologies  before  we  can.  Additionally,  we  may  be  unable  to  implement  new  technologies  or  products  at  all,  on  a  timely  basis,  or  at  an acceptable cost. New technology could also make it easier for our customers to vertically integrate their operations or reduce the amount of waste produced in oil and  natural  gas  drilling  and  production  activities,  thereby  reducing  or  eliminating  the  need  for  third-party  disposal.  Limits  on  our  ability  to  effectively  use  or implement new technologies may have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. Technology advancements in connection with alternatives to hydraulic fracturing could decrease the demand for our saltwater 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 saltwater disposal services could be materially impacted because these wells would not produce flowback water. 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  saltwater  processed  and  disposed  of  by  our  customers’  decreases  or  if  we  are  unable  to  increase  the  rates  charged  to  correspond  with  increasing  costs  of operations. Our revenues and profitability for Pipeline Inspection and Pipeline & Process 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.   38                         We may be unable to attract and retain a sufficient number of skilled and qualified workers. The  delivery  of  our  water  and  environmental  services  and  products  requires  personnel  with  specialized  skills  and  experience  who  can  perform  physically demanding work. The saltwater disposal industry has experienced a high rate of employee turnover as a result of the volatility of the oilfield service industry and the demanding nature of the work, and workers may choose to pursue employment in fields that offer a less demanding work environment. In addition, Pipeline Inspection  and  Pipeline  &  Process  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 Pipeline & Process 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. 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  saltwater  disposal  facilities  for  the  processing  of  saltwater,  as  well  as  the  operations  of  third-party facilities, such as our oil and natural gas producing customers, for uninterrupted demand of our water and environmental services. Any significant interruption at these facilities, or inability to transport products to or from the third-party facilities to our saltwater 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; 39                                                     ● pressure issues that limit or restrict our ability to inject water into the disposal well or limitations with the injection zone formation and its permeability or porosity that could limit or prevent disposal of additional fluids;   ● labor difficulties;   ● malfunctions in automated control systems at the facilities;   ● disruptions in the supply of saltwater to our facilities;   ● failure of third-party pipelines, pumps, equipment or machinery; and   ● governmental mandates, restrictions, or rules and regulations. In addition, there can be no assurance that we are adequately insured against such risks because the Partnership does not carry business interruption insurance. As a result, our revenue and results of operations could be materially adversely affected. 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 continue to 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  is  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. 40                                                                    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 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 conclusions about the effectiveness of our internal controls, and we may incur significant costs in our efforts to comply with Section 404. During late 2018, we signed agreements with a software provider and with a system integration advisor, under which, we plan to implement a new software system for payroll and human resources management. We expect to implement the new system on January 1, 2020. It is our intent through this new system to improve processes for human resources management, payroll, and other applications as they affect our evolving business model. Any failure(s) during this 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 system implementation, we can provide no assurance as to our 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 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. 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. 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 anticipated from the implementation of our enterprise-wide information system. We  recently  began  the  process  of  implementing  a  new  information  technology  system  to  support  our  payroll,  inspector  recruitment,  and  human  resource management  processes.  We  expect  to  implement  this  new  system  on  January  1,  2020.  It  is  our  intent,  through  this  system,  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 system implementation process prove to be ineffective. 41                           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 December 31, 2018, Holdings and its affiliates own an approximate 64.0% common unit interest in us and own and control our general partner and appoint all the officers and directors of our general partner. As of December 31, 2018, an affiliate of Holdings owns all of the preferred unit interests in us. 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;   ● 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; 42                                                                                 ● 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; ● our general partner may decide to issue additional Partnership common units to the general public, thus diluting current unitholders’ ownership interests. This action could result in lower distributions to our common unitholders; 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. 43                                                                         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. 44                                                             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 pay Holdings a quarterly administrative fee of $1.0 million for the provision of certain general and administrative expenses. For year ending December 31, 2018, all quarterly administrative fees were paid ($4.0 million).  However,  during  the  years  ending  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. This administrative fee will increase to $4.5 million in 2019, based on the cumulative increase in the PPI since the inception of the omnibus agreement. 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 our payment for these services could increase. Such an increase could 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. 45                                                     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 11, 2019, Holdings and its affiliates own approximately 64.1% 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. 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 common units and other equity interests ranking junior to the Series A Preferred 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, except that, subject to certain limited exceptions, we will need the consent of 66 2/ 3 % of the outstanding Series A Preferred Units to issue any additional Series A Preferred Units or any class or series of partnership interests that, with respect to distributions on such partnership interests or distributions in respect of such  partnership  interests  upon  our  liquidation,  dissolution  and  winding  up,  ranks  equal  to  or  senior  to  the  Series  A  Preferred  Units.  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. 46                                                         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  11,  2019,  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. 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 11, 2019, Holdings and its affiliates own 64.1% of our common units and therefore are not currently able to exercise the call right. 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, 2018, there are only 4,261,755 publicly traded common units held by public unitholders. As of March 11, 2019, Holdings and CEP-TIR own 6,957,349 common units representing an aggregate 57.9%  of our common units. 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. In addition, our Series A Preferred Units may be converted into common units at the then-applicable conversion rate at the earlier of (i) May 29, 2021 or (ii) immediately prior to a liquidation of us.  47                                     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. Our Series A Preferred Units have rights, preferences and privileges that are not held by, and are preferential to the rights of, holders of our common units. Our Series A Preferred Units rank senior to our common units with respect to distribution rights and rights upon liquidation. These preferences could adversely affect the market price for our common units or could make it more difficult for us to sell our common units in the future. In  addition,  until  the  conversion  of  the  Series  A  Preferred  Units  into  common  units  or  their  redemption,  holders  of  the  Series  A  Preferred  Units  will  receive cumulative  quarterly  distributions  equal  to  9.5%  per  annum  plus  accrued  and  unpaid  distributions.  With  respect  to  any  quarter  up  to  and  including  the  quarter ending June 30, 2021, our general partner may elect to pay such quarterly distribution in cash, in-kind in the form of additional Series A Preferred Units or in a combination thereof, provided that a minimum of 2.5% of such distribution will be paid in cash unless the holders of the Series A Preferred Units otherwise agree. For any quarter ending after June 30, 2021, the quarterly distribution will be paid in cash. Each holder of the Series A Preferred Units has the right to share in any special  distributions  by  us  of  cash,  securities  or  other  property  pro  rata  with  the  common  units  on  an  as-converted  basis,  subject  to  customary  adjustments. Accordingly, we cannot pay any distributions on any junior securities, including any of the common units, prior to paying the quarterly distribution payable to the Series  A  Preferred  Units,  including  any  previously  accrued  and  unpaid  distributions.  Our  obligation  to  pay  distributions  on  our  Series  A  Preferred  Units  could impact our liquidity and reduce the amount of cash flow available for working capital, capital expenditures, growth opportunities, acquisitions and other general partnership  purposes.  Our  obligations  to  the  holders  of  the  Series  A  Preferred  Units  could  also  limit  our  ability  to  obtain  additional  financing  or  increase  our borrowing costs, which could have an adverse effect on our financial condition. The terms of our Series A Preferred Units contain covenants that may limit our business flexibility. The  terms  of  our  Series  A  Preferred  Units  contain  covenants  preventing  us  from  taking  certain  actions  without  the  approval  of  the  holders  of  66  2/  3 % of the outstanding Series A Preferred Units, voting separately as a class. The need to obtain the approval of holders of the Series A Preferred Units before taking these                         actions could impede our ability to take certain actions that management or the Board of Directors of our General Partner may consider to be in the best interests of our unitholders. The affirmative vote of 66 2/ 3 % of the outstanding Series A Preferred Units, voting separately as a class, is necessary to amend our partnership agreement in any manner  that  is  materially  adverse  to  any  of  the  rights,  preferences  and  privileges  of  the  Series  A  Preferred  Units.  The  affirmative  vote  of  66  2/  3  %  of  the outstanding Series A Preferred Units voting separately as a class, is necessary to, among other things issue, authorize or create any additional Series A Preferred Units or any class or series of partnership interests that, with respect to distributions on such partnership interests or distributions in respect of such partnership interests upon our liquidation, dissolution and winding up, ranks equal to or senior to the Series A Preferred Units. 48       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 at 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. 49                                           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. 50                                   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. 51                                           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 We have an aggregate maximum daily disposal capacity of 108,800 barrels in the following saltwater disposal facilities, all of which were built using completion techniques consistent with current industry practices and utilizing well depths of at least 5,300 feet to 6,200 feet with injection intervals beginning at least 5,000 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 Belfield, ND Watford City, ND (1), (2) Arnegard, ND (1) County Williams Dunn McKenzie Mountrail Williams Mountrail Billings McKenzie McKenzie In-service Date June 2011 December 2011 May 2012 June 2012 August 2012 September 2012 October 2012 May 2013 August 2014 Leased / Owned (3) Owned Owned Leased Leased Owned Owned Leased Leased Leased (1)   Currently receives piped water. (2)   We own a 25.0% noncontrolling interest in this saltwater disposal facility. (3) Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements. 52                                                                                       We lease general office space at our corporate headquarters located at 5727 S. Lewis Ave., Suite 300, Tulsa, Oklahoma 74105. The lease expires in November of 2024, unless  terminated  earlier  under  certain  circumstances  specified  in our lease.  An affiliated  entity  leases  office  space  in Houston, TX that  is shared  by our Pipeline Inspection and Pipeline & Process Services segments, primarily for business development purposes. This lease expires in March of 2020. We also lease a small office in Walnut Creek, CA that expires in March of 2020. Our Pipeline & Process Services segment rents office space and two apartments in Odessa, Texas. These leases expire before December of 2019. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS Fithian v. TIR LLC On October 5, 2017, a former inspector for TIR LLC and Cypress Energy Management – TIR, LLC (“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 LLC 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. The defendants plan to continue to vigorously defend these claims and have stayed a counterclaim against the named plaintiff. On March 28, 2018, the court granted a joint stipulation of dismissal without prejudice in regard 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.  On  July  26,  2018,  the plaintiff filed a motion for conditional class certification. CEM-TIR subsequently filed pleadings opposing the motion. On January 25, 2019, the court denied the plaintiff's motion for conditional class certification. Sun Mountain LLC v. TIR-PUC On February 27, 2019, Sun Mountain LLC (“Sun Mountain”), a subcontractor of TIR-PUC, filed a lawsuit alleging that TIR-PUC failed to pay invoices amounting to approximately $3.5 million for services subcontracted to Sun Mountain under TIR-PUC’s agreement to provide services to Pacific Gas and Electric Company. Sun Mountain filed the action in Federal District Court for the Northern District of Oklahoma. TIR-PUC denies that such amounts are owed, as conditions to TIR- PUC’s  obligation  to  make  the  payments  have  not  been  met.  The  full  amount  of  these  invoices  is  included  within  accounts payable on  the  accompanying Consolidated Balance Sheet at December 31, 2018. No estimate of potential loss can be determined at this time and TIR-PUC denies the claims. Other From time to time, we are subject to legal proceedings and claims that arise in the ordinary course of business. Like other organizations, our operations are subject to  extensive  and  rapidly  changing  federal  and  state  environmental,  health  and  safety  and  other  laws  and  regulations  governing  air  emissions,  wastewater discharges, and solid and hazardous waste management activities. We  are  not  a  party  to  any  other  material  pending  or  overtly  threatened  legal  or  governmental  proceedings,  other  than  proceedings  and  claims  that  arise  in  the ordinary course and are incidental to our business. ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES Not Applicable. PART II ITEM 5. MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED UNITHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES Our common units are listed on the NYSE under the symbol “CELP.” On M arch 11, 2019, the closing price for the common units was $7.69 per unit and there were approximately 3,200 unitholders of record and beneficial owners (held in street name) of the Partnership’s common units. The Partnership issued approximately 5,200 federal K-1s to unitholders of record for 2018. 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. 53                                         On  May  29,  2018  we  issued  and  sold  in  a  private  placement  5,769,231  Series  A  Preferred  Units  representing  limited  partner  interests  in  the  Partnership  (the “Preferred  Units”)  for  a  cash  purchase  price  of  $7.54  per  Preferred  Unit,  resulting  in  gross  proceeds  to  the  Partnership  of  $43.5  million.  The  purchaser  of  the Preferred Units is entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% (which amounts to $4.1 million per year). 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  twelve  quarters  after  the  initial  sale  of  the  Preferred  Units.  We  paid  the  first  distribution  on  the  Preferred  Units  in  November  2018  of  $1.4 million  in  cash,  which  represented  the  period  from  May  29,  2018  through  September  30, 2018.  We  also  paid  a  quarterly  distribution  on the  Preferred  Units  in February 2019 of $1.0 million in cash. 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 common 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.  Our preferred units rank senior to our common units, and we must pay distributions on our preferred units (including any arrearages) before paying distributions on our common units. In addition, the preferred units rank senior to the common units with respect to rights upon liquidation. 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. Distributions Although it is the Partnership’s policy to continue to make cash distributions to our common 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  common  unitholders,  pro  rata,  until  we  distribute  for  each  outstanding  common  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. 54                                                                     Series A Preferred Units As of March 11, 2019, we had 5,769,231 Series A Preferred Units outstanding. Until the conversion of the Series A Preferred Units into common units or their redemption, holders of the Series A Preferred Units are entitled to receive cumulative quarterly distributions equal to 9.5% per annum plus accrued and unpaid distributions. With respect to any quarter up to and including the quarter ending June 30, 2021, our general partner may elect to pay such quarterly distribution in cash, in-kind in the form of additional Series A Preferred Units or in a combination thereof, provided that a minimum of 2.5% of such distribution will be paid in cash unless the holders of the Series A Preferred Units otherwise agree. For any quarter ending after June 30, 2021, the quarterly distribution will be paid in cash. We  cannot  redeem,  repurchase  or  pay  any  distributions  on  any  junior  securities,  including  any  of  the  common  units,  prior  to  paying  the  quarterly  distribution payable to the Series A Preferred Units, including any previously accrued and unpaid distributions. General Partner Interest and Incentive Distribution Rights Incentive distribution rights (“IDRs”) represent a common 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 common unitholders and the owner(s) of the IDRs in the following manner: ● first, 100.0% to all common unitholders, pro rata, until each common unitholder receives a total of $0.445625 per unit for that quarter (the “first target distribution”); ● second, 85.0% to all common unitholders, pro rata, and 15.0% to the owner(s) of the IDRs, until each common unitholder receives a total of $0.484375 per unit for that quarter (the “second target distribution”); ● third, 75.0% to all common unitholders, pro rata, and 25.0% to the owner(s) of the IDRs, until each common unitholder receives a total of $0.581250 per unit for that quarter (the “third target distribution”); and ● thereafter, 50.0% to all common 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, 2018. Unregistered Sales of Equity Securities None not previously reported on a current report on Form 8-K. Issuer Purchases of Equity Securities None. 55                                     ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA The following table should be read together with “ Item 7 – Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations ” and the historical financial statements and accompanying notes included in “ Item 8 – Financial Statements and Supplementary Data .” Cypress  Energy  Partners,  L.P.  (the  “Partnership”)  is  a  Delaware  limited  partnership  formed  in  2013  to  provide  independent  pipeline  inspection  and  integrity services  to producers and pipeline  companies  and to provide saltwater  disposal  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 Partnership’s IPO, a 100% ownership interest in the Partnership’s saltwater disposal facilities (the Water Services segment) and a 50.1% interest in the TIR Entities (the Partnership’s Pipeline Inspection segment) were contributed to the Partnership. 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 (the Pipeline & Process 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. 56                 Cypress Energy Partners, L.P. Year Ended Year Ended Year Ended Year Ended Year Ended December 31, December 31, December 31, December 31, December 31, 2018 2016 (in thousands, except cash distributions per unit and operational data) 2015(a) 2017 314,960    $ 270,914      44,046      23,744      4,404      —      4,108      20,006      6,206      —      12,098      685      11,413      286,342    $ 252,739      33,603      21,055      4,443      3,598      570      5,077      7,335      —      (1,923)     (1,110)     (813)     297,997    $ 262,517      35,480      21,853      4,861      10,530      —      (1,764)     6,559      —      (9,162)     (4,499)     (4,663)     371,191    $ 326,261      44,930      23,795      5,427      6,645      —      9,063      5,656      —      4,091      599      3,492      152,853    $ —      76,129      54,287      163,203    $ 136,293      —      9,985      167,512    $ —      135,699      19,388      190,882    $ —      139,129      40,702      15,409    $ 7,007      (31,466)     0.84      5,762      8,253    $ (1,041)     (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      2014 404,418  355,355  49,063  21,321  6,345  32,546  —  (11,149) 3,208  446  (15,179) 4,973  (20,152) 187,524  —  75,282  100,428  13,016  (2,286) (16,030) 1.51  2,286    $ 23,102    $ 16,640    $ 19,794    $ 24,663    $ 28,499  21,883      18,692      22,238      23,147      18,190  Income Statement Data   $ Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Offering costs Net income (loss) Net income (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests       $   $ Balance sheet Data - Period End Total assets Current portion of long-term debt Long-term debt Total 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) (b) Capital expenditures Other Financial Data Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to partners / controlling interests Operational Data Average number of inspectors (PI segment) Average revenue per inspector per week Average number of field personnel (PPS segment) (c) Average revenue per field personnel per week Total barrels of saltwater disposed (in thousands) Average revenue per barrel   $   $   $ 1,214      4,551    $ 23      12,508    $ 14,782      0.80    $ 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  4,773  19,066  1.18  (a) Activity for the year ended December 31, 2015 includes operations of Brown (PPS segment) from the May 1, 2015 acquisition date to the end of the year. (b) Includes February distributions related to the previous quarter ended December 31. (c) Represents Brown (PPS segment) personnel from the May 1, 2015 acquisition date.   57                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   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, maintenance capital expenditures, and cash distributions on preferred equity. 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.   58                                 Reconciliation of Net Income (Loss) to Adjusted EBITDA and to Distributable Cash Flow Net income (loss) Add: Interest expense Debt issuance cost write-off Depreciation, amortization and accretion Impairments Income tax expense Non-cash allocated expenses Equity based compensation Foreign currency losses Less: Gains on asset disposals, net Foreign currency gains Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to general partner Adjusted EBITDA attributable to non-controlling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests Less:  Preferred unit distributions  Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures Distributable cash flow   59 2018 Years ended December 31, 2017 (in thousands) 2016   $ 12,098    $ (1,923)   $ (9,162) 6,206      114      5,480      —      1,318      —      1,247      643      4,004      —      23,102    $ —      1,219      21,883    $ 1,412      7,611      12,860    $ 7,335      —      5,545      3,598      596      1,750      1,059      —      588      732      16,640    $ (2,300)     248      18,692    $ —      8,674      10,018    $ 6,559  —  5,788  10,530  1,195  3,798  1,086  —  —  —  19,794  (2,500) 56  22,238  —  6,717  15,521    $   $   $                                                                                                                                                                                                                                                      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 Debt issuance costs 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 Foreign currency losses attributable to limited partners Less: Gains on asset disposals attributable to limited partners, net Foreign currency gains attributable to limited partners Adjusted EBITDA attributable to limited partners Less: 2018 Years ended December 31, 2017 (in thousands) 2016    $ 11,413    $ 3,237    $ 6,206      114      4,974      —      1,290      1,247      643      4,004      —      21,883      7,335      —      4,978      2,823      580      1,059      588      732      18,692      1,635  6,556  —  5,373  6,409  1,179  1,086  —  —  22,238  Preferred unit distributions Cash interest paid, cash taxed paid and maintenance capital expenditures attributable to limited 1,412      —      —  partners Distributable cash flow    $ 7,611      12,860    $ 8,674      10,018    $ 6,717  15,521    60                                                                                                                                                                                                                     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 non-controlling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests Less:  Preferred unit distributions  Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures Distributable cash flow  2018 Years ended December 31, 2017 (in thousands) 2016 15,409    $ 7,165     (1,004)      (5,440)     (87)     5,646      1,267      146      23,102    $ —      1,219      21,883    $ 1,412      7,611      12,860    $ 8,253    $ 3,406      1,332      (4,471)     365      6,741      957      57      16,640    $ (2,300)     248      18,692    $ —      8,674      10,018    $ 24,819  (9,871) (1,350) (478) (662) 5,989  1,219  128  19,794  (2,500) 56  22,238  —  6,717  15,521    $   $   $   $ 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. 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 Pipeline & Process Services segments throughout the United States and Canada. The Pipeline Inspection segment is comprised of the operations of our TIR Entities and the Pipeline & Process Services segment is comprised of the operations of Brown. We also provide saltwater 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 (eight owned) saltwater disposal facilities, all of which are in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota. We also have a management agreement in place to provide staffing and management services to one 25%-owned saltwater 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.   61                                                                                                                                                                                                               How We Generate Revenue We generate revenue in our 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 Pipeline & Process 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 crude oil 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. We  generate  revenue  in  our  Water  Services  segment  primarily  by  treating  flowback  and  produced  water  and  injecting  the  saltwater  into  our  saltwater  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 saltwater disposed, competitive  dynamics,  and  operating  costs.    The  volumes  of  saltwater  disposed  at  our  saltwater  disposal  facilities  are  driven  by water  volumes  generated  from existing oil and natural gas wells during their useful lives and the development of new 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 natural gas liquids, 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  natural  gas  liquids.    We  also  generate  revenue  by  managing  one  saltwater  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 saltwater we treat, which is, among other things, a function of water type, chemistry, source, and temperature.  Generally, where outside temperatures are lower, there is less residual oil content and separation is more difficult.  Thus, our residual oil recovery during the winter season is usually lower than our recovery  during the summer season.  Additionally,  residual  oil content will decrease  if, among other things, producers begin recovering higher levels of residual oil in saltwater prior to delivering such saltwater to us for treatment.  How We Evaluate Our Operations Our  management  uses  a  variety  of  financial  and  operating  metrics  to  analyze  our  performance.  We  view  these  metrics  as  significant  factors  in  assessing  our operating results and profitability. These metrics include:   ● inspector headcount in Pipeline Inspection;   ● field personnel headcount and utilization in Pipeline & Process Services;   ● saltwater 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.   62                                                                     Inspector Headcount The amount of revenue we generate in our Pipeline Inspection segment 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 our Pipeline & Process Services segment 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.  The employees of the Pipeline & Process 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 primarily variable costs). Saltwater 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. Most of the revenue generated from water delivered to our facilities by truck is generated pursuant to contracts that are short- term in nature. Most of the revenue generated from water delivered to our facilities by pipeline is generated pursuant to contracts that are several years in duration. The volumes of saltwater disposed at our saltwater 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  new  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 natural gas liquids, 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 natural gas liquids. Approximately 5%, 7%, and 6% of our Water Services segment revenue for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, respectively, was derived from sales of residual oil recovered during the saltwater treatment process. Our ability to recover residual oil is dependent upon the oil content in the saltwater we treat, which is, among other things, a function of water type, chemistry, source, and temperature. Generally, where outside temperatures are lower, oil separation is more difficult.  Thus,  our  residual  oil  recovery  during  the  winter  season  is  lower  than  our  recovery  during  the  summer  season.  Additionally,  residual  oil  content  will decrease if, among other things, producers begin recovering higher levels of residual oil in saltwater prior to delivering such saltwater to us for treatment. Operating Expenses The primary components of our operating expenses include cost of services, general and administrative, and depreciation and amortization. Costs of services . Employee or contractor-related costs and per diem expenses are the primary cost of services components in Pipeline Inspection and Pipeline & Process  Services.  These  expenses  fluctuate  based  on  the  number,  type,  and  location  of  projects  on  which  we  are  engaged  at  any  given  time.  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 saltwater disposal volumes but can fluctuate from period to period depending on the mix of activities performed during that period and the timing of these expenses. General and administrative. General and administrative expenses include management and overhead payroll, general office expenses, management fees, legal fees, and other expenses. Under our amended and restated omnibus agreement, Holdings charges us an annual administrative fee of $4.0 million (payable in equal quarterly installments) for the provision of certain 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. This administrative fee will increase to $4.5 million in 2019, based on the cumulative increase in the PPI since the inception of the omnibus agreement. 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  and as contributions attributable to general partner in our Consolidated Statement of Owners’ Equity.   63                                 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;  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 could reduce the amount of cash we have available to distribute to our 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  in  our  Consolidated  Statements  of  Operations  and  as  contributions attributable to general partner in  our Consolidated Statement of Owners’ Equity. Depreciation, amortization and accretion. Depreciation, amortization and accretion expense primarily consists of the decrease in value of assets as a result of using the assets over their estimated useful life. 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 fixed assets of our Water Services segment constituted approximately 79% of the net book value of our consolidated fixed assets as of December 31, 2018. 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 cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures, and cash distributions on preferred equity,  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  the  Pipeline  Inspection  segment  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 (loss) 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 All  three  of  our  segments  generated  increased  revenues  in  2018  relative  to  2017,  which  reflects  the  recovery  in  the  energy  markets.  We  believe  our  essential midstream services are well-positioned for long-term growth, given the aging energy infrastructure in the U.S., the construction of new pipelines, and growing oil and gas production.   64                                                                Revenues of our Pipeline Inspection segment increased from $268.6 million in 2017 to $288.1 million in 2018, an increase of 7.3%. Gross margins in this segment increased from $26.7 million in 2017 to $31.6 million in 2018, an increase of 18.3%. The gross margin percentage for the Pipeline Inspection segment increased from 10.0% in 2017 to 11.0% in 2018, as we continue to make progress on our goal of diversifying our revenues into higher-margin services.  We finished 2018 with strong headcount (our weekly headcount averaged 1,375 inspectors in the fourth quarter of 2018, compared to 1,101 inspectors during the fourth quarter of 2017). During the fourth quarter of 2018, we began work on the largest contract award in our history, a pipeline project that is expected to continue throughout 2019. Revenues of our Pipeline & Process Services segment increased from $9.3 million in 2017 to $15.0 million in 2018, an increase of 61.9%. The increase was due in part  to  increasing  demand  and  in  part  to  improved  business  development  efforts.    Gross  margins  in  this  segment  increased  from  $1.9  million  in  2017  to  $4.3 million in 2018, an increase of 123.5%. We began 2019 with a solid project backlog and have had robust bidding activity on new projects. Revenues of our Water Services segment increased from $8.4 million during 2017 to $11.9 million during 2018, an increase of 40.7%, which was partially driven by  the  completion  of  some  new  pipelines  in  2018.  Demand  for  this  segment  increased  in  2018  as  customer  activity  increased  in  the  Bakken  shale  region  with higher  commodity  prices.  Gross  margins  in  this  segment  increased  from  $4.9  million  in  2017  to  $8.1  million  in  2018,  an  increase  of  64.2%.  These  increases occurred despite the fact that we sold our two saltwater disposal facilities in Texas, on attractive terms, during January 2018 and May 2018, respectively, thereby exiting the Permian basin. Our  sponsor,  Holdings,  completed  two  acquisitions  in  the  third  quarter  of  2018  that  we  believe  will  allow  us  to  expand  the  breadth  and  depth  of  the  pipeline integrity services we offer to our clients. Both transactions were asset purchases that require some repositioning before bringing them into the Partnership. Our sponsor  made  solid  progress  toward  this  goal  on  both  acquisitions  in  the  fourth  quarter  of  2018,  and  intends  to  offer  them  to  the  Partnership  once  it  has accomplished certain developmental goals, most likely in early 2020 (if not sooner). These potential acquisitions would move us into several new lines of work, including  water  treatment,  in-line  inspection  (“ILI”)  with  next-generation  high  resolution  technology  for  energy  companies,  equipment  rental  (which  could  be converted into a service business before offering this line of business to the Partnership), and other pipeline process services including nitrogen and dehydration. Holdings’  new  Lafayette  facility  also  allows  us  to  expand  into  the  offshore  market  and  positions  us  to  better  serve  the  Southeastern  part  of  the  country.  The acquired ILI technology is also the first high definition tool capable of serving the municipal water industry’s aging mortar-lined steel pipelines used to transport drinking water that are in need of substantial maintenance, repair, and replacement. The future acquisitions of these businesses should also position us to eventually resume increasing our distributions. Pipeline Inspection Demand is growing for our Pipeline Inspection segment. We operate in a very large market, with more than 2,500 customer prospects who require federally and/or state-mandated inspection and integrity services. During the third quarter of 2018, we signed the largest contract in the 15-year history of TIR and began work on this project in the fourth quarter.  Our focus remains on both maintenance and integrity work on existing pipelines as well as work on new projects. With stronger commodity prices and healthier balance sheets, our existing and potential customers are investing in their businesses following a difficult two-year economic downturn in the energy industry. 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  regulatory  requirements,  coupled  with  the  aging pipeline  infrastructure,  mean  that, regardless of commodity prices, our customers will require our regulatory inspection services.  However, a prolonged downturn in oil and natural gas prices could lead to a downturn in demand for our services. Pipeline & Process Services Brown, our 51% owned integrity services hydrotesting business, experienced a significant improvement in its utilization rates in 2018. Revenues of our Pipeline & Process Services segment increased from $9.3 million in 2017 to $15.0 million in 2018, an increase of 61.9%. The increase was due in part to increasing demand and in part to improved business development efforts.  Gross margins in this segment increased from $1.9 million in 2017 to $4.3 million in 2018, an increase of 123.5%. During  the  third  quarter  of  2018,  we  opened  a  new  office  in  Odessa,  Texas,  to  better  serve  the  growing  Permian  basin  market.    In  addition,  we  added  several industry veterans to our management team in order to further enhance our image and grow the segment.  In early 2019, an affiliated entity opened a new location in the Houston market that will help us take advantage of the growing market in the industry.  Brown had two difficult years during the energy industry downturn, which forced us to implement aggressive measures to manage and reduce its cost structure. We believe these measures have been successful, as is evidenced by our improving operating results, and we plan to continue to focus on the potential synergies that may develop between this segment and our other business segments. In  2018,  Brown  worked  in  11  states  and  obtained  new  business  from  TIR  relationships.  Brown  continues  to  enjoy  an  excellent  reputation  in  the  industry  and continues to bid on a substantial amount of new work.   65                                     Water Services Our  Water  Services  segment  disposed  of  14.8  million  barrels  of  saltwater  in  2018,  which  was  an  increase  over  the  12.6  million  barrels  disposed  during  2017 (despite the sale of our Texas facilities in 2018). This increase was due in part to the completion in January 2018 of two new pipelines into one of our saltwater disposal facilities. Our average revenue per barrel increased to $0.80 (inclusive of water disposal, oil reclamation, and management fees) in 2018, an increase over the  average  revenue  per  barrel  of  $0.67  during  2017,  due  in  part  to  an  increase  in  revenues  associated  with  the  two  new  pipelines,  higher  disposal  prices,  and increased revenue from oil recovered during the saltwater disposal process. Drilling activity improved dramatically following the downturn and the lows that occurred in May 2016. Per a published rig count as of February 8, 2019, the U.S. rig count totaled 1049, up 160% from its trough in May 2016, including a rig total of 58 in the Williston basin of the Bakken. Crude oil prices increased during the first three quarters of 2018 (WTI peaked at $76 per barrel in October 2018), and began to decrease thereafter (WTI decreased to $45 per barrel at December 31, 2018 and was trading at $57 per barrel at February 28, 2019). The increase in crude oil prices during the first three quarters of 2018 resulted in an increase in drilling activity in 2018. The recent decrease in prices may result in a decrease in new production activity in 2019. We continue to pursue a strategy of developing pipelines from customer producing fields into our facilities to increase the stability of our revenues. We continue to focus on produced water and pipeline water whenever possible. During 2018, 94% of our volumes were produced water and 45% of our volumes were delivered via ten pipelines, including two that we constructed and own. We continue to focus on pipeline water opportunities to secure additional long-term volumes of produced water for the life of the oil and gas wells’ production. In July of 2017, a lightning strike at our Grassy Butte saltwater disposal facility initiated a fire that destroyed the surface storage equipment at the facility. It did not damage our pumps, electrical, housing, office, or downhole facilities. We had insurance covering the surface facilities with a reasonable deductible. We rebuilt and reopened the Grassy Butte facility in June 2018. In January of 2018, we sold our subsidiary that owned a saltwater disposal facility in Pecos, Texas to an unrelated party for $4.0 million of cash proceeds and a perpetual royalty interest in the future revenues of the facility. In May of 2018, we sold our subsidiary that owns a saltwater disposal facility in Orla, Texas to an unrelated party for $8.2 million. We used the proceeds from these sales to reduce our outstanding debt. Pacific Gas and Electric Bankruptcy PG&E  Corporation  and  its  wholly-owned  subsidiary  Pacific  Gas  and  Electric  Company  (collectively,  “PG&E”)  filed  for  bankruptcy  protection  on  January  29, 2019. PG&E cited as the reason for its bankruptcy filing the fact that PG&E might become liable for paying damages to those affected by certain wildfires that occurred in 2017 and 2018. Regulators have completed investigations and have found PG&E responsible for certain of the wildfires and not responsible for others. Investigations of certain of the other wildfires are ongoing. PG&E has asserted that filing for bankruptcy protection will enable it to continue its normal operations until any liabilities associated with the wildfires can be resolved. PG&E is a significant customer that accounted for $43.4 million of the revenue and $6.4 million of the gross margin of our Pipeline Inspection segment during the year  ended  December  31,  2018.  As  of  December  31,  2018,  the  assets  on  our  Consolidated  Balance  Sheet  included  $10.3  million  of  accounts  receivable  from PG&E. We collected $1.0 million of this balance in January 2019 prior to PG&E’s bankruptcy filing. We generated $2.8 million of revenue from PG&E during the period from January 1, 2019 through January 28, 2019, bringing the total accounts receivable from PG&E to $12.1 million as of the date of the bankruptcy filing.  Our relationship  with PG&E remains  strong and they have advised us that  they wish to continue  receiving  our services  and that we will be paid in the normal course  for  services  provided  after  the  bankruptcy  filing.  We  have  continued  to  provide  services  to  PG&E  after  the  bankruptcy  filing  and  value  our  business relationship. We have also been advised that PG&E continues to view us as an important and reliable vendor.  Our receivables for services provided before the bankruptcy filing will need to work through the bankruptcy court process. On January 29, 2019, PG&E filed a motion with the bankruptcy court (the “Court”) requesting that the Court grant PG&E authority to pay certain pre-petition claims to certain key suppliers. The motion did not specify to which suppliers the motion would apply, but the motion did describe the nature of the work that those suppliers perform. Once such category includes “operational integrity suppliers”, which are those that provide “essential and specialized goods and services so that [PG&E] can provide safe and reliable…natural gas service to their customers’ homes and businesses, while remaining in compliance with all applicable state and federal  laws  and  regulations.”  A  second  category  includes  “regulatory  compliance  vendors”,  which  include  “entities  that  provide  goods  and  services  related  to [PG&E’s]  regulatory  compliance  obligations”.  A  third  category  includes  “specialized  and  integrated  vendors”.  The  motion  states  that  PG&E  “must  obtain  the services  of  a  [specialized  vendor]  because  state  and  federal  laws  and  regulations  require  vendors  to  possess  certain  certifications,  permits,  licenses,  particular knowledge,  or  technical  ‘know-how’.”  The  motion  states  that  PG&E  is  working  to  develop  a  final  list  of  vendors  that  are  subject  to  the  motion.  The  motion indicates  that PG&E would contact  each such vendor and attempt  to negotiate  timely  payment of a portion the pre-petition  receivables  owed to that vendor, in return for which the vendor would agree to continue to provide services to PG&E under the same terms that were in effect prior to the bankruptcy filing. Any pre- petition receivables not settled in this manner would continue to be subject to the claims resolution process in the bankruptcy proceeding. The Court granted this motion. Based on the nature of the services we provide to PG&E, which are mandated by state and federal requirements, which are critical to the safety of PG&E’s natural gas infrastructure, and which require specialized knowledge and certifications, we believe we could reasonably be included on the list of vendors that are subject to the order granting this motion; however, PG&E has not yet told us whether or not we are on the list of vendors that are subject to the order granting this motion. The order included a limit on the combined amount of pre-petition claims that may be paid pursuant to the order; at this time, we do not have a way to know the total amount of the pre-petition claims asserted by all vendors that are subject to the order, or whether the combined amount of such claims exceeds the maximum amount allowed for under the order.   66                               Also, on January 29, 2019, PG&E filed a motion with the Court requesting that the Court grant PG&E authority to pay pre-petition claims to certain suppliers that have  filed  or  could file  liens  on  PG&E’s assets.  The motion  indicates  that  PG&E would  contact  each  such  vendor  and  offer  to  pay the  vendor  the  pre-petition receivables owed to the vendor, in return for which the vendor would take whatever action was necessary to remove the liens. The Court granted this motion. We believe, based on the nature of the services we have provided to PG&E, that we have the right to file mechanics’ liens on PG&E’s natural gas distribution assets, and we have filed such liens in the approximately 40 counties in which we performed services that are subject to our pre-petition receivables.  In certain counties, these liens have been perfected. Certain other counties requested more information in order to better identify the relevant assets. We are in the process of providing the information requested by each county, in order to perfect the liens in each of those counties.  The motion included a limit on the combined amount of pre- petition claims that may be paid pursuant to the motion; at this time, we do not have a way to know the total amount of the pre-petition claims asserted by all vendors that are subject to the motion, or whether the combined amount of such claims exceeds the maximum amount allowed for under the motion. We have not recorded an allowance against the accounts receivable from PG&E at December 31, 2018, as we do not believe it is probable that we will ultimately be  unable  to  collect  the  full  balance  of  the  pre-petition  receivables.  However,  due  to  uncertainties  associated  with  the  bankruptcy  process,  we  cannot  make assurances regarding the ultimate collection of these receivables nor can we make assurances regarding the timing of any such collections.   67         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  could  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. 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 saltwater 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 saltwater is disposed, and our estimate of an applicable discount rate commensurate with the risk of the underlying cash flow estimates. During  years  ended  2017 and  2016,  we  identified  impairment  indicators  at  certain  of  our  saltwater  disposal  facilities  and  reviewed  the  associated  property  and equipment for impairment. We recognized impairment charges of $0.7 million and $2.1 million during the years ended 2017 and 2016, respectively, for assets that were  determined  to  be  impaired,  primarily  driven  by  the  dramatic  decline  in  oil  prices  from  over  $100  /  barrel  to  as  low  as  $26  /  barrel  during  the  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.   68                           Identifiable Intangible Assets Our  recorded  net  identifiable  intangible  assets  of  $22.8  million  and  $25.5  million  at  December  31,  2018  and  2017,  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 2017, we ceased to perform certain services for the largest customer of the Canadian subsidiary of our Pipeline Inspection segment. In consideration of this , 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. Goodwill At December 31, 2018 and 2017, we had $50.3 million and $53.4 million (plus another $2.0 million of goodwill included in assets held for sale ) 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, Pipeline & Process 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 one basin, and changes in oil and gas production in this basin 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 future. Pipeline Inspection We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2018  and  concluded  the  $40.2  million  of  goodwill  of  the  Pipeline  Inspection segment  was  not  impaired.  Our  evaluations  included  various  qualitative  factors,  including  current  and  projected  earnings,  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.   69                       Pipeline & Process Services In the Pipeline & Process 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  Pipeline  &  Process  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 Pipeline & Process 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 Pipeline & Process 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 Pipeline & Process Services segment was fully impaired. Water Services We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2018  and  concluded  that  the  remaining  $10.1  million  of  goodwill  of  the  Water Services segment was not impaired. We performed a qualitative analysis that took into consideration current and projected earnings, current customer relationships, and the fact that we sold two of our saltwater disposal facilities in 2018 at prices that exceeded their carrying values for a combined gain of $3.6 million, which is included  in  g ain on asset disposals, net in  our  Consolidated  Statement  of  Operations  for  the  year  ended  December  31,  2018.  Based  on  these  qualitative considerations, we concluded that the remaining carrying value of the goodwill of the Water Services segment was not impaired. 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:     ● We recorded net gains on asset disposals of $4.1 million in 2018.     ● We recorded impairments of long-lived assets totaling $3.6 million and $10.5 million in 2017 and 2016, respectively.   70                                   ● During 2017 and 2016, Holdings waived a portion of the $4.0 million annual administrative fee that we otherwise would have owed to Holdings. During 2017,  Holdings  waived  $2.0  million  of  this  administrative  fee,  and  during  2016,  Holdings  waived  the  full  $4.0  million  of  the  administrative  fee.  We reported the amount of expense incurred by Holdings but not charged to us within general and administrative expense in our Consolidated Statements of Operations.  Such  expenses  incurred  by  Holdings  but  not  charged  to  us  totaled  $1.8  million  in  2017  and  $3.8  million  in  2016.  In  addition,  Holdings provided  us  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 cash contributions are reflected 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. ● In 2018, we issued $43.5 million of preferred equity and made net payments of $60.8 million on our revolving credit facility. ● In 2017, we began recording currency gains and losses on certain intercompany balances in our Consolidated Statements of Operations.   71           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  Debt issuance cost write-off  Foreign currency gains (losses)  Other, net  Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Net income (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net loss attributable to general partner Net income attributable to limited partners Net income attributable to preferred unitholder Net income attributable to subordinated unitholders Net income attributable to common unitholders 2018 2017 2016 (in thousands)       $ 314,960    $ 270,914      44,046      286,342    $ 252,739      33,603      297,997  262,517  35,480  23,744      4,404      —      (4,108)     20,006      (6,206)     (114)     (643)     373      13,416      1,318      12,098      685      11,413      —      11,413      2,445      —      8,968    $ 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    $ 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  —  816  819    $ 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.”   72                                                                                                                                                                                                                                                                      The following is a discussion of significant changes in the non-segment related corporate other income and expenses for the years ended December 31, 2018 and 2017. Interest expense. Interest  expense  primarily  consists  of  interest  on  borrowings  under  our  Credit  Agreement,  amortization  of  debt  issuance  costs,  and  unused commitment fees. Changes in interest expense resulted primarily from changes in the balance of outstanding debt and to changes in interest rates. During 2018, we made net payments of $60.8 million to reduce the balance on our revolving credit facility. The interest rate on our credit facility floats with changes in LIBOR, and LIBOR rates increased during the period from 2016 to 2018. The average debt balance outstanding and average interest rates are summarized in the table below: Year Ended December 31, 2018 2017 2016 Average Debt Balance Outstanding (in thousands)                                                                          98,655                                                                        136,900                                                                        137,305 Average Interest Rate 5.52% 4.71% 4.13% Debt issuance cost write-off. In  2018,  we  entered  into  an  amendment  to  our  revolving  credit  facility  and  wrote  off  $0.1  million  of  debt  issuance  costs,  which represented  the  portion  of  the  unamortized  debt  issuance  costs  attributable  to  lenders  who  are  no  longer  participating  in  the  credit  facility  subsequent  to  the amendment to the Credit Agreement. Foreign currency gains (losses). 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 (losses) in our Consolidated Statements of Operations. The net foreign currency losses during 2018 resulted from the depreciation of the Canadian dollar relative to the U.S. dollar. The net foreign currency gains during 2017 resulted from the appreciation of the Canadian dollar relative to the U.S. dollar. Other, net. Other  income  primarily  consists  of  royalty  income,  interest  income,  and  income  associated  with  our  25%  interest  in  a  managed  saltwater  disposal facility in North Dakota, which we account for under the equity method. Income tax expense. We qualify as a partnership for income tax purposes, and therefore, we 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.  Our  income  tax  provision  relates  primarily  to  (1)  our  U.S.  corporate  subsidiaries  that  provide services to public utility customers, which do not appear to fit within the definition of qualified income as it is defined in the Internal Revenue Code, Regulations, and  other  guidance,  which  subjects  this  income  to  U.S.  federal  and  state  income  taxes,  (2)  our  Canadian  subsidiary,  which  is  subject  to  Canadian  federal  and provincial income taxes, and (3) certain state income taxes, including the Texas franchise tax. The increase in income tax expense in 2018 compared to 2017 is due to an income tax benefit recorded in 2017 related to the impairment of certain long-lived assets of our Canadian subsidiary, an increase in earnings in 2018 compared to 2017 of our taxable subsidiary in the U.S. that provides services to public utility customers, and increased franchise taxes in 2018 compared to 2017 as a result of increased business activity in Texas. These increases were partially offset by the reduction in the U.S. federal income tax rate as a result of a tax law that went into effect on January 1, 2018. The decrease in income tax expense in 2017 compared to 2016 is primarily due to tax benefits recorded in 2017 related to the impairment of certain long-lived assets of our Canadian subsidiary. As a publicly-traded partnership, we are subject to a statutory requirement that 90% of our total gross income represent “qualifying income” (as defined by the Internal Revenue Code, related Treasury Regulations, and Internal Revenue Service pronouncements), determined on a calendar-year basis. Income generated by taxable  corporate  subsidiaries  is  excluded  from  this  calculation.  During  2018,  substantially  all  our  gross  income,  which  consisted  of  $247.1  million  of  revenue (exclusive of the income generated by our taxable corporate subsidiaries), represented “qualifying income”. Net income (loss) attributable to noncontrolling interests. We own a 51% interest in Brown and a 49% interest in CF Inspection. The accounts of these subsidiaries are included within 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.  Changes  in  the  net income (loss) attributable to noncontrolling interests from 2016 to 2018 related primarily to changes in the net income generated by Brown. Net loss attributable to general partner. The  net  loss  attributable  to  general  partner  shown  in  our  Consolidated  Statements  of  Operations  includes  general  and administrative expenses incurred by Holdings on behalf of the Partnership totaling $1.8 million and $3.8 million for the years ended 2017 and 2016, respectively. These  represent  administrative  costs  incurred  by  Holdings  in  excess  of  amounts  charged  to  us  under  our  omnibus  agreement  and  are  reflected  as  general and administrative in the Consolidated Statements of Operations. In addition, Holdings provided us 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 cash contributions are reflected as a component of the net loss attributable to the general partner in the Consolidated Statements of the Operations for the years ended December 31, 2017 and 2016. Net income attributable to preferred unitholder. On May 29, 2018, we issued and sold $43.5 million of preferred equity. The holder of the preferred units is entitled to an annual return of 9.5% on this investment. This return is reported in net income attributable to preferred unitholder in the Consolidated Statements of Operations.   73                                                   Segment Operating Results Pipeline Inspection The following table summarizes the operating results of our Pipeline Inspection segment for the years ended December 31, 2018 and 2017. 2018 % of Revenue Years Ended December 31, 2017 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion 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   $   $   $ 288,083      256,436      31,647      17,010      2,237      —      (21)     12,421      1,214      4,551      11.0%  5.9%  0.8%  0.0%  4.3%  $ $ $ 268,635      241,889      26,746      13,980      2,331      1,329      18      9,088      1,145      4,499      10.0%  5.2%  0.9%  0.5%  0.0%  3.4%  $ $ $ $ $ 19,448      14,547      4,901      3,030      (94)     (1,329)     (39)     3,333      69      52      16,374      3,076      7.2% 6.0% 18.3% 21.7% (4.0)% (100.0)% (216.7)% 36.7% 6.0% 1.1% Revenue. Revenue of the Pipeline  Inspection  segment increased  $19.4 million  during 2018 compared  to 2017 due to increases  in headcount  and in the average revenue billed per inspector. Average inspector headcount increased by 6.0%, from 1,145 in 2017 to 1,214 in 2018. Average revenue per inspector increased 1.1%. Fluctuations in the average revenue per inspector are routine, given that we charge different rates for different types of inspectors and different types of inspection services. Revenue attributable to our U.S. operations increased $41.5 million during 2018 compared to 2017, due to increased activity by our clients and increased business development efforts, including the expansion of the non-destructive examination business and the formation of our mechanical integrity service business line. 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.  Revenues  of our  subsidiary  that  serves  public  utility  companies increased by $13.6 million in 2018 compared to 2017. Revenues of our subsidiary that performs nondestructive examination services increased by $4.8 million in 2018 compared to 2017. The increase in revenues of our U.S. operations was partially offset by a decrease of $22.1 million in revenue attributable to our Canadian operations, due primarily to  the fact that we ceased to perform certain services for the largest customer of our Canadian subsidiary. Costs of services. Costs of services increased $14.5 million during 2018 compared to 2017, consistent with the increase in revenue for the year. Gross margin. Gross  margin  increased  $4.9  million  during  2018  compared  to  2017,  an  increase  of  18.3%.  The  gross  margin  percentage  improved  to  11.0%  in 2018, compared to 10.0% in 2017. The increase in gross margin percentage is due to changes in the mix of services provided. During 2018, we generated more revenue  from  our  public  utility,  mechanical  integrity,  and  nondestructive  examination  service  lines,  which  typically  produce  higher  margins.    During  the  third quarter of 2017, we ceased to perform certain services for the largest customer of our Canadian subsidiary, which services typically produced lower margins.  Also in 2018, we recognized $0.5 million of revenue on services performed in previous years. We had constrained recognition of this revenue until the expiration of a contract provision that had given the customer the opportunity to reopen negotiation of the fee for the services.   74                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            General and administrative. General  and  administrative  expenses  increased  by  $3.0  million  during  2018  compared  to  2017,  due  in  part  to  an  increase  of  $1.4 million  in  expense  associated  with  the  administrative  fee  charged  by  Holdings  that  was  recorded  by  our  Pipeline  Inspection  segment  in  2018.  During  2017, Holdings  waived  $1.4  million  of  this  administrative  fee.  In  2018,  Holdings  did  not  provide  any  financial  support  to  us.  Compensation  expense  increased approximately $1.0 million during 2018 due to an increase in personnel to support our growing businesses. In addition, professional fees increased by $0.5 million, due primarily to legal costs associated with certain employment-related lawsuits and claims. Depreciation and amortization. Depreciation and amortization expense during 2018 was similar to depreciation and amortization expense during 2017. Impairments. In  the  first  quarter  of  2017,    we  ceased  to  perform  lower-margin  services  for  the  largest  customer  of  the  Canadian  subsidiary  of  our  Pipeline Inspection segment. In consideration of this,  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. Operating income. Operating income increased by $3.3 million during 2018 compared to 2017, an increase of 36.7%, due primarily to the increase in gross margin and the absence of impairment expense in 2018, partially offset by our payment of the quarterly administrative fees charged by Holdings in 2018, which fees were waived in the first two quarters of 2017, additional compensation expense, and increased professional services expense. 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) Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion 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      1,145      4,499      10.0%   5.2%   0.9%   0.5%   0.0%   3.4%   $ $ $ 275,171      247,214      27,957      12,521      2,439      —      —      12,997      1,147      4,601      $ 10.2%   4.6%   0.9%   4.7%   $ $ $ $ (6,536)     (5,325)     (1,211)     1,459      (108)     1,329      18      (3,909)     (2)     (102)     (469)     (6,067)     (2.4)% (2.2)% (4.3)% 11.7% (4.4)% (30.1)% (0.2)% (2.2)% 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 fact that we ceased to  perform certain services for the largest customer of our Canadian subsidiary.  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 our non-destructive 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.   75                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         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 during 2017 was similar to depreciation and amortization expense during 2016. Impairments .  In  the  first  quarter  of  2017,    we  ceased  to  perform  lower-margin  services  for  the  largest  customer  of  the  Canadian  subsidiary  of  our  Pipeline Inspection segment. In consideration of this,  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. Pipeline & Process Services The following table summarizes the results of the Pipeline & Process Services segment for the years ended December 31, 2018 and 2017. 2018 % of Revenue Year Ended December 31, 2017 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposals, net 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   $   $   $ 15,001      10,708      4,293      2,379      592      —      (83)     1,405      23      12,508        $ 28.6%     15.9%     3.9%     (0.6)%     9.4%   $ 9,268      7,347      1,921      1,981      626      1,581      —      (2,267)       $ 20      8,887        $ 20.7%     21.4%     6.8%     17.1%     0.0%     (24.5)%  $   $   $   $ 5,733      3,361      2,372      398      (34)     (1,581)     (83)     3,672      3      3,621      1,951      3,782      61.9% 45.7% 123.5% 20.1% (5.4)% (100.0)% (162.0)% 15.0% 40.7% Revenue . Revenue increased $5.7 million during 2018 compared to 2017, an increase of 61.9%. The Pipeline & Process Services segment won more bids for large projects,  and  as  a  result,  employee  utilization  was  significantly  higher  in  2018  than  in  2017.  The  increase  in  successful  bids  was  due  to  improving  market conditions  and  to  improved  business  development  efforts.  Revenue  during  2018  included  $0.3  million  associated  with  additional  billings  on  a  project  that  we completed in late 2017 (we recognized the revenue upon receipt of customer acknowledgment of the additional fees).   76                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Our Pipeline & Process 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 Pipeline & Process Services segment are more volatile, and revenues for a given period of time can be significantly influenced by the ability to win a relatively small number of bids for large hydrotesting projects. During the year ended December 31, 2018, 51% of the revenues of the Pipeline & Process Services segment were generated from the 10 largest projects. Costs of services. Cost of services increased $3.4 million during 2018 compared to 2017, as a result of the increase in revenues. Gross margin. Gross margin increased $2.4 million during the 2018 compared to 2017, an increase of 123.5%. The employees of the Pipeline & Process 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 primarily variable costs). Because these employees were more fully utilized during 2018 than during 2017, the gross margin percentage was higher. General and administrative .  General  and  administrative  expenses  primarily  include  compensation  expense  for  office  employees  and  general  office  expenses. These expenses increased by $0.4 million during 2018 compared to 2017 due primarily to increased compensation and business development costs. Depreciation and amortization. Depreciation  and  amortization  expenses  include  depreciation  of  property  and  equipment  and  amortization  of  intangible  assets associated with customer relationships, trade names, and noncompete agreements. Depreciation and amortization expense during 2018 was similar to depreciation and amortization expense during 2017. Impairments . During 2017, we recorded a full impairment to the goodwill of the Pipeline & Process Services reporting unit. Although we had recently won bids on a number of projects and our backlog had begun to improve, the improvement in the backlog had been slower than we had anticipated, and accordingly, we revised downward our expectations of the near-term operating results of the segment. Operating income (loss). Operating income increased by $3.7 million during 2018 compared to 2017. This increase was due, in part, to higher gross margins of $2.4 million and in part to the absence of impairment expense in 2018, compared to $1.6 million of impairment expense recorded during 2017, partially offset by increased general and administrative expense. The following table summarizes the results of the Pipeline & Process 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) Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Operating income 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)%   77                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         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 Pipeline & Process 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 Pipeline & Process Services segment are more volatile, and revenues for a given period of time can be significantly influenced by the ability 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 Pipeline & Process 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  Pipeline  &  Process Services  segment  in  response  to  the  decline  in  revenues.  During  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. Water Services The following table summarizes the operating results of our Water Services segment for the years ended December 31, 2018 and 2017. 2018 % of Revenue 2017 % of Revenue Year Ended December 31, (in thousands, except per barrel data) Change % Change Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposals, net Operating income Operating Data Total barrels of saltwater disposed Average revenue per barrel disposed (a) Revenue variance due to barrels disposed Revenue variance due to revenue per barrel   $   $   $ 11,876      3,770      8,106      3,295      1,575      —      (4,004)     7,240      14,782      0.80        $ 68.3%     27.7%     13.3%     (33.7)%    61.0%   $ 8,439      3,503      4,936      2,451      1,486      688      (588)     899      12,588      0.67        $   $ 58.5%     29.0%     17.6%     8.2%     (7.0)%     10.7%   $   $   $   $ 3,437      267      3,170      844      89      (688)     (3,416)     6,341      2,194      0.13      1,471      1,966      40.7% 7.6% 64.2% 34.4% 6.0% (100.0)% 581.0% 705.3% 17.4% 19.8% (a) Average revenue per barrel disposed is calculated by dividing revenues (which includes disposal revenues, residual oil sales, and management fees) by the total barrels of saltwater disposed.   78                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Revenue .  Revenue  of  the  Water  Services  segment  increased  by  $3.4  million  during  2018  compared  to  2017,  an  increase  of  40.7%,  due  primarily  to  a  17.4% increase  in  the  volume  of  saltwater  disposed  and  an  increase  in  the  average  revenue  per  barrel  disposed  of  19.8%.  Revenues  of  our  North  Dakota  facilities increased by $5.0 million, from $6.8 million during 2017 to $11.8 million during 2018, an increase of 73.5%. Volumes of our North Dakota facilities increased by 4.7 million barrels, from 9.9 million barrels 2017 to 14.6 million barrels during 2018, an increase of 47.4%. The increase in volumes was due to the completion of a pipeline system at one of our facilities in January 2018 and to increased customer activity around several of our other facilities. Revenues of our Texas facilities decreased by $1.5 million, from $1.6 million during 2017 to $0.1 million during 2018. Volumes of our Texas facilities decreased by 2.6 million barrels, from 2.7 million barrels during 2017 to 0.1 million barrels during 2018. This was due to the sale in January 2018 of our Pecos facility and the sale in May 2018 of our Orla facility. All of our remaining facilities are now located in North Dakota. The average revenue per barrel increased during 2018 compared to 2017, due in part to increased revenues from our new pipelines, as well as pricing increases. In addition, revenues during 2018 included $0.1 million of management fees associated with a transition services agreement related to the sale of the Pecos facility. Average revenue per barrel may begin to decrease in 2019 based on the fact that our contract with one of our customers allows for a decrease in the per-barrel rate, once the cumulative volumes delivered via two pipelines reach an amount specified in the agreement. Revenues from the sale of recovered crude oil were modestly higher in 2018 than in 2017, due primarily to higher prices. Revenues from the sale of recovered crude oil represented 5% of our revenue in 2018 and 7% of our revenue in 2017. Costs of services. Costs of services increased by $0.3 million during 2018 compared to 2017. A decrease of $0.5 million in costs of services resulting from the sale of our Texas facilities was offset by an increase of $0.4 million in chemical and utility expense, as a result of higher volumes at our North Dakota facilities, an increase of $0.2 million in expense related to spill cleanup costs at certain facilities, and an increase of $0.2 million in employee compensation expense. Gross margin . Gross margin increased $3.2 million during 2018 compared to 2017, an increase of 64.2%, due primarily to a $3.4 million increase in revenue, partially offset by a $0.3 million increase in cost of services. General and administrative. General  and  administrative  expenses  include  general  overhead  expenses  such  as  salary  costs,  insurance,  property  taxes,  royalty expenses, and other miscellaneous expenses. These expenses increased by $0.8 million during 2018 compared to 2017. Of this increase, $0.6 million related to the administrative fee charged by Holdings (Holdings waived this administrative fee for the six months ended June 30, 2017). In addition, general and administrative expense during 2017 were reduced by $0.3 million upon collection of an account receivable on which we had previously recorded a valuation allowance. Depreciation, amortization and accretion. Depreciation, amortization and accretion expense increased by $0.1 million in 2018 compared to 2017. This was due primarily to an increase of $0.3 million of depreciation expense related to two pipelines that we placed into service in January 2018, partially offset by a reduction of $0.1 million in depreciation expense associated with the sale in 2018 of one of our facilities in Texas and by a reduction of $0.1 million in amortization expense, resulting from the fact that certain of the intangible assets became fully amortized in 2018. Impairments . In 2017, we recorded an impairment of $0.7 million to the property, plant and equipment at one of our saltwater disposal facilities. We experienced low volumes at this facility due to competition in the area and to low levels of exploration and production activity near the facility. Gain on asset disposals, net . During 2018, we recorded a gain of $1.8 million on the sale of our facility in Orla, Texas and a gain of $1.8 million on the sale of our facility in Pecos, Texas. During 2018, we received proceeds of $0.4 million from the settlement of litigation related to lightning strikes that occurred in 2017 at our facilities in Orla, Texas and Grassy Butte, North Dakota. This litigation related to the non-performance of certain equipment we had purchased to protect the facilities against lightning strikes. During 2018, we collected $0.1 million of insurance proceeds, which represented the final payment on a property damage insurance claim related to the Grassy Butte facility. These gains were partially offset by a loss of $0.1 million during 2018 on the abandonment of a capital expansion project. During 2017, we recorded net gains on asset disposals of $0.6 million related to the lightning strikes and the resultant fires at two of our facilities.  We carried 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 damaged property and the cleanup costs we incurred. Operating income. Our Water  Services segment  generated  operating  income of $7.2 million  during 2018 compared  to operating  income  of $0.9 million  during 2017, an increase of 705.3%. The increase in operating income was due in part to gains of $3.6 million from the sales of our saltwater disposal facilities in Texas, an increase of $3.2 million in the segment’s gross margin, lawsuit settlement gains of $0.4 million, and impairments of $0.7 million recorded in 2017, partially offset by an increase of $0.8 million in general and administrative expenses and $0.6 million of net gains on asset disposals in 2017.   79                                   The following table summarizes the operating results of our Water Services segment for the years ended December 31, 2017 and 2016. 2017 % of Revenue 2016 % of Revenue Year Ended December 31, (in thousands, except per barrel data) Change % Change Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposals, net Operating income (loss) Operating Data Total barrels of saltwater disposed Average revenue per barrel disposed (a) Revenue variance due to barrels disposed Revenue variance due to revenue per barrel   $   $   $ 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)     (0.00)     (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 saltwater 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 saltwater 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.  We  rebuilt  the Grassy Butte facility and reopened it in June 2018. 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. Revenues from the sale of recovered crude oil represented 7% of our revenue in 2017 and 6% of our revenue in 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 saltwater disposal facilities. As equipment is impaired, there is less asset basis to depreciate.   80                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 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 in January 2018 we completed construction of two pipelines 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 damaged property and the cleanup costs we incurred. Liquidity and Capital Resources We anticipate making growth capital expenditures in the future, including acquiring new businesses 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, 2018, our sources of liquidity included:   ● $15.4 million of cash on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2018 (inclusive of cash attributable to the noncontrolling interest owners);   ● available borrowings under our Credit Agreement of $13.5 million at December 31, 2018 that are limited by certain financial covenant ratios and other provisions as outlined in the Credit Agreement; and   ● issuance of equity and/or debt securities.   Common Unit Distributions Our partnership agreement requires that, within 45 days after the end of each quarter, we distribute all of our available cash to common unitholders of record on the applicable record date. 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, and of our debt instruments or other agreements; or ○ provide funds for distributions to our unitholders (including our General Partner) for any one or more of the next four quarters (provided that our General Partner may not establish cash reserves for the payment of future distributions unless it determines that the establishment of reserves will not prevent us from distributing the minimum quarterly distribution on all common units and any cumulative arrearages on such common units for such quarter);    ● plus , if our General Partner so determines, all or a portion of cash on hand on the date of determination of available cash for the quarter, including cash on hand resulting from working capital borrowings made after the end of the quarter.    81                                                                               The following table summarizes the distributions on common and subordinated units declared since our initial public offering: Payment Date  Total 2014 Distributions  Total 2015 Distributions  Total 2016 Distributions  February 13, 2017  May 13, 2017  August 12, 2017  November 14, 2017   Total 2017 Distributions  February 14, 2018  May 15, 2018  August 14, 2018  November 14, 2018   Total 2018 Distributions  February 14, 2019 (b) Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions Total Cash Distributions to Affiliates (a) (in thousands, except per unit data)   $ 1.104646    $ 1.625652      1.625652      0.406413      0.210000      0.210000      0.210000      1.036413      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      13,064    $ 19,232      19,258      4,823      2,495      2,495      2,497      12,310      2,498      2,506      2,506      2,509      10,019      0.210000      2,510      8,296  12,284  12,414  3,107  1,606  1,607  1,608  7,928  1,599  1,604  1,604  1,606  6,413  1,606   Total Distributions (through February 14, 2019 since IPO)   $ 6.442363    $ 76,393    $ 48,941  (a) Approximately 64.0% of the Partnership's outstanding common units at December 31, 2018 were held by affiliates. (b) Fourth quarter 2018 distribution was declared and paid in the first quarter of 2019. Preferred Unit Distributions On  May  29,  2018  we  issued  and  sold  in  a  private  placement  5,769,231  Series  A  Preferred  Units  representing  limited  partner  interests  in  the  Partnership  (the “Preferred  Units”)  for  a  cash  purchase  price  of  $7.54  per  Preferred  Unit,  resulting  in  gross  proceeds  to  the  Partnership  of  $43.5  million.  The  purchaser  of  the Preferred Units is entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% (which amounts to $4.1 million per year). 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  twelve  quarters  after  the  initial  sale  of  the  Preferred  Units.  We  paid  the  first  distribution  on  the  Preferred  Units  in  November  2018  of  $1.4 million  in  cash,  which  represented  the  period  from  May  29,  2018  through  September  30, 2018.  We  also  paid  a  quarterly  distribution  on the  Preferred  Units  in February 2019 of $1.0 million in cash. 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. Net cash provided by operating activities Net cash provided by (used in) investing activities Net cash used in financing activities Effect of exchange rates on cash Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Year Ended December 31, 2017 2016 2018 (in thousands)       $   $ 15,409    $ 7,007      (31,466)     (17)     (9,067)   $ 8,253    $ (1,041)     (10,150)     753      (2,185)   $ 24,819  (1,330) (21,289) 343  2,543    82                                                                                                                                                                                                                                                     Operating activities . During the year ended December 31, 2018, we generated operating cash flows of $15.4 million. Prior to consideration of changes in working capital,  operating  cash  flows  during  the  year  ended  December  31,  2018  were  $16.0  million,  consisting  of  net  income  of  $12.1  million  plus  non-operating-cash expenses of $3.9 million (non-cash expenses include depreciation and amortization, equity-based compensation, foreign currency gains/losses, and gains/losses on the  sale  or  impairment  of  assets,  among  others).  During  the  year  ended  December  31,  2018,  changes  in  working  capital  reduced  operating  cash  flows  by  $0.6 million. During periods of revenue growth, changes in working capital typically reduce operating cash flows, based on the fact that we pay our employees before we collect our accounts receivable from our customers. During the year ended December 31, 2017, we generated operating cash flows of $8.3 million. Prior to consideration of changes in working capital, operating cash flows during the year ended December 31, 2017 were $8.9 million, consisting of a net loss of $1.9 million plus non-operating-cash expenses of $10.8 million (non- cash  expenses  include  depreciation  and  amortization,  equity-based  compensation,  foreign  currency  gains/losses,  and  gains/losses  on  the  sale  or  impairment  of assets, among others). Non-cash expenses included $1.8 million expense that was incurred by Holdings for our benefit but not charged to us. During the year ended December  31,  2017,  changes  in  working  capital  reduced  operating  cash  flows  by  $0.6  million.  During  periods  of  revenue  growth,  changes  in  working  capital typically reduce operating cash flows, based on the fact that we pay our employees before we collect our accounts receivable from our customers. During the year ended December 31, 2016, we generated operating cash flows of $24.8 million. Prior to consideration of changes in working capital, operating cash flows during the year ended December 31, 2016 were $12.5 million, consisting of a net loss of $9.2 million plus non-operating-cash expenses of $21.6 million (non-cash expenses include depreciation and amortization, equity-based compensation, and losses on the impairment of assets, among others). Non-cash expenses included $3.8 million expense that was incurred by Holdings for our benefit but not charged to us. During the year ended December 31, 2016, changes in working capital increased operating cash flows by $12.4 million. During periods of revenue growth, changes in working capital typically reduce operating cash flows, based on the fact that we pay our employees before we collect our accounts receivable from our customers; during periods of declining revenues, operating cash flows benefit from the collection of receivables earned in prior periods. Investing activities . During the year ended December 31, 2018, cash inflows from investing activities included proceeds of $12.2 million related to the sales of our two saltwater disposal facilities in Texas, $0.4 million related to the settlement of litigation related to lightning strikes at two of our facilities, and $0.1 million of property damage insurance proceeds related to the lightning strikes. Cash outflows from investing activities for the year ended December 31, 2018 included $5.8 million of capital expenditures, which related primarily to the construction of two pipelines into one of our facilities in North Dakota, the rebuilding of the Orla, Texas facility prior to its sale, and the rebuilding of the Grassy Butte, North Dakota facility (the surface equipment at both the Orla and Grassy Butte facilities were destroyed by fires in 2017 resulting from lightning strikes). Capital expenditures also included the purchase of equipment to support the growth in our Pipeline Inspection segment’s non-destructive examination business. During  the years  ended  December  31, 2017  and  2016, cash  outflows  for  investing  activities  consisted  of  capital  expenditures  of  $3.3 million  and $1.4 million, respectively. Capital expenditures during the year ended December 31, 2017 included the construction of two pipelines to connect one of our saltwater disposal facilities in North Dakota to a customer’s production fields. The remaining capital expenditures consisted primarily of equipment purchases, much of which was in support of increasing revenues in the Pipeline Inspection segment’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 saltwater disposal facilities. Financing activities .  During  the  year  ended  December  31,  2018,  cash  inflows  from  financing  activities  included  $43.3  million  of  proceeds  from  the  sale  of preferred  units,  net  of  related  costs.  Cash  outflows  from  financing  activities  included  $60.8  million  of  net  payments  to  reduce  the  balance  outstanding  on  our revolving  credit  facility.  In  May  2018  we  completed  a  refinancing  of  our  revolving  credit  agreement;  as  part  of  this  refinancing,  we  significantly  reduced  the balance of debt outstanding using proceeds from the sale of preferred equity, proceeds from the sale of two of our saltwater disposal facilities, and cash on hand. Cash outflows from financing activities also included $1.3 million of debt issuance costs related to the amendment to our revolving credit facility, $10.0 million of distributions to common unitholders, $1.4 million of distributions to preferred unitholders, and $1.0 million of distributions to noncontrolling interests. During  the  year  ended  December  31,  2017,  cash  outflows  from  financing  activities  included  $12.3  million  of  distributions  to  common  and  subordinated unitholders.  Cash  inflows  from  financing  activities  for  the  year  ended  December  31,  2017  included  $2.3  million  of  contributions  from  Holdings  to  support  the Partnership. During the year ended December 31, 2016 cash outflows from financing activities included $19.7 million of distributions to owners ($19.3 million of which was paid  to  common  and  subordinated  unitholders  and  $0.4  million  of  which  was  paid  to  noncontrolling  interest  owners)  and  $4.0  million  of  repayments  on  the revolving credit  facility.  Cash inflows from financing activities  for the year ended December  31, 2016 included $2.5 million of contributions from Holdings to support the Partnership.   83                     Working Capital Our working capital  (defined  as net current  assets less net current  liabilities)  was $43.6 million  at December  31, 2018. Our Pipeline Inspection  and Pipeline & Process 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 above under “ Outlook ” above, we have accounts receivable of $12.1 million at January 29, 2019 from PG&E that now represents a pre-petition claim in PG&E’s bankruptcy filing. Although we do not believe it is probable that we will ultimately  be unable to collect the full amount of these pre-petition receivables,  the  timing  of  collection  of  these  receivables  is  unknown.  We  believe  that  we  have  sufficient  liquidity,  in  the  form  of  cash  on  hand  and  available capacity on our revolving credit facility, to meet our working capital needs while the PG&E bankruptcy process runs its course. However, the delay in collecting these receivables will require us to maintain a larger outstanding debt balance on the revolving credit facility than otherwise would have been required and will leave us with less flexibility to pursue growth opportunities than we otherwise would have enjoyed.   Capital Requirements We generally have small capital expenditure requirements compared to many other master limited partnerships. Our Water Services Segment has minimal capital expenditure  requirements  for  the  maintenance  of  existing  saltwater  disposal  facilities  and  the  acquisition  or  construction  and  development  of  new  saltwater disposal facilities. Our Pipeline Inspection segment does not generally require significant capital expenditures, other than in the nondestructive examination service line, which has invested growth capital to acquire field equipment to support its growing revenues. Our Pipeline & Process Services segment has both maintenance and  growth  capital  needs  for  heavy  equipment  and  vehicles  in  order  to  perform  hydrostatic  testing  and  other  integrity  procedures.  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 expenditures to maintain equipment reliability, integrity, and safety, as well as to address environmental laws and regulations. Maintenance capital expenditures were $0.7 million, $0.5 million, and $0.5 million for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. ● Expansion capital expenditures are those capital expenditures that we expect will increase our operating capacity or operating income over the long-term. Expansion  capital  expenditures  include  the  acquisition  of  assets  or  businesses  and  the  construction  or  development  of  additional  saltwater  disposal capacity, to the extent such expenditures are expected to expand our long-term operating capacity or operating income. Expansion capital expenditures were $5.1 million, $2.8 million, and $0.9 million for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. Expansion capital expenditures during 2018 related primarily to the construction of two pipelines at one of our facilities in North Dakota, the rebuilding of the Orla, Texas facility prior to its sale, and the rebuilding of the Grassy Butte, North Dakota facility (the surface equipment at both the Orla and Grassy Butte facilities were destroyed by fires in 2017 resulting from lightning strikes). Expansion capital expenditures during 2018 also included the purchase of non-destructive examination equipment for our inspection business. Capital expenditures during the year ended December 31, 2017 included $1.9 million for the construction of the two pipelines that were completed in 2018. The first phase of this system, consisting of two pipelines, was completed in January 2018. The remaining capital expenditures during the year ended December 31, 2017 consisted primarily of equipment purchases, much of which was in support of increasing revenues in TIR’s non-destructive examination business. Capital expenditures during 2016 consisted primarily of equipment purchases, much of which was in support of increasing revenues in TIR’s nondestructive examination business. Future  expansion  capital  expenditures  may  vary  significantly  from  period  to  period  based  on  the  investment  opportunities  available.  We  expect  to  fund  future capital expenditures from cash flows generated from our operations, borrowings under our Credit Agreement, the issuance of additional partnership units, or debt offerings. Credit Agreement On May 29, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement (as amended and restated, the “Credit Agreement”) that provides up to $90.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations, and contains an accordion feature that allows us to increase the borrowing capacity to $110.0 million if the lenders  agree  to  increase  their  commitments  in  the  future  or  if  other  lenders  join  the  facility.  The  three-year  Credit  Agreement  matures  May  29,  2021.  The obligations under the Credit Agreement are secured by a first priority lien on substantially all of our assets. The credit agreement as it existed prior to the May 29, 2018 amendment will hereinafter be referred to as the “Previous Credit Agreement” or, together with the Credit Agreement, as the “Credit Agreements”.   84                         Outstanding  borrowings  at  December  31,  2018  were  $76.1  million  and  are  reflected  as  long-term debt on the  Consolidated  Balance  Sheets  beginning  May 29, 2018. Outstanding borrowings at December 31, 2017 were $136.9 million and are reflected net of debt issuance costs of $0.6 million as current portion of long- term debt on the Consolidated Balance Sheets. At December 31, 2017, the outstanding balance was classified as current since the facility was scheduled to mature within one year. 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 1.5% to 3.0% per annum  (“Base  Rate  Borrowing”)  or  (ii)  an  adjusted  LIBOR  rate  plus  a  margin  of  2.5%  to  4.0%  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 borrowings ranged from 5.15% to 6.02% for the period from May 29, 2018 to December 31, 2018. The interest rate in effect at December 31, 2018 was 6.02%. 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.  The  average  debt  balance  outstanding  during  the  period  from  May  29,  2018  to December 31, 2018 was $76.5 million. The  Credit  Agreement  contains  various  customary  covenants  and  restrictive  provisions.  The  Credit  Agreement  also  requires  maintenance  of  certain  financial covenants,  including  a  leverage  ratio  (as  defined  in  the  Credit  Agreement)  of  not  more  than  4.0  to  1.0  and  an  interest  coverage  ratio  (as  defined  in  the  Credit Agreement) of not less than 3.0 to 1.0. At December 31, 2018, our leverage ratio was 3.3 to 1.0 and our interest coverage ratio was 5.1 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 the Credit Agreement, the lenders may declare any outstanding principal, together with any accrued and unpaid interest, to be immediately due and payable and may exercise the other remedies set forth or referred to in the Credit Agreement. We were in compliance with all debt covenants as of December 31, 2018. In addition, the Credit Agreement restricts our ability to make distributions on, or redeem or repurchase, our equity interests, with certain exceptions detailed in the Credit Agreement. 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 the Credit Agreement, we are in compliance with the financial covenants in the Credit Agreement, and we have at least $5.0 million of unused capacity on the Credit Agreement at the time of the distribution. Capital Leases During 2018, our Pipeline & Process Services and Water Services segments leased vehicles for $0.3 million under lease agreements at interest rates of 6.16% that are classified as capital leases. The leased vehicles are amortized on a straight-line basis over the lease terms of four years. Minimum lease payments related to the vehicles will be $0.1 million for the years ending December 31, 2019 through 2021. In addition, during 2018, we entered into a lease agreement for office copiers at interest rates of 6.49% that are classified as capital leases. The leased office copiers are amortized on a straight-line basis over the lease terms of approximately four years. Minimum lease payments related to the office copiers will be less than $0.1 million for the years ending December 31, 2019 through 2022. The $0.4 million capital lease obligation is reflected in the Consolidated Balance Sheets at December 31, 2018 in property and equipment ($0.4 million), accrued payroll and other ($0.1 million) and other non-current liabilities ($0.3 million). Off-Balance Sheet Arrangements We do not have any off-balance sheet or hedging arrangements. Contractual Obligations A summary of our contractual obligations and other commitments as of December 31, 2018 is shown in the table below. Total Less than 1 Year 1 - 3 Years 3 - 5 Years 5 Years   More than Long-term debt Interest payments on long-term debt Operating lease obligations Capital lease obligations New system implementation Asset Retirement Obligations (a)    $ (b)      (c)      (d)      (e)      (f)      76,129    $ 11,169    4,200     385      3,782      143      —    $ 4,636    762      117      2,030       —      76,129    $ 6,533    1,359      220      909       —      —    $ —    1,358      48      843      —      Total      $ 95,808    $ 7,545    $ 85,150    $ 2,249    $ —  —  721  —  —  143  864    85                                                                                                                                                                             (a) See Note 6 to our Consolidated Financial Statements for additional information on our Credit Agreement. (b) The estimated interest payments on our long-term debt are based on the interest rate as of December 31, 2018 and borrowings outstanding at December 31, 2018. See Note 6 to our Consolidated Financial Statements for additional information on our Credit Agreement. (c) We can exit our headquarters office building which represents approximately $3.8 million of the operating lease obligations after 18 months (the original lease term  is  84  months)  with  the  payment  of  a  penalty.  See  Note  12  to  our  Consolidated  Financial  Statements  for  additional  information  on  our  operating  lease obligations. (d) See Note 12 to our Consolidated Financial Statements for additional information on our capital lease obligations. ( e)  During 2018, we signed agreements with a software provider and with a system integration advisor under which we will implement a new software system for payroll and human resources management. Amounts in this table include the cost of licensing the software for five years, the cost of the system integration advisor, and the cost to license our existing software until the implementation of the new system is completed. (f) Amounts represent estimated costs related to future saltwater disposal well abandonments, net of any future accretion.   86                 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 2018 and 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 by 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, our exposure consists of floating interest  rate  fluctuations  on  our  outstanding  indebtedness  under  our  Credit  Agreement  of  $76.1  million  as  of  December  31,  2018  and  $136.9  million  as  of December 31, 2017. A hypothetical change in interest rates of 1.0% would have resulted in an increase or decrease in our annual interest expense by approximately $1.0 million and $1.4 million for the years ended December 31, 2018 and 2017, respectively. 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. As described in more detail above under “Outlook”, our customer PG&E filed for bankruptcy protection on January 29, 2019. As of January 29, 2019, we had accounts receivable of $12.1 million from PG&E. We do not believe it is probable that we will ultimately be unable to collect the full amount of these accounts receivable, although the timing of collection is uncertain at this time.   87                               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, 2018 and 2017 Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 Consolidated Statement of Owners’ Equity for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 Notes to Consolidated Financial Statements   88 Page 89 Page 90 Page 91 Page 92 Page 93 Page 94 Page 95                                   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, 2018 and 2017, 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, 2018, 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, 2018 and 2017, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2018, 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 18, 2019   89                         CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Balance Sheets   As of December 31, 2018 and 2017   (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 Debt issuance costs, net 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 Long-term debt Other non-current liabilities Total liabilities Commitments and contingencies - Note 12 Owners' equity: Partners’ capital: Common units (11,946,901 and 11,889,958 units outstanding at December 31, 2018 and 2017, respectively) Preferred units (5,769,231 units outstanding at December 31, 2018) General partner Accumulated other comprehensive loss Total partners’ capital Non-controlling interests Total owners' equity Total liabilities and owners' equity See accompanying notes.   90 December 31, December 31, 2018 2017   $   $   $   $ 15,380    $ 48,789      1,396      —      65,565      23,988      11,266      12,722      22,759      50,294      1,260      253      152,853    $ 4,848    $ 4,060      12,366      —      737      —      22,011      76,129      426      98,566      34,677      44,291      (25,876)     (2,414)     50,678      3,609      54,287      152,853    $ 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                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Operations For the Years Ended December 31, 2018, 2017 and 2016 (in thousands, except 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 Debt issuance cost write-off Foreign currency gains (losses) Other, net Net income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Net income (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net loss attributable to general partner Net income attributable to limited partners Net income attributable to preferred unitholder Net income attributable to subordinated unitholders Net income attributable to common 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 2018 2017 2016   $ 314,960    $ 270,914      44,046      286,342    $ 252,739      33,603      297,997  262,517  35,480  23,744      4,404      —      (4,108)     20,006      (6,206)     (114)     (643)     373      13,416      1,318      12,098      685      11,413      —      11,413      2,445      —      8,968    $ 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    $ 0.75    $ 0.72    $ 0.29    $ 0.29    $ —    $ —    $ 11,929      15,757      11,152      11,253        $   $   $   $ 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  —  816  819  0.14  0.13  0.14  5,934  6,090  5,913  Weighted average subordinated units outstanding - basic and diluted —      729      See accompanying notes.   91                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Years Ended December 31, 2018, 2017 and 2016 (in thousands) 2018 2017 2016 Net income (loss) Other comprehensive income (loss) - foreign currency translation Comprehensive income (loss) Comprehensive income attributable to preferred unitholders Comprehensive income (loss) attributable to non-controlling interests Comprehensive loss attributable to general partner   $   $ 12,098    $ 263      12,361    $ 2,445      685      —      (1,923)   $ (139)     (2,062)   $ —      (1,110)     (4,050)     Comprehensive income attributable to common and subordinated unitholders   $ 9,231    $ 3,098    $ (9,162) 253  (8,909) —  (4,499) (6,298) 1,888  See accompanying notes.   92                                                                                               Owners' equity at December 31, 2015   $ Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Contributions attributable to General Partner Distributions Equity-based Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation    Owners' equity at December 31, 2016 Net income (loss) Foreign currency translation adjustment Contributions attributable to General Partner Distributions Conversion of Subordinated Units to Common Units Equity-based CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statement of Owners’ Equity For the Years Ended December 31, 2018, 2017 and 2016 (in thousands)   Accumulated Other Common Units Preferred Units General Partner Subordinated Comprehensive Non-controlling Total Owners' Units Gain (Loss) Interests Equity 253    $ —    $ (25,876)   $ 59,143    $ (2,791)   $ 9,973    $ 40,702  819      —      (6,298)     816      —      (4,499)     (9,162) —      —      —      —      253      —      253  —      (9,646)     —      —      —      6,298      —      —      (9,612)     —      127      —      —      —      —      (424)     6,298  (19,682) —      1,086  compensation    959      (107)     —      —      —      —      —      (107) (7,722)     —      (25,876)     50,474      (2,538)     5,050      19,388  3,237      —      (4,050)     —      —      (1,110)     (1,923) —      —      —      —      (139)     —      (139) —      (9,905)     —      —      4,050      —      —      (2,405)     —      —      —      (16)     4,050  (12,326) compensation    1,017      48,111      —      —      —      —      (48,111)     42      —      —      —      —      —  1,059  Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation    Owners' equity at December 31, 2017 (124)     —      —      —      —      —      (124) 34,614      —      (25,876)     —      (2,677)     3,924      9,985                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             Net income Issuance of preferred units, net Foreign currency translation adjustment Distributions Equity-based 8,968      2,445      —      —      —      685      12,098  —      43,258      —      —      —      —      43,258  —      (10,019)     —      (1,412)     compensation    1,247      —      —      —      —      —      —      —      263      —      —      —      (1,000)     263  (12,431) —      1,247  Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation    (133)     —      —      —      —      —      (133) Owners' equity at December 31, 2018   $ 34,677    $ 44,291    $ (25,876)   $ —    $ (2,414)   $ 3,609    $ 54,287  See accompanying notes.   93                                                                      CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Cash Flows For the Years Ended December 31, 2018, 2017 and 2016 (in thousands) Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities: 2018 2017 2016   $ 12,098    $ (1,923)   $ (9,162) Depreciation, amortization and accretion Impairments (Gain) loss on asset disposals, net Interest expense from debt issuance cost amortization Debt issuance cost write-off Equity-based compensation expense Equity in earnings of investee Distributions from investee Deferred tax (expense) benefit, net Non-cash allocated expenses Foreign currency (gains) losses 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 Purchases of property and equipment Net cash provided by (used in) investing activities Financing activities: Issuance of preferred units, net of issuance costs Borrowings on credit facility Payments on credit facility Debt issuance cost payments Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Contributions from general partner Capital lease repayments Distributions Net cash 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 (includes restricted cash equivalents of $490 at December 31, 2017, 2016 and 2015) Cash and cash equivalents, end of period (includes restricted cash equivalents of $551 at December 31, 2018 and $490 at December 31, 2017 and 2016) Non-cash items: Accounts payable excluded from capital expenditures Acquisitions of property and equipment included in liabilities Supplemental cash flow disclosures: Cash taxes paid Cash interest paid See accompanying notes.   94 5,480      —      (4,108)     560      114      1,247      (217)     175      51      —      643      (7,165)     1,004     5,440      87      15,409      12,769      (5,762)     7,007      43,258      2,500      (63,271)     (1,327)     (133)     —      (62)     (12,431)     (31,466)     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      —      (12,326)     (10,150)     (17)     753      (9,067)     (2,185)     24,998      27,183      15,931    $ 24,998    $ 25    $ 400    567    $ —    1,174    $ 5,781      1,350    $ 6,842        $   $   $ 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  —  (19,682) (21,289) 343  2,543  24,640  27,183  —  —  551  5,859                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             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,  public  utility  companies,  and  pipeline  companies  and  to  provide  saltwater  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”),  Pipeline  &  Process Services (“Pipeline & Process Services”), and Water and Environmental Services (“Water Services”) segments. The Pipeline Inspection segment generates revenue primarily by providing essential inspection and integrity services on a variety of infrastructure assets including midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems. Services include non-destructive examination, mechanical integrity, in-line inspection support, pig tracking, survey, data gathering, and supervision of third-party contractors. 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,  skills,  technology,  equipment,  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’ assets including pipelines, gas plants, compression stations, storage facilities, and gathering and distribution systems including the legal and regulatory requirements relating to the inspection and maintenance of those assets. Our customers are also billed for per diem charges, mileage, and other reimbursement items. Revenue and costs in this segment may be subject to seasonal variations and interim activity may not be indicative of yearly activity, considering many of our customers develop yearly operating budgets and enter into contracts with us during the winter season for work to be performed during the remainder of the year. Additionally, inspection work throughout the United States during the winter months (especially in the northern states) may be hampered or delayed due to inclement weather, thus affecting our revenue and costs. The  Pipeline  &  Process  Services  segment  (formerly  our  Integrity  Services  segment)  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  midstream  services including hydrostatic testing services and chemical cleaning to energy companies and pipeline construction companies of newly-constructed and existing pipelines and related infrastructure. We generally charge our customers in this segment on a fixed-bid basis, depending on the size and length of the pipeline being tested, 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 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 duration of the project. The Water Services segment owns and operates nine (9) Environmental Protection Agency Class II saltwater disposal facilities in the Williston Basin region of North  Dakota.  Eight  (8)  of  the  facilities  are  wholly-owned  and  we  have  ten  (10)  pipelines  from  multiple  E&P  customers  connected  to  these  saltwater  disposal facilities, including two (2) that were developed and are owned by the Partnership. Our saltwater disposal facilities provide essential midstream services to oil and natural gas upstream producers and their transportation companies. All of the saltwater disposal facilities utilize specialized equipment and remote monitoring to minimize the facilities’ downtime and increase the facilities’ efficiency for peak utilization. These facilities also utilize oil skimming and recovery processes that remove residual oil from water delivered to our saltwater disposal facilities via pipeline or truck. We sell the oil recovered from these skimming processes, which contributes to our revenues. In addition to these saltwater disposal facilities, we provide management and staffing services to a saltwater disposal facility in which we own a 25% ownership interest (see Note 11). 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. 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.   95                     Use of Estimates in the Preparation of Financial Statements CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued The preparation of 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 property and equipment, intangible assets, and goodwill; the determination of fair values of assets acquired and liabilities assumed in business combinations; the allocation  of  goodwill  to  disposals  of  assets;  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 in GAAP 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.   96                                         Contributions Attributable to General Partner CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued During the years ended December 31, 2017 and 2016, Holdings incurred overhead expenses on behalf of the Partnership totaling $1.8 million and $3.8 million, respectively. These costs represent administrative expenses 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 n et loss attributable to the general partner in the Consolidated Statements of Operations for the years ended December  31, 2017 and 2016 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  cash contributions  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, 2018, 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, 2018. Restricted Cash Restricted cash was approximately $0.6 million and $0.5 million at December 31, 2018 and 2017, respectively. These amounts are included in  prepaid expenses and other on the Consolidated Balance Sheets. Accounts Receivable, Allowance for Bad Debts and Concentration of Credit Risk 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 at December 31, 2018 and  2017.  We  recorded  bad  debt  expense  of  less  than  $0.1  million  in  each  of  the  years  ended  December  31,  2018,  2017,  and  2016.  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 g eneral and administrative  on our Consolidated Statement of Operations. We  had  two  customers,  Pacific  Gas  &  Electric  Company  and  Plains  All  America  Pipeline,  that  represented  more  than  10%  of  total  accounts  receivable  as  of December  31,  2018.  As  of  December  31,  2017,  we  had  one  customer,  Pacific  Gas  &  Electric  Company,  that  represented  more  than  10%  of  total  accounts receivable. The majority of our revenues are generated in the United States. Total revenues generated in Canada were $1.3 million, $23.4 million, and $31.2 million for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. Pacific Gas and Electric Bankruptcy PG&E  Corporation  and  its  wholly-owned  subsidiary  Pacific  Gas  and  Electric  Company  (collectively,  “PG&E”)  filed  for  bankruptcy  protection  on  January  29, 2019.  PG&E is a significant customer that accounted for $43.4 million of the revenue and $6.4 million of the gross margin of our Pipeline Inspection segment during the year ended December 31, 2018. As of December 31, 2018, the assets on our Consolidated Balance Sheet included $10.3 million of accounts receivable from PG&E. We collected  $1.0 million of this balance in January 2019 prior to PG&E’s bankruptcy filing. We generated $2.8 million of revenue from PG&E during  the  period  from  January  1,  2019  through  January  28,  2019,  bringing  the  total  accounts  receivable  from  PG&E  to  $12.1  million  as  of  the  date  of  the bankruptcy  filing.    We  have  continued  to  provide  services  to  PG&E  after  the  bankruptcy  filing.    We  have  not  recorded  an  allowance  against  the  accounts receivable from PG&E at December 31, 2018, as we do not believe it is probable that we will ultimately be unable to collect the full balance of the pre-petition receivables.  However,  due  to  uncertainties  associated  with  the  bankruptcy  process,  we  cannot  make  assurances  regarding  the  ultimate  collection  of  these receivables nor can we make assurances regarding the timing of any such collections.   97                                      Property and Equipment       CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Property and equipment consists of land, land and leasehold improvements, buildings, facilities, wells and 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. Debt Issuance Costs 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.   98                            CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 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, 2018 or 2017. Any interest or penalties would be recognized as a component of income tax expense. Revenue Recognition Under Accounting Standards Codification ("ASC") 606 -  Revenue from Contracts with Customers , an entity should recognize revenue to depict the transfer of promised  goods  or  services  to  customers  in  an  amount  that  reflects  the  consideration  to  which  the  entity  expects  to  be  entitled  in  exchange  for  those  goods  or services. Based on this accounting guidance, our revenue is earned and recognized through the service offerings of our three reportable business segments. Our sales contracts have terms of less than one year. As such, we have used the practical expedient contained within the accounting guidance which exempts us from the requirement to disclose the transaction price allocated to remaining performance obligations if the performance obligation is part of a contract with an original expected duration of one year or less. We apply judgment in determining whether we are the principal or the agent in instances where we utilize subcontractors to perform all or a portion of the work under our contracts. Based on the criteria in ASC 606, we have determined we are principal in all such circumstances. See Note 13 for disaggregated revenue reported by segment. Pipeline Inspection -  We  generate  revenue  in  the  Pipeline  Inspection  segment  primarily  by  providing  inspection  services  on  midstream  pipelines,  gathering systems and distributions systems, including data gathering and supervision of third-party construction, inspection, and maintenance and repair projects. We charge our customers on a per-inspector basis, including per diem charges, mileage, and other reimbursement items. Generally, revenues are recognized when the services are performed. Pipeline & Process Services -  We  generate  revenue  in  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  primarily  by  providing  hydrostatic  testing  services  to  major natural gas and petroleum companies and pipeline construction companies of newly-constructed and existing natural gas and petroleum pipelines. We generally charge our customers in this segment on a fixed-bid basis, depending on the size and length of the pipeline being inspected, the complexity of services provided, and the utilization of our work force and equipment. Generally, revenues are recognized when the services are performed. Water Services -  We  generate  revenue  in  the  Water  Services  segment  primarily  by  treating  flowback  and  produced  water  and  injecting  the  saltwater  into  our saltwater disposal facilities. Our results are driven primarily by the volumes of produced water and flowback water we inject into our saltwater disposal facilities and the fees we charge for these services. These fees are charged on a per-barrel basis under contracts that are short-term in nature and vary based on the quantity and type of saltwater disposed, competitive dynamics, and operating costs. In addition, for minimal marginal cost, we generate revenue by selling residual oil we recover  from  the  water.  We  also  generate  revenue  managing  a  saltwater  disposal  facility  for  a  fee.  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. Management fee revenue is recorded when the services are performed. 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. Accrued Payroll and Other Accrued payroll and other on our Consolidated Balance Sheets includes the following: Accrued payroll Customer deposits Other December 31, 2018 December 31, 2017 (in thousands)     $      $ 9,468    $ 2,133      765      12,366    $ 6,893  1,510  706  9,109    99                                                                                                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  saltwater  disposal  facility  in  the  Water  Services  segment,  as  these  asset  groups  represent  the lowest level at which cash flows are separately identifiable. Goodwill At December 31, 2018 and 2017, the Partnership had $50.3 million and $53.4 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,  Pipeline  &  Process  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). Identifiable Intangible Assets 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 s 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.   100                                     Business Combinations CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued We evaluate all potential acquisitions and changes in control to determine whether we have 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 the year ended December 31, 2018, we sold our two saltwater disposal facilities in Texas and recorded a combined gain of $3.6 million. During the year ended December 31, 2018, we received proceeds of $0.4 million from the settlement of litigation related to lightning strikes that occurred in 2017 at our facilities in  Orla,  Texas  and  Grassy  Butte,  North  Dakota.  This  litigation  related  to  the  non-performance  of  certain  lightning  protection  equipment  we  had  purchased  to protect the facilities against lightning strikes. The proceeds from these settlements are reported within gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. During  the  year  ended  December  31,  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.  We  recorded  a  net  gain  of  $0.6  million  in  2017  related  to  these  incidents,  reported  within  gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. 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,  2018  includes  $2.4  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 p artners’ 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  expiration  of  a  contract  with  our  largest  Canadian  customer,  we  report currency  translation  adjustments  on  these  intercompany  payables  and  receivables  within  foreign currency gains (losses) 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 translation adjustments on other Canadian activity and balances within accumulated other comprehensive loss in our Consolidated Statement of Owners’ Equity. New Accounting Standards In 2018, we adopted the following new accounting standards issued by the Financial Accounting Standards Board (“FASB”); The  FASB  issued  Accounting  Standards  Update  ("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.  This  guidance  requires  an  entity  to  recognize  revenue  when  it  transfers  promised  goods  or  services  to customers  in  an  amount  that  reflects  the  consideration  the  entity  expects  to  receive  in  exchange  for  those  goods  and  services.  It  also  requires  additional disclosure about the nature, amount, timing, and uncertainty of revenue and cash flows arising from customer contracts, including significant judgments and changes  in  judgments  and  assets  recognized  from  costs  incurred  to  obtain  or  fulfill  a  contract.  We  adopted  this  new  standard  utilizing  the  modified retrospective transition approach. The adoption of this ASU had no effect on our Consolidated Financial Statements other than additional disclosures included in our Consolidated Financial Statements. The FASB issued ASU 2016-18 - Statement of Cash Flows - Restricted Cash in November 2016. This ASU requires entities to show the changes in the total of cash, cash equivalents, restricted cash, and restricted cash equivalents in the statement of cash flows on a retrospective basis. The requirements of this ASU have been reflected in our Consolidated Statements of Cash Flows for all periods presented. Under this ASU, certain short-term security deposits are reported as restricted cash in our Consolidated Statements of Cash Flows.   101                                   CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued In 2017, we adopted the following new accounting standards issued by the Financial Accounting Standards Board (“FASB”): The FASB issued 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  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 will impact our Consolidated Financial Statements which we adopted on January 1, 2019 include: The FASB issued ASU 2016-02 – Leases in February 2016, which supersedes current lease guidance. 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 methodology and the method proposed by this new guidance is the recognition on the balance sheet of certain lease assets and lease liabilities by lessees for those leases that were classified as operating leases under previous GAAP. We made accounting policy elections to not capitalize leases with a lease term of twelve months or less and to not separate lease and non-lease components for all asset classes. We also elected the package of practical expedients within ASU 2016-02 that allows an entity to not reassess prior to the effective date (i) whether any expired or existing contracts are or contain leases, (ii) the lease classification for any expired or existing leases, or (iii) initial direct costs for any existing leases, but did not elect the practical expedient of hindsight when determining the lease term of existing contracts at the effective date. In July 2018, the FASB issued ASU 2018-11 – Targeted Improvements which provides entities with a transition option to not restate the comparative periods for  the  effects  of  applying  the  new  leasing  standard  (i.e.  comparative  periods  presented  in  the  Consolidated  Financial  Statements  will  continue  to  be  in accordance  with  Accounting  Standards  Codification  840).  We  adopted  the  new  standard  on  the  effective  date  of  January  1,  2019  and  used  a  modified retrospective approach as permitted under ASU 2018-11.  Upon adoption, on January 1, 2019, we recognized approximately $3.5 million of right-of-use assets and associated lease liabilities.  The effects of implementing ASU 2016-02 will be material to our Consolidated Balance Sheets with the addition of right-of- use assets and associated lease liabilities, but immaterial to our Consolidated Statements of Operations and Consolidated Statements of Cash Flows. Liabilities recorded as a result of this standard will be excluded from the definition of indebtedness under our credit facility and therefore, will not adversely impact the leverage ratio under our credit facility. 3. Property and Equipment Property and equipment consist of the following, recorded at cost, as of December 31, 2018 and 2017: Asset Category Land Land improvements Buildings and leasehold improvements Facilities, wells and equipment Computer and office equipment Vehicles and other Construction-in-progress Less accumulated depreciation Total property and equipment, net Useful Lives (years) 15  30 - 39  5 - 15  3 - 9  3 - 5 December 31, 2018 2017 (in thousands)     $     $ 1,301    $ 952      1,183      18,736      1,357      459      —      23,988      (11,266)     12,722    $ 1,218  513  1,179  15,399  1,171  498  2,722  22,700  (9,312) 13,388    102                                                                                                                                                                     CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Depreciation expense is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of the assets. Depreciation expense was $2.8 million, $2.7 million, and $2.9 million for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively, of which $1.1 million, $1.1 million, and $0.9 million was included as a component  of  costs  of  services  for  the  years  ended  December  31,  2018,  2017,  and  2016,  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 for each of the years ended December 31, 2017 and 2016. In 2018, we sold two of our saltwater disposal facilities, which reduced accumulated depreciation by $0.7 million and we sold other property and equipment which reduced accumulated depreciation by $0.1 million. During 2017 and 2016, we recorded impairments of property and equipment at certain saltwater 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 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  and  $2.1  million,  included  within  impairments on  the  Consolidated  Statements  of  Operations  for  the  years  ended  December  31,  2017  and  2016, 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 saltwater 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. 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, 2016 Impairments Foreign currency translation Reclassified to assets held for sale Balance - December 31, 2017 Dispositions Foreign currency translation Balance - December 31, 2018 Pipeline Inspection Pipeline & Process Services Water Services Total   $   $   $ 40,247    $ —      97      —      40,344    $ —      (116)     40,228    $ (in thousands) 1,581    $ (1,581)     —      —      —    $ —      —      —    $ 15,075    $ —      —      (1,984)     13,091    $ (3,025)     —      10,066    $ 56,903  (1,581) 97  (1,984) 53,435  (3,025) (116) 50,294  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,  Pipeline  &  Process  Services,  and  Water Services operating segments are the appropriate reporting units for testing goodwill for impairment. Pipeline Inspection 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,  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.   103                                                                       Pipeline & Process Services CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued In the Pipeline & Process 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  Pipeline  &  Process  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 Pipeline & Process 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 Pipeline & Process 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  Pipeline  &  Process  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 We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2018  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  increases  in  gross  margin  and  revenues  in  2018 compared to 2017 and increased customer activity at certain of our facilities) and the fact that we sold two of our saltwater disposal facilities in 2018 at prices that exceeded their carrying values for a combined gain of $3.6 million, which is included in gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations for the year ended December 31, 2018. 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 saltwater disposal facility in Pecos, Texas to an unrelated party. The assets and liabilities of the Pecos, Texas saltwater  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.  We  calculated  the amount of goodwill to allocate to the Pecos facility based on the estimated fair value of the Pecos facility relative to the estimated fair value of the Water Services reporting unit as a whole. In May 2018, we sold our Orla, Texas saltwater  disposal facility.  The net book value of the assets sold included $3.0 million  of allocated goodwill, calculated based on the estimated fair value of the Orla facility relative to the estimated fair value of the Water Services reporting unit as a whole.   104                        CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 5. Intangible Assets Intangible assets consist of the following at December 31, 2018 and 2017: Asset Category Customer relationships Contracts Non-compete agreements Trademarks and trade names Inspector database Less accumulated amortization Intangible assets, net Useful Lives 2018 2017 December 31, (years)  5 - 20 3 3 10 10     $     $ (in thousands) 22,853    $ 241      143      11,679      2,080      36,996      (14,237)     22,759    $ 22,853  241  143  11,679  2,080  36,996  (11,519) 25,477  Amortization expense for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 was $2.7 million, $2.8 million, and $2.9 million respectively. Future amortization expense of our intangible assets is estimated to be as follows: Year ending December 31, 2019 2020 2021 2022 2023 Thereafter (in thousands) 2,697  2,677  2,668  2,668  2,070  9,979  22,759      $     $ In 2017, we ceased to perform certain services for the largest customer of the Canadian subsidiary of our Pipeline Inspection segment. In consideration of this, 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. 6. Credit Agreement On May 29, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement (as amended and restated, the “Credit Agreement”) that provides up to $90.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations, and contains an accordion feature that allows us to increase the borrowing capacity to $110.0 million if the lenders  agree  to  increase  their  commitments  in  the  future  or  if  other  lenders  join  the  facility.  The  three-year  Credit  Agreement  matures  May  29,  2021.  The obligations under the Credit Agreement are secured by a first priority lien on substantially all of our assets. The credit agreement as it existed prior to the May 29, 2018 amendment will hereinafter be referred to as the “Previous Credit Agreement” or, together with the Credit Agreement, as the “Credit Agreements”.   105                                                                                                                                                                       CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Outstanding  borrowings  at  December  31,  2018  were  $76.1  million  and  are  reflected  as  long-term debt on the  Consolidated  Balance  Sheets  beginning  May 29, 2018. Debt issuance costs are reported as debt issuance costs, net on the Consolidated Balance Sheets and total $1.3 million at December 31, 2018. Outstanding borrowings at December 31, 2017 were $136.9 million and are reflected net of debt issuance costs of $0.6 million as current portion of long-term debt on the Consolidated Balance Sheets. At December 31, 2017, the outstanding balance was classified as current due to the fact that the facility was scheduled to mature within one year. The carrying value of our 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). We  incurred  certain  debt  issuance  costs  associated  with  the  Previous  Credit  Agreement,  which  we  were  amortizing  on  a  straight-line  basis  over  the  life  of  the Previous Credit Agreement. Upon amending the Credit Agreement in May 2018, we wrote off $0.1 million of these debt issuance costs and reported this expense within debt issuance cost write-off in  our  Consolidated  Statements  of  Operations  for  the  year  ended  December  31,  2018,  which  represented  the  portion  of  the unamortized  debt  issuance  costs  attributable  to  lenders  who  are  no  longer  participating  in  the  credit  facility  subsequent  to  the  amendment.  The  remaining  debt issuance  costs  associated  with  the  Previous  Credit  Agreement,  along  with  $1.3  million  of  debt  issuance  costs  associated  with  the  amended  and  restated  Credit Agreement, are being amortized on a straight-line basis over the three-year term of the Credit Agreement. 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 1.5% to 3.0% per annum  (“Base  Rate  Borrowing”)  or  (ii)  an  adjusted  LIBOR  rate  plus  a  margin  of  2.5%  to  4.0%  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 borrowings ranged from 4.74% to 6.02% for the year ended December 31, 2018, 3.90% to 5.32% for the year ended December 31, 2017, and 3.54% to 4.52% for the year ended December 31, 2016. Interest on Base Rate Borrowings is payable monthly. Interest on LIBOR Borrowings is paid upon maturity of the underlying LIBOR contract, but no less often than quarterly. Commitment fees are charged at a rate of 0.50% on any unused credit and are payable quarterly. Interest paid during the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016 was $5.8 million, $6.8 million, and $5.9 million, respectively, including commitment fees. The average debt balance outstanding during the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016 was $98.6 million, $136.9 million, and $137.3 million, respectively. The  Credit  Agreement  contains  various  customary  covenants  and  restrictive  provisions.  The  Credit  Agreement  also  requires  maintenance  of  certain  financial covenants,  including  a  leverage  ratio  (as  defined  in  the  Credit  Agreement)  of  not  more  than  4.0  to  1.0  and  an  interest  coverage  ratio  (as  defined  in  the  Credit Agreement) of not less than 3.0 to 1.0. At December 31, 2018, our leverage ratio was 3.3 to 1.0 and our interest coverage ratio was 5.1 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 the Credit Agreement, the lenders may declare any outstanding principal, together with any accrued and unpaid interest, to be immediately due and payable and may exercise the other remedies set forth or referred to in the Credit Agreement. We were in compliance with all debt covenants as of December 31, 2018. In addition, the Credit Agreement restricts our ability to make distributions on, or redeem or repurchase, our equity interests, with certain exceptions detailed in the Credit Agreement. 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 the Credit Agreement, we are in compliance with the financial covenants in the Credit Agreement, and we have at least $5.0 million of unused capacity on the Credit Agreement at the time of the distribution. In February 2019, we borrowed $3.0 million increasing our total outstanding borrowings to $79.1 million as of March 18, 2019. Capital Leases During 2018, our Pipeline & Process Services and Water Services segments leased vehicles for $0.3 million under lease agreements at interest rates of 6.16% that are classified as capital leases. The leased vehicles are amortized on a straight-line basis over the lease terms of four years. Minimum lease payments related to the vehicles will be $0.1 million for the years ending December 31, 2019 through 2021. In addition, during 2018, we entered into a lease agreement for office copiers at interest rates of 6.49% that are classified as capital leases. The leased office copiers are amortized on a straight-line basis over the lease terms of approximately four years. Minimum lease payments related to the office copiers will be less than $0.1 million for the years ending December 31, 2019 through 2022. The $0.4 million capital lease obligation is reflected in the Consolidated Balance Sheets at December 31, 2018 in property and equipment ($0.4 million), accrued payroll and other ($0.1 million) and other non-current liabilities ($0.3 million).   106                                   7. Income Taxes CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 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). Significant components of income tax expense (benefit) are as follows for the years ended December 31: Current tax expense (benefit) U.S. federal State Canadian Total Deferred tax expense (benefit) U.S. federal State Canadian Total   $ 2018 2017 2016 (in thousands)     497    $ 797      (27)     1,267      36      15      —      51      356    $ 531      81      968      (7)     (2)     (363)     (372)     527  690  3  1,220  (27) (8) 10  (25) Total income tax expense   $ 1,318    $ 596    $ 1,195  The decrease in total income tax expense in 2017 compared to 2018 and 2016 is primarily attributable to the deferred tax effects of intangible asset impairments from our Canadian subsidiary as well as increased taxable income in our taxable subsidiary. The following table reconciles the differences between the U.S. federal statutory rate of 21% in 2018 and 35% in 2017 and 2016 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 2018 2017 2016 (in thousands)       $   $ 2,817    $ (2,396)     787      110      1,318    $ (464)   $ 682      509      (131)     596    $ (2,788) 3,336  644  3  1,195  Tax years that remain subject to examination by various taxing authorities for each of our consolidated entities include the years 2016 through 2018. Tax-related interest and penalties were insignificant in the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016. The Partnership had no uncertain tax positions that required recognition in the financial statements at December 31, 2018 or 2017. 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.   107                                                                                                                                                                                                            CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 8. Owners’ Equity Common Units and Subordinated Units As  of  December  31,  2018,  there  are  11,946,901  common  units  outstanding.  As  of  December  31,  2017,  there  were  11,889,958  common  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. 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 2018, 2017, or 2016. Series A Preferred Units On May 29, 2018 (the “Closing Date”), we entered into a Series A Preferred Unit Purchase Agreement (the “Preferred Unit Purchase Agreement”) with an entity controlled by Charles C. Stephenson, Jr. (the “Purchaser”), an affiliate of our General Partner, where we issued and sold in a private placement 5,769,231 Series A Preferred Units representing limited partner interests in the Partnership (the “Preferred Units”) to the Purchaser for a cash purchase price of $7.54 per Preferred Unit, resulting in gross proceeds to the Partnership of $43.5 million. We used proceeds from the transaction to reduce outstanding borrowings on our revolving credit facility. Concurrent with the closing of this transaction, we entered into an amended and restated Credit Agreement dated as of May 29, 2018, to amend and restate the terms of our credit facility, as more fully described in Note 6. The Preferred Unit Purchase Agreement contains customary representations, warranties, and covenants of the Partnership and the Purchaser. The Partnership and the Purchaser agreed to indemnify each other and their respective officers, directors, managers, employees, agents, counsel, accountants, investment bankers, and other  representatives  against  certain  losses  resulting  from  breaches  of  their  respective  representations,  warranties,  and  covenants,  subject  to  certain  negotiated limitations and survival periods set forth in the Preferred Unit Purchase Agreement. Pursuant to the Preferred Unit Purchase Agreement, and in connection with the closing of this transaction, our General Partner executed the First Amendment to First  Amended  and  Restated  Agreement  of  Limited  Partnership  of  the  Partnership,  which  authorizes  and  establishes  the  rights  and  preferences  of  the  Preferred Units. The Preferred Units have voting rights that are identical to the voting rights of the common units into which such Preferred Units would be converted at the then-applicable conversion rate. The Purchaser is entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% on the Preferred Units. 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 twelve  quarters  after  the  Closing  Date.    We  paid  the  first  distribution  on the  Preferred  Units  in November  2018 of  $1.4 million  in cash,  which  represented  the period from May 29, 2018 through September 30, 2018. We also paid a quarterly distribution on the Preferred Units in February 2019 of $1.0 million in cash. After the third anniversary  of the Closing Date, the Purchaser 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. The Partnership may redeem the Preferred Units (a) at any time after the third anniversary of the closing date and on or prior to the fourth anniversary of the closing date at a redemption price equal to 105% of the issue price, and (b) at any time after the fourth anniversary of the closing date at a redemption price equal to 101% of the issue price.   108                                 Earnings Per Unit CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Our net income (loss) is attributable and allocable to five ownership groups: (1) our preferred unitholder, (2) the noncontrolling interests in certain subsidiaries, (3) our General Partner, (4) our subordinated unitholders; and (5) our common unitholders. Income attributable to our preferred unitholder represents the 9.5% annual return to which the owner of the Preferred Units is entitled. Net income (loss) attributable to noncontrolling interests represent 49% of the income (loss) generated by Brown and 51% of the income (loss) generated by CF Inspection. Net loss attributable to the General Partner includes expenses incurred by Holdings and not charged  to  us.  In  February  2017,  all  outstanding  subordinated  units  were  converted  to  common  units  upon  satisfaction  of  the  requirements  as  outlined  in  our partnership  agreement;  prior  to  this  conversion,  items  of  income  (loss)  were  allocated  to  common  units  and  subordinated  units  equally.  Net income (loss) attributable to subordinated unitholders represents the share of our net income that was allocable to the subordinated units. Since the subordinated units did not share in the distribution of cash generated subsequent to December 31, 2016, we did not allocate any income or loss after that date to the subordinated units. Net income (loss) attributable to common unitholders represents  our  remaining  net  income  (loss),  after  consideration  of  amounts  attributable  to  our  preferred unitholder, the noncontrolling interests, our General Partner, and the subordinated unitholders. Basic net income (loss) per common limited partner unit is  calculated  as  net income (loss) attributable to common unitholders divided  by  the  basic  weighted average common units outstanding. Diluted net income (loss) per common limited partner unit includes the net income attributable to preferred unitholder and the dilutive  effect  of  the  potential  conversion  of  the  preferred  units  and  the  dilutive  effect  of  the  unvested  equity  compensation.  The  following  summarizes  the calculation of the basic net income per common limited partner unit for the periods presented: 2018 Twelve Months Ended December 31, 2017 (in thousands, except per unit data) 2016 Net income attributable to common unitholders Weighted average common units outstanding Basic net income per common limited partner unit   $   $ 8,968    $ 11,929      0.75    $ 3,237    $ 11,152      0.29    $ 819  5,934  0.14  The following summarizes the calculation of the diluted net income per common limited partner unit for the periods presented: 2018 Twelve Months Ended December 31, 2017 (in thousands, except per unit data) 2016 Net income attributable to common unitholders Net income attributable to preferred unitholder Weighted average common units outstanding Effect of dilutive securities: Weighted average preferred units outstanding Long-term incentive plan unvested units Diluted weighted average common units outstanding Diluted net income per common limited partner unit   $   $   $ 8,968    $ 2,445      11,413    $ 3,237    $ —      3,237    $ 11,929      11,152      3,413      415      15,757      0.72    $ —      101      11,253      0.29    $ 819  —  819  5,934  —  156  6,090  0.13    109                                                                                                                                             The following summarizes the calculation of the net income per subordinated limited partner unit – basic and diluted for the periods presented: CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 2018 Twelve Months Ended December 31, 2017 (in thousands, except per unit data) 2016 Net income attributable to subordinated unitholders Weighted average subordinated units outstanding - basic and diluted Net income per subordinated limited partner unit - basic and diluted $ $ —    —    —    $ $ —    729    —    $ $ 816   5,913   0.14   9.   Major Customers Two customers accounted for more than 10% of revenues for the year ended December 31, 2018, and three customers accounted for more than 10% of revenues for each of the years ended December 31, 2017 and 2016; Pacific Gas & Electric Company and Plains All America Pipeline in 2018, Enterprise Product Partners, Pacific  Gas  &  Electric  Company,  and  Plains  All  America  Pipeline  in  2017  and  Enbridge  Energy  Partners,  Pacific  Gas  and  Electric  Company,  and  Plains  All America  Pipeline  in  2016.  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 Long-Term Incentive Plan (“LTIP”) Our General Partner has adopted a long-term incentive plan (“LTIP”) that authorizes the issuance of up to 1,182,600 of our common 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. The FASB issued ASU 2016- 09 – Compensation – Stock Compensation in March 2016. This ASU gave 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 standard on  January  1,  2017  and  elected  to  account  for  forfeitures  when  they  occur.  The  adoption  of  this  ASU  had  no  significant  effect  on  our  Consolidated  Financial Statements.  For  the  years  ended  December  31,  2018,  2017,  and  2016,  compensation  expense  of  $1.2  million,  $1.1  million,  and  $1.1  million,  respectively  was recorded under the LTIP (including expense associated with the Profit Interest Units described below). We have historically granted annual LTIP awards to key employees in the second quarter of each year. 110                                                                           The following table sets forth the granted, vested and forfeited Units under the LTIP for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016: CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued  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  Units granted  Units vested  Units forfeited  Units at December 31, 2018 Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit Number of Unvested Units 361,698    $ 346,999    $ (36,505)   $ (98,290)   $ 573,902    $ 257,419    $ (44,408)   $ (122,404)   $ 664,509    $ 471,772    $ (76,480)   $ (85,092)   $ 974,709    $ 14.30 6.32 16.17 11.38 9.86 7.02 16.56 9.25 8.46 3.43 13.46 7.07 5.76 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  101,648  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, 2018 and 2017 was $3.0 million  and $3.2 million,  respectively,  with an average  remaining  life of 2.1 years and 2.1 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, 2018, 2017, and 2016. There were no unvested Profit Interest Units at December 31, 2018. 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.  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). If any additional modifications to this agreement are proposed, they would require approval by the Conflicts Committee of our Board of Directors. The fee may be adjusted each year by an inflation adjustment as outlined in the omnibus agreement. The administrative fee will increase to $4.5 million in 2019, based on the cumulative increase in the producer price index since the inception of the omnibus agreement; 111                                                                                                                                                CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued ● our right of first offer on Holdings’ and its subsidiaries’ assets used in, and entities primarily engaged in, providing saltwater disposal and other water and environmental services; and ● indemnification  of  us  by  Holdings  for  certain  environmental  and  other  liabilities  (including  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 new Credit Agreement, Holdings agreed to waive the omnibus fee to support us in the event our leverage ratio were to exceed 3.75 times our trailing twelve-month Adjusted EBITDA at any quarter-end during the term of the facility. The  amounts  charged  by  Holdings  under  the  omnibus  agreement  for  the  years  ended  December  31,  2018  and  2017  were  $4.0  million  and  $2.0  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,  the excess is allocated to the Partnership as non-cash allocated costs. The non-cash allocated amounts are reflected as g eneral and administrative  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  and  $3.8  million,  respectively,  for  the  years  ended  December  31,  2017  and  2016.  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  years  ended  December  31,  2017  and  2016,  respectively,  in  cash,  as  a  reimbursement  of  certain expenditures incurred by the Partnership. These cash contributions 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. Alati Arnegard, LLC The Partnership provides management services to a 25% owned company, Alati Arnegard, LLC (“Arnegard”). We recorded earnings from this investment of $0.2 million,  $0.1 million,  and $0.3 million  for the years ended December  31, 2018, 2017 and 2016, respectively.   These earnings are recorded  in other, net on the Consolidated Statements of Operations and equity in earnings of investee on the Consolidated Statements of Cash Flows. Management fee revenue earned from Arnegard  is  included  in  revenues on  the  Consolidated  Statements  of  Operations  and  totaled  $0.7  million,  $0.6  million  and  $0.6  million  for  the  years  ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. Accounts receivable from Arnegard totaled $0.1 million at both December 31, 2018 and 2017, and is included in trade accounts receivable, net on the Consolidated Balance Sheets. Our investment in Arnegard totaled approximately $0.2 million at both December 31, 2018 and 2017, and is included in other assets on the Consolidated Balance Sheets.  CF Inspection Management, LLC We have also entered into a joint venture with CF Inspection, a nationally-qualified woman-owned inspection firm affiliated with one of Holdings’ owners. We own 49% of CF Inspection and Cynthia A. Field, the daughter of Charles C. Stephenson, Jr. and a member of the board of directors of our general partner, owns the remaining 51% of CF Inspection. For the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, CF Inspection represented approximately 3.4%, 3.5%, and 4.6% of our  consolidated  revenue,  respectively.  CF Inspection  allows  us  to  offer  various  services  to  clients  that  require  the  services  of  an  approved  Women’s  Business Enterprise  (“WBE”),  as  CF  Inspection  is  certified  as  a  Women’s  Business  Enterprise  by  the  Supplier  Clearinghouse  in  California  and  as  a  National  Women’s Business Enterprise by the Women’s Business Enterprise National Council. 112                                 CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Sale of Preferred Equity As described in Note 8, we issued and sold $43.5 million of preferred equity to an affiliate in May 2018. 12.   Commitments and Contingencies Security Deposits The  Partnership  has  various  performance  obligations  which  are  secured  with  short-term  security  deposits  (reflected  as  restricted  cash  equivalents  on  our Consolidated  Statements  of  Cash  Flows)  totaling  $0.6  million  and  $0.5  million  at  December  31,  2018  and  2017,  respectively.  These  amounts  are  included  in prepaid expenses and other on the Consolidated Balance Sheets. 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,  2018,  we  have established  a  reserve  of  $0.1  million  for  potential  liabilities  related  to  these  compliance  audit  contingencies.  As  of  December  31,  2017,  there  were  no  reserves established for compliance audit contingencies. Legal Proceedings On October 5, 2017, a former inspector for TIR LLC and Cypress Energy Management – TIR, LLC (“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 LLC 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 the Partnership, TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC deny the claims. The defendants plan to continue to vigorously defend these claims and have stayed a counterclaim against the named plaintiff. On March 28, 2018, the court granted a joint stipulation of dismissal without prejudice in regard 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.  On  July  26,  2018,  the plaintiff filed a motion for conditional class certification. CEM-TIR subsequently filed pleadings opposing the motion. On January 25, 2019, the court denied the plaintiff's motion for conditional class certification. On February 27, 2019, Sun Mountain LLC (“Sun Mountain”), a subcontractor of TIR-PUC, filed a lawsuit alleging that TIR-PUC failed to pay invoices amounting to approximately $3.5 million for services subcontracted to Sun Mountain under TIR-PUC’s agreement to provide services to Pacific Gas and Electric Company. Sun Mountain filed the action in Federal District Court for the Northern District of Oklahoma. TIR-PUC denies that such amounts are owed, as conditions to TIR- PUC’s  obligation  to  make  the  payments  have  not  been  met.  The  full  amount  of  these  invoices  is  included  within  accounts payable  on  the  accompanying Consolidated Balance Sheet at December 31, 2018. No estimate of potential loss can be determined at this time and TIR-PUC denies the claims. 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. Leases We lease general office space at our corporate headquarters located at 5727 S. Lewis Ave., Suite 300, Tulsa, Oklahoma 74105. The lease expires in November of 2024 unless terminated earlier under certain circumstances specified in our lease. In early 2019, an affiliated entity opened a new location in Houston, Texas that is shared by our Pipeline Inspection and Pipeline & Process Services segments, primarily for business development purposes. This lease expires in March of 2020. We also lease a small office in Walnut Creek, California that expires in March of 2020. Our Pipeline & Process Services segment rents an office space and two apartments  in  Odessa,  Texas.  These  leases  expire  before  December  of  2019.  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. 113                                    CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Lease expense under these operating leases was $0.7 million, $0.8 million and $1.0 million for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, respectively. Minimum annual lease commitments under the current office lease and other operating leases at December 31, 2018 follows: Year ending December 31, (in thousands) 2019 2020 2021 2022 2023 Thereafter   $ 762 680 679 679 679 721 4,200 We can exit our headquarters office building which represents approximately $3.8 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) Pipeline & Process Services and (iii) Water and Environmental Services (“Water Services”). Pipeline Inspection – We generate revenue in this segment primarily by providing essential inspection and integrity services on a variety of infrastructure assets including midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems.  Services include non-destructive examination, mechanical integrity, inline support, pig tracking,  survey,  data  gathering  and  supervision  of  third-party  contractors.  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,  skills,  technology,  equipment,  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’ assets including pipelines, gas plants, compression stations, storage facilities, and gathering and distribution systems including the legal and regulatory requirements relating to the inspection and maintenance of those assets. Our customers are also billed for per diem charges, mileage, and other reimbursement items. Revenue and costs in this segment may be subject to seasonal variations and interim activity may not be indicative of yearly activity, considering many of our customers develop yearly operating budgets and enter into contracts with us during the winter season for work to be performed during the remainder of the year.  Additionally, inspection work throughout the United States during the winter months (especially in the northern  states)  may  be  hampered  or  delayed  due  to  inclement  weather,  thus  affecting  our  revenue  and  costs.    During  the  year  ended  December  31,  2018,  we recognized  $0.5  million  of  revenue  on  services  performed  in  previous  years.  We  had  constrained  recognition  of  this  revenue  until  the  expiration  of  a  contract provision that had given the customer the opportunity to reopen negotiation of the fee paid for the services. As of December 31, 2018, we have recognized a refund liability of $0.4 million for revenue associated with such variable consideration. Pipeline & Process Services –  This  segment  provides  essential  midstream  services  including  hydrostatic  testing  services  and  chemical  cleaning  to  energy companies and pipeline construction companies of newly-constructed and existing pipelines and related infrastructure. We generally charge our customers in this segment on a fixed-bid basis, depending on the size and length of the pipeline being tested, 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 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 duration of the project.  Revenue during the year ended December 31, 2018 included $0.3 million associated with additional billings on a project that we completed in the fourth quarter of 2017 (we recognized the revenue upon receipt of customer acknowledgment of the additional fees). Water Services – This segment owns and operates nine (9) Environmental Protection Agency Class II saltwater disposal facilities in the Williston Basin region of North Dakota.  Eight (8) of the facilities are wholly-owned and we have ten (10) pipelines from multiple E&P customers connected to these saltwater disposal facilities, including two (2) that were developed and are owned by the Partnership.  Approximately 94% of our disposal water is produced water that is generated during production life of an oil and gas well and approximately 45% of our water is delivered via pipeline to our saltwater disposal facilities. Our saltwater disposal facilities provide essential midstream services to oil and natural gas upstream producers and their transportation companies. All of the saltwater disposal facilities utilize specialized equipment and remote monitoring to minimize the facilities’ downtime and increase the facilities’ efficiency for peak utilization. These facilities also utilize oil skimming and recovery processes that remove residual oil from water delivered to our saltwater disposal facilities via pipeline or truck. We sell the oil recovered  from  these  skimming  processes,  which contributes  to our revenues.  In addition  to these  saltwater  disposal  facilities,  we provide  management  and staffing services to a saltwater disposal facility in which we own a 25% ownership interest. Segment results are driven primarily by the volumes of water we inject into our saltwater disposal facilities and the fees we charge for transporting water in our two pipelines connected to these facilities. These fees are charged on a per- barrel basis and vary based on the quantity and type of saltwater disposed, competitive dynamics, and operating costs. In addition, for minimal marginal cost, we generate revenue by selling residual oil we recover from the disposed water. Revenue and costs in this segment may be subject to seasonal fluctuations and interim activity may not be indicative of yearly activity, given that our saltwater disposal facilities are located in North Dakota and weather conditions there (especially winter weather conditions) can affect drilling, operations, and trucking activity, and ultimately, our volumes, revenues, and costs. Other – These amounts represent corporate and overhead items not specifically allocable to the other reportable segments.                                                             114   The following table outlines segment operating income and a reconciliation of total segment operating income to net income before income tax expense. CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements - Continued Pipeline Inspection Pipeline & Process Services Water Services (in thousands) Other Total Twelve months ended December 31, 2018 Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Gains on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Foreign currency losses Other, net Net income before income tax expense Twelve months ended December 31, 2017 Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Impairments Losses (gains) on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Foreign currency gains Other, net Net loss before income tax expense Twelve months ended December 31, 2016 Revenues 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 Total Assets December 31, 2018 December 31, 2017 (recast to exclude intercompany receivables)   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 288,083  256,436  31,647  17,010(a)    2,237  (21)       $ 12,421  15,001    $ 10,708      4,293      2,379      592      (83)     1,405    $   $ 11,876  3,770  8,106  3,295(b)    1,575  (4,004)       $ 7,240    $ 268,635  241,889  26,746  13,980(c)    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(d)    1,486  688  (588)       $ 899  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)   $   $ —  —  —  1,060  —  —  (1,060)       $   $ —  —  —  2,643(e)    —  —  —  (2,643)       $   $ —  —  —  4,637(f)     —  —  (4,637)       $ 314,960  270,914  44,046  23,744  4,404  (4,108) 20,006  (6,320) (643) 373  13,416  286,342  252,739  33,603  21,055  4,443  3,598  (570) 5,077  (7,335) 732  199  (1,327) 297,997  262,517  35,480  21,853  4,861  10,530  (1,764) (6,559) 356  (7,967) 116,239    $ 10,972    $ 24,281    $ 1,361   $ 152,853  120,368    $ 10,481    $ 31,472    $ 882    $ 163,203  (a) Amount includes $2.8 million of the allocated quarterly administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              (b) Amount includes $1.2 million of the allocated quarterly administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. 115     CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued (c) Amount includes $1.4 million of the allocated quarterly administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (d) Amount includes $0.6 million of the allocated quarterly administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (e) Amount includes $1.8 million of allocated general and administrative expenses incurred by Holdings but not charged to us. For the six months ended June 30, 2017, Holdings waived the administrative fee specified in the omnibus agreement. (f) 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 2016, Holdings waived the administrative fee specified in the omnibus agreement). 14.   Distributions The following table summarizes the cash distributions that we declared and paid on common and subordinated units since our initial public offering:  Payment Date Total 2014 Distributions Total 2015 Distributions Total 2016 Distributions February 13, 2017 May 13, 2017 August 12, 2017 November 14, 2017 Total 2017 Distributions February 14, 2018 May 15, 2018 August 14, 2018 November 14, 2018 Total 2018 Distributions February 14, 2019 (b) Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions (in thousands, except per unit data) Total Cash Distributions to Affiliates (a)   $ 1.104646    $ 1.625652      1.625652      0.406413      0.210000      0.210000      0.210000      1.036413      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      13,064    $ 19,232      19,258      4,823      2,495      2,495      2,497      12,310      2,498      2,506      2,506      2,509      10,019      0.210000      2,510      8,296  12,284  12,414  3,107  1,606  1,607  1,608  7,928  1,599  1,604  1,604  1,606  6,413  1,606  Total Distributions (through February 14, 2019 since IPO)   $ 6.442363    $ 76,393    $ 48,941  (a) Approximately 64.0% of the Partnership’s outstanding common units at December 31, 2018 were held by affiliates. (b) Fourth quarter 2018 distribution was declared and paid in the first quarter of 2019.  116                                                                                                                                                                                                                               CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued On  May  29,  2018  we  issued  and  sold  in  a  private  placement  5,769,231  Series  A  Preferred  Units  representing  limited  partner  interests  in  the  Partnership  (the “Preferred  Units”)  for  a  cash  purchase  price  of  $7.54  per  Preferred  Unit,  resulting  in  gross  proceeds  to  the  Partnership  of  $43.5  million.  The  purchaser  of  the Preferred Units is entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% (which amounts to $4.1 million per year). 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  twelve  quarters  after  the  initial  sale  of  the  Preferred  Units.  We  paid  the  first  distribution  on  the  Preferred  Units  in  November  2018  of  $1.4 million  in  cash,  which  represented  the  period  from  May  29,  2018  through  September  30, 2018.  We  also  paid  a  quarterly  distribution  on the  Preferred  Units  in February 2019 of $1.0 million in cash. 15.   Sale of Saltwater Disposal Facilities In May 2018, we sold our subsidiary Cypress Energy Partners – Orla SWD, LLC (“Orla”), which owns a saltwater disposal facility in Orla, Texas, to an unrelated party for $8.2 million of cash proceeds. We used the proceeds from this transaction to reduce our outstanding debt. We recorded a gain on this transaction of $1.8 million, which represents the excess of the cash proceeds over the net book value of assets sold. This gain is reported within gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. The net book value of the assets sold included $3.0 million of allocated goodwill, calculated based on the estimated fair value of the Orla facility relative to the estimated fair value of the Water Services reporting unit as a whole. This calculation is considered Level 3 and the fair values included in this calculation were determined utilizing estimated discounted cash flows of the Orla facility and the Water Services reporting unit as a whole as of the date of sale.  In January 2018, we sold our subsidiary Cypress Energy Partners – Pecos SWD, LLC (“Pecos”), which owns a saltwater disposal facility in Pecos, Texas, to an unrelated party for $4.0 million of cash proceeds and a royalty interest in the future revenues of the facility. We concluded this represented the sale of a business and we record the royalties in the periods in which they are received. We recorded a gain on this transaction of $1.8 million, which represents the excess of the cash proceeds over the net book value of assets sold. This gain is reported within gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. We used the proceeds from this transaction to reduce our debt. The net book value of the assets sold included $2.0 million of allocated goodwill, calculated based on the estimated fair value of the Pecos facility relative to the estimated fair value of the Water Services reporting unit as a whole. This calculation is considered Level 3 and the fair values included in this calculation were determined utilizing estimated discounted cash flows of the Pecos facility and the Water Services reporting unit  as  a  whole  as  of  the  date  of  sale.  Assets held for sale and liabilities held for sale on  the  Consolidated  Balance  Sheet  at  December  31,  2017  represent  the carrying values of the Pecos saltwater facility prior to its sale. 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 and Orla facilities generated combined revenues of $0.1 million, $1.6 million, and $1.9 million during the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016,  respectively.  The  Pecos  and  Orla  facilities  generated  combined  operating  income  (loss)  of  approximately  ($0.1)  million,  $0.7  million,  and  $0.5  million during the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016, respectively. 117                                                     CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.   Notes to Consolidated Financial Statements - Continued 16. Quarterly Financial Information (Unaudited) The following table sets forth certain unaudited financial data for each quarter during 2018 and 2017. The unaudited quarterly information includes all normal recurring adjustments that we consider necessary for a fair presentation of the information shown.  2018 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) March 31 June 30 September 30 December 31 Revenues Gross margin Gains (losses) on asset disposals, net Net income  Net income attributable to partners / controlling interests Net income per common limited partner unit - basic Net income per common limited partner unit - diluted 2017 Revenues Gross margin Impairments Gains (losses) on asset disposals, net Net income (loss) Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net income (loss) per common limited partner unit - basic and diluted 64,826    $ 8,129      1,709      960      725      0.06      0.06      76,468    $ 10,943      1,606      3,556      3,407      0.25      0.24      84,778    $ 12,908      822      4,954      4,665      0.30      0.26      88,888  12,066  (29) 2,628  2,616  0.13  0.13  Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) March 31 June 30 September 30 December 31 64,722    $ 6,329      3,598      —      (4,921)     (3,756)     (0.32)     74,567    $ 8,609      —      (113)     497      630      0.12      77,682    $ 9,390      —      208      562      554      0.13      69,371  9,275  —  (665) 1,939  1,759  0.26    $   $ 118                                                                                                                   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, 2018. Additionally, we have implemented a quarterly sub- certification process whereby all members of upper management and certain other management 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. 119                           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,  2018  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, 2018, we maintained effective internal control over financial reporting, and management believes that we have no material internal control weaknesses in our financial reporting process. 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,  2018  that  have  materially affected,  or  are  reasonably  likely  to  materially  affect,  our  internal  control  over  financial  reporting.  During  late  2018,  we  signed  agreements  with  a  software provider and with a system integration advisor under which we will implement a new software system for payroll and human resources management. We expect to implement  the  new  system  on  January  1,  2020  and  will  develop,  test,  and  apply  internal  control  procedures  related  to  this  payroll  and  human  resources management system as deemed necessary. 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 specifically nonrecourse. Whenever possible, we intend to incur indebtedness that is nonrecourse to our general partner. Our general partner currently has six directors. Holdings appoints 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 57.9% of our outstanding common units, 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. 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. 120                                 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 Stanley 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 acquired on the open market 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 .” 121                     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. Cynthia A. Field Position with Cypress Energy Partners GP, LLC   Age   55 52 42 62 69 74 82 58   Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President   Senior Vice President and General Counsel   Vice President and Chief Financial Officer   Director   Director & Audit Committee Chairman   Director & Conflicts Committee Chairman   Director   Director 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 and Chief Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, having served in that capacity since November 2018. Prior to being appointed as Chief Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, Mr. Herbers served as the Vice President and Chief Accounting Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC from September 2016 to November 2017 and as the Interim Chief Financial Officer from November 2017 to November 2018. 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. 122                                 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. 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  serves  as  the Chairman  of  the  Conflicts  Committee.  He  co-founded  the  Trump  Leadership  Council  in  April  2016 and  served  on the  council  until  January  2017.  He has  also served as Vice Chairman of the American Leadership Council since August 2017. 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. 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. Cynthia A. Field has been a director on the board of Cypress Energy Partners GP, LLC since November 2018. Ms. Field has served as the Sole Manager of CF Inspection Management, LLC, a nationally-qualified woman-owned inspection firm, since August of 2013. Ms. Field was appointed President and Chief Executive Officer of CF Inspection in January 2018.  Ms. Field is the daughter of Charles C. Stephenson, Jr., one of the directors on the board of Cypress Energy Partners GP, LLC.  Ms. Field also serves as the Executive Director and a Trustee of the Charles & Peggy Stephenson Family Foundation, and as a member of the Gilcrease Museum National Advisory Board. 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. 123                 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, 2018. 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 Ave., Suite 300 Tulsa, Oklahoma 74105 We make available free of charge, within the “ Governance Documents ” 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. ITEM 11. EXECUTIVE COMPENSATION Compensation Overview 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, 2018, 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 and; 124                                     ● Jeffrey A. Herbers, our Vice President and Chief Financial Officer. Summary Compensation Table The following table sets forth certain information with respect to the compensation paid to our NEOs for the years ended December 31, 2018, 2017, and 2016. Name and Principal Position Year Salary Bonus (a) Unit Awards (b) Total Peter C. Boylan III Chairman, Chief Executive Officer and President Richard M. Carson Senior Vice President and General Counsel Jeffrey A. Herbers Vice President and Chief Financial Officer 2018 2017 2016 2018 2017 2016 2018 2017     $ 438,062    $ —    $ 382,500    $ 820,562  431,474      411,712      50,000      65,000      506,069      554,167      987,543  1,030,879      $ 305,000    $ 65,500    $ 158,440    $ 528,940  286,250      275,000      20,000      25,000      169,012      185,076      475,262  485,076      $ 196,253    $ 37,500    $ 61,145    $ 294,898  175,000      7,500      53,779      236,279  (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. Narrative Disclosure to Summary Compensation Table Elements of the compensation program .  For  2018,  the  primary  elements  of  compensation  for  our  NEOs  included  base  salary,  cash  bonus  awards  and  equity awards. Base compensation for 2018 . Base salaries for our NEOs are set at levels deemed necessary to attract and retain individuals with superior talent and 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 and Chief Financial Officer 125     Current Base   Salary   $   $   $ 438,062  305,000  215,000                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       In January 2018, Mr. Carson’s annual base salary was increased from $290,000 to $305,000 and Mr. Herbers’ annual base salary was increased from $175,000 to $185,000. In August 2018, Mr. Herbers’ salary was increased to $215,000. These increases were made in response to increases in these officers’ responsibilities resulting from the departure in November 2017 of our then Chief Financial Officer. Mr. Boylan did not receive a base salary increase during 2018. 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, Mr. Boylan and Mr. Carson received cash bonus awards. Mr. Boylan’s, Mr. Herbers’ 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 saltwater disposal facility. Mr. Carson and Mr. Herbers received bonuses of $35,000 and $20,000 in August 2018, respectively, and bonuses of $10,500 and $6,000 in October 2018, respectively, in recognition of their efforts toward the acquisition by our sponsor of two businesses. Discretionary long-term equity incentive awards . In September  2013, in connection  with his commencement  of employment,  Mr. Carson, received  a one-time award of Class C Units in CEP LLC, which were intended to allow Mr. Carson to share in the future equity appreciation of CEP LLC from and after the date of grant  of  such  Class  C  Units.  The  award  vested  in  three  equal  annual  installments  on  the  third,  fourth  and  fifth  anniversary  of  Mr.  Carson’s  commencement  of service with us. 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. 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. We grant long-term incentive awards to our NEOs in the form of phantom units on an annual basis. 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 addition, in January 2018, we made a special award of 5,000 phantom units to Mr. Carson and 4,167 phantom units to Mr. Herbers. These grants will vest in June 2019, contingent on the continued service of these NEOs through such date. These grants were made in response to increases in these NEOs’ responsibilities resulting from the departure in November 2017 of our then Chief Financial Officer. 126               Outstanding Equity Awards at December 31, 2018 The following table provides information regarding the outstanding and unvested long-term equity incentive awards held by our NEOs as of December 31, 2018. None of our NEOs held any option awards that were outstanding as of December 31, 2018. Name and Principal Position 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 and Chief Financial Officer Unit Awards Number of Units That Have Not Vested Market Value of Units That Have Not Vested (a)  125,000(c)   $ 70,680(c)     88,636(c)     31,577(c)     44,000(c)   $ 5,000(d)    23,605(c)     29,602(c)     10,855(c)     857(c)     13,500(c)   $ 4,167(d)    7,511(c)     10,152(c)     702,500  397,222  498,134  177,463  247,280  28,100  132,660  166,363  61,005  4,816  75,870  23,419  42,212  57,054  Grant Date April 9, 2018   March 9, 2017       March 10, 2016       March 26, 2015     April 9, 2018 January 1, 2018       March 9, 2017       March 10, 2016       March 26, 2015       February 1, 2014     April 9, 2018 January 1, 2018       March 9, 2017       November 2, 2016     (a) Amount shown reflects the per-unit value based upon the December 31, 2018 closing price of $5.62 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 phantom units granted under the LTIP and scheduled to vest on June 30, 2019.  Severance and change in control arrangements . None of our NEOs has entered into any employment or severance agreements with our general partner or any of its affiliates. The terms of Mr. Boylan and Mr. Carson’s phantom unit awards provide that in the event of a change in control of the partnership, their phantom units would become fully vested in the event the executive is terminated without cause 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. 127                                                                                                                                                                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. 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, 2018. Name Henry Cornell (b) Stanley A. Lybarger (b) John T. McNabb II (b) Cash Fees Unit Earned Awards (a) Total   $   $   $ 25,000    $ 40,439    $ 65,439 32,500    $ 40,439    $ 72,939 30,000    $ 40,439    $ 70,439 (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 10 to the Consolidated Financial Statements included in Item 8 in this Annual Report. (b) As of December 31, 2018, each of the directors listed in the table above held 13,428 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,  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  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. 128                                                                                                                   Peter C. Boylan III Henry Cornell Charles C. Stephenson, Jr. Members of the Board of Directors of Cypress Energy Partners GP, LLC Stanley A. Lybarger John T. McNabb II Cynthia A. Field 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 11, 2019, 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  12,023,170    common  units  and  5,769,231  preferred  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 11, 2019, 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 Ave., Suite 300, Tulsa, Oklahoma 74105. Common Preferred Units Units Total Units Percentage of Beneficially Beneficially Beneficially Units Beneficially Name of Beneficial Owner Owned Owned Owned Owned  Cypress Energy Holdings, LLC  (a) (b)  Peter C. Boylan III  Richard M. Carson  Henry Cornell  Cynthia A. Field  Jeffrey A. Herbers  Stanley A. Lybarger  John T. McNabb II  Charles C. Stephenson, Jr.   6,957,349    65,575    33,821    15,262    118,900    —      37,183    60,262    413,740    —      —      —      —      —      —      —      —        5,769,231      6,957,349    65,575    33,821    15,262    118,900    —      37,183    60,262      6,182,971    39.1%  *   *   *   *   *   *   *  34.8% All directors and executive officers as a group (consisting of 8 persons) 744,743      5,769,231      6,513,974    36.6% * 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 11.2% of our common units. (b) Cypress Energy Holdings, LLC owns 100% of Cypress Energy Holdings II, LLC, which owns 46.7% of our common units.  129                                                                                                                                                                                 The following table sets forth the beneficial ownership of Cypress Energy Holdings, LLC as of March 11, 2019. 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 Ownership Interest Ratio (1) 36.750% 27.468% 24.500% 1.333% 0.667% 9.282% (2) (3) (2) (1) Cypress  Energy  Holdings,  LLC  is  managed  by  a  three-member  board  of  directors  consisting  of  Peter  C. Boylan  III,  Cynthia  A.  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  these  entities  are  exercised  by  Cynthia  A.  Field,  as  trustee  of  the  trust  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 The following table provides certain information with respect to our Long-Term Incentive Plan as of December 31, 2018: Plan Category Number of Securities to be Issued upon Exercise of Outstanding Options, Warrants and Rights Weighted Average Exercise Price of Outstanding Options, Warrants and Rights Number of Securities Remaining Available for Future Issuance under Equity Compensation Plans Equity compensation plans approved by security holders Equity compensation plans not approved by security holders Total 974,709      —      974,709      —      —      —      85,593  —  85,593  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 57.9% 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. 130                                                                                                                                                              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, 2018, the general partner, its controlled affiliates, and the directors and executive officers own 7,647,034 common units, representing 64.0% of  our  total  outstanding  common  units  and  100%  of  our  total  outstanding  preferred  units.  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 (exclusive of Directors and Executive Officers) 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 Operational Stage Distributions  of  available  cash  to  our  general  partner and its controlled affiliates 1,344,650 common units; 5,612,699 subordinated units; 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  if  distributions  exceed  the  minimum  quarterly  distribution  and  target addition, 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, 2018, the year ended December 31, 2017, and the year ended December 31, 2016, our general partner and its affiliates received common and  subordinated  distributions  of  approximately  $6.4  million,  $7.9  million,  and  $12.4 million,  respectively.    During  the  year  ended  December  31,  2018,  an  affiliate  of  our general partner received a preferred unit distribution of $1.4 million. 131                                                   Payments to our general partner and its affiliates   Withdrawal or removal of our general partner Liquidation Stage Liquidation Agreements with Affiliates Under our partnership agreement, we are required to reimburse our general partner and its affiliates  for  all  costs  and  expenses  that  they  incur  on  our  behalf  for  managing  and controlling our business and operations. Except to the extent specified under our amended and  restated  omnibus  agreement,  our  general  partner  determines  the  amount  of  these expenses  and  such  determinations  must  be  made  in  good  faith  under  the  terms  of  our partnership  agreement.  Under  our  amended  and  restated  omnibus  agreement,  we reimbursed  our  general  partner  $4.0  million  and  $2.0  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, 2018 and December 31, 2017, 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. 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. This administrative fee will increase to $4.5 million in 2019, based on the cumulative increase in the PPI since the inception of the omnibus agreement; 132                                             ● ● our right of first offer on Holdings’ and its subsidiaries’ assets used in, and entities primarily engaged in, providing saltwater disposal and other water and environmental services; and indemnification of us by Holdings for certain environmental and other liabilities, including events and conditions associated with our operation of assets that occur prior to the closing of the IPO and our obligation to indemnify Holdings for events and conditions associated with the operation of our assets that occur after the closing of the IPO and for environmental liabilities related to our assets to the extent Holdings is not required to indemnify us. So long as Holdings controls our general partner, our amended and restated omnibus agreement will remain in full force and effect, unless we and Holdings agree to terminate it sooner. If Holdings ceases to control our general partner, either party may terminate our amended and restated omnibus agreement, provided that the indemnification obligations will remain in full force and effect in accordance with their terms. We and Holdings may agree to amend our amended and restated omnibus  agreement;  however,  amendments  that  the  general  partner  determines  are  adverse  to  our  unitholders  will  also  require  the  approval  of  the  conflicts committee. Payment of Administrative Fee and Reimbursement of Expenses We pay an annual administrative fee 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 through acquisitions or internal growth, a change in applicable law or regulation, or as agreed upon by us and our general partner. This administrative fee will increase to $4.5 million in 2019, based on the cumulative increase in the PPI since the inception of the omnibus agreement. Indemnification Under our amended and restated omnibus agreement, Holdings will indemnify us, without giving effect to any cap, for the following matters: 133                             ● 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 $0.7 million during 2018. CF Inspection Management, LLC We have entered into a joint venture with CF Inspection, a nationally-qualified woman-owned inspection firm affiliated with one of Holdings’ owners. We own 49% of CF Inspection and Cynthia A. Field, the daughter of Charles C. Stephenson, Jr. and a member of the board of directors of our general partner, owns the remaining 51%. For the year ended December 31, 2018 CF Inspection represented approximately 3.4% of our consolidated revenue.  CF Inspection allows us to offer  various  services  to  clients  that  require  the  services  of  an  approved  Women's  Business  Enterprise  ("WBE"),  as  CF  Inspection  is  certified  as  a  Women's Business  Enterprise  by the Supplier  Clearinghouse  in California  and as  a  National  Women's  Business Enterprise  by the Women's  Business Enterprise  National Council. Sale of Preferred Equity On May 29, 2018 (the “Closing Date”), we entered into a Series A Preferred Unit Purchase Agreement (the “Preferred Unit Purchase Agreement”) with an entity controlled by Charles C. Stephenson, Jr. (the “Purchaser”), an affiliate of our General Partner, where we issued and sold in a private placement 5,769,231 Series A Preferred Units representing limited partner interests in the Partnership (the “Preferred Units”) to the Purchaser for a cash purchase price of $7.54 per Preferred Unit, resulting in gross proceeds to the Partnership of $43.5 million. The Preferred Unit Purchase Agreement contains customary representations, warranties, and covenants of the Partnership and the Purchaser. The Partnership and the Purchaser agreed to indemnify each other and their respective officers, directors, managers, employees, agents, counsel, accountants, investment bankers, and other  representatives  against  certain  losses  resulting  from  breaches  of  their  respective  representations,  warranties,  and  covenants,  subject  to  certain  negotiated limitations and survival periods set forth in the Preferred Unit Purchase Agreement. 134                                              Pursuant to the Preferred Unit Purchase Agreement, and in connection with the closing of this transaction, our General Partner executed the First Amendment to First  Amended  and  Restated  Agreement  of  Limited  Partnership  of  the  Partnership,  which  authorizes  and  establishes  the  rights  and  preferences  of  the  Preferred Units. The Preferred Units shall have voting rights that are identical to the voting rights of the common units into which such Preferred Units would be converted at the then-applicable conversion rate. The Purchaser is entitled to receive quarterly distributions that represent an annual return of 9.5% on the Preferred Units. 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 twelve  quarters  after  the  Closing  Date.    We  paid  the  first  distribution  on the  Preferred  Units  in November  2018 of  $1.4 million  in cash,  which  represented  the period from May 29, 2018 through September 30, 2018. We also paid a quarterly distribution on the Preferred Units in February 2019 of $1.0 million in cash. After the third anniversary  of the Closing Date, the Purchaser 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. The Partnership may redeem the Preferred Units (a) at any time after the third anniversary of the closing date and on or prior to the fourth anniversary of the closing date at a redemption price equal to 105% of the issue price, and (b) at any time after the fourth anniversary of the closing date at a redemption price equal to 101% of the issue price. 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. 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, 2018, and 2017, and 2016. Audit and Non-Audit Fees Audit fees (a) Tax fees (b) Other (c) Total 2018 Years Ended December 31, 2017 (in thousands) 2016   $   $ 648    $ 121      2      771    $ 559    $ 117      2      678    $ 661  283  2  946  135                                                                                 (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 for tax services for Cypress Energy Partners, L.P. and affiliates in connection with tax compliance, tax advice and tax planning.  (c)  Includes annual fee for accounting research subscription. 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. 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. 136                                 Exhibit Index Exhibit number 2.1 Description   Contribution, Conveyance and Assumption Agreement, dated February 20, 2015, by and among Cypress Energy Holdings, LLC, Cypress Energy Partners,  LLC,  Cypress  Energy  Partners,  L.P.,  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC,  Cypress  Energy  Partners  –  TIR,  LLC,  Mr.  Charles  C. Stephenson, Jr. and Ms. Cynthia A. Field (incorporated  by reference  to Exhibit 2.1 of our Current Report on Form 8-K filed on February 23, 2015) 3.1   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) 3.2   First Amendment to First Amended and Restated Agreement of Limited Partnership of Cypress Energy Partners, L.P. dated as of May 29, 2018 (incorporated by reference to Exhibit 3.1 of our Current Report on Form 8-K filed on May 31, 2018) 3.3   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) 3.4   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) 3.5   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) 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 our Registration Statement on Form S-1/A filed on December 17, 2013) 10.3   Amended and Restated Credit Agreement by and among Cypress Energy Partners, L.P., certain of its affiliates as co-borrowers and guarantors, Deutsche Bank AG, New York Branch, as lender, issuing bank, swing line lender and collateral agent, the other lenders from time to time party thereto, and Deutsche Bank Trust Company Americas, as administrative agent, dated May 29, 2018 (incorporated by reference to Exhibit 10.2 of our Current Report on Form 8-K filed on May 31, 2018) 10.4   Series A Preferred  Unit Purchase Agreement  Between Cypress Energy Partners, L.P. and Stephenson Equity, Co. No. 3, dated as of May 29, 2018 (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on May 31, 2018) 10.5   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) 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   138                                                                                             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.   139                                                                       ITEM 16. SUMMARY None.   140       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. SIGNATURES Cypress Energy Partners, L.P. By: Cypress Energy Partners GP, LLC, its general partner /s/ Jeffrey A. Herbers By: Jeffrey A. Herbers Title:Chief Financial Officer Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacities and on the dates 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/ Cynthia A. Field  Cynthia A. Field /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 18, 2019   Vice President and Chief Financial Officer,   (Principal Accounting and Financial Officer)   Director   Director   Director   Director   Director   141 March 18, 2019 March 18, 2019 March 18, 2019 March 18, 2019 March 18, 2019 March 18, 2019                                                                                                                                                                               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 - 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 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 Registration Statement (Form S-8 No. 333-93445) pertaining to the 2013 Long Term Incentive Plan of Cypress Energy Partners, L.P of our report dated March 18, 2019, with respect to the consolidated financial statements of Cypress Energy Partners, L.P included in this Annual Report (Form 10-K) for the year ended December 31, 2018. /s/ Ernst & Young LLP  Tulsa, Oklahoma March 18, 2019                     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 18, 2019 / 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 18, 2019 /s/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers Chief Financial Officer Cypress Energy Partners GP, LLC ( as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.)                                                     Cypress Energy Partners, L.P. 10-K   CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350   AS ADOPTED PURSUANT TO   SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 Exhibit 32.1 In connection with the Annual Report on Form 10-K of Cypress Energy Partners, L.P. (the “Partnership”), as filed with the Securities and Exchange Commission on  the  date  hereof  (the  “Report”),  the  undersigned,  Peter  C.  Boylan  III,  Chief  Executive  Officer  of  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC,  the  general  partner  of Cypress Energy Partners, L.P. and Jeffrey A. Herbers, Chief Financial Officer of Cypress Energy Partners GP, LLC, certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that: (1) (2) 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 18, 2019 Date: March 18, 2019 /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 Chief Financial Officer Cypress Energy Partners GP, LLC (as general partner of Cypress Energy Partners, L.P.)                                           

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