Cypress Energy Partners LP
Annual Report 2019

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, 2019 FOR THE TRANSITION PERIOD FROM________ TO_______ Commission File No. 001-36260 CYPRESS ENVIRONMENTAL 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: Title of each class Common Units Trading Symbol(s) CELP Name of each exchange on which registered New York Stock Exchange 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 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, 2019 was $31,438,258. As of March 10, 2020, the registrant had 12,177,902 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. Item 16. 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 Summary Signatures 3   Page 7 19 48 49 49 50 50 53 58 81 83 116 116 117 117 121 125 127 131 132 135 136                                               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. “Environmental Services” Our Water and Environmental Services business segment. “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 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 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. “Residual oil” Oil separated and recovered during the water treatment process. “Separation tank” A cylindrical or spherical vessel used to separate oil, gas and water from the total fluid stream produced by a well. “Settling tank” A non-circulating storage tank where gravitational segregation forces separate liquids from solids. “Staking” The process of marking the location where pipeline maintenance will occur. 4                                                                                   Unless the context otherwise requires, references in this Annual Report on Form 10-K to “Cypress Environmental Partners, L.P.,” “our partnership,” “we,” “our,” “us,” or like terms, refer to Cypress Environmental Partners, L.P. and its subsidiaries. NAMES OF ENTITIES References to:   ● “Brown” refers to Cypress Brown Integrity, LLC, a 51% owned subsidiary of CEP LLC;   ● “CEM LLC” refers to Cypress Environmental Management, LLC, a wholly owned subsidiary of the General Partner;   ● “CEM TIR” refers to Cypress Environmental Management – TIR, LLC, a wholly owned subsidiary of CEM LLC;   ● “CEP LLC” refers to Cypress Environmental Partners, LLC, a wholly owned subsidiary of the Partnership; ● “CEP-TIR” refers to Cypress Energy Partners – TIR, LLC, a former indirect subsidiary of Holdings, and an owner of 1,346,800 common units representing 11% of our outstanding common units as of December 31, 2019, and an owner of a 36% 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 General Partner;   ● “General Partner” refers to Cypress Environmental Partners GP, LLC, a subsidiary of Cypress Environmental 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% of our outstanding common units as of March 10, 2020;   ● “Partnership” refers to the registrant, Cypress Environmental 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 former wholly-owned subsidiary of CEP LLC (TIR-NDE has since been merged into TIR LLC);  5                                                                                     ● “TIR-Canada” refers to Tulsa Inspection Resources – Canada, ULC, a wholly owned subsidiary of TIR 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. 6                           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 Cypress Environmental Partners, L.P. (formerly Cypress Energy Partners, L.P.) (“we”, “us”, “our”, the “Partnership”) is a Delaware limited partnership formed on September 19, 2013. Our suite of services includes inspection, testing, recycling, survey, water treatment, and other environmental services that help our customers protect people, property, infrastructure, and the environment with a focus on safety and sustainability. We work closely with our customers to help them protect the environment,  property,  and  people.  Our  services  also  help  our  clients  comply  with  increasingly  complex  federal  and  state  environmental  and  safety  rules  and regulations. The substantial majority of our environmental services are required services under various federal and state laws. Trading of our common units began January 15, 2014 on the New York Stock Exchange under the symbol “CELP”. 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  (“Environmental Services”), constituting water treatment activities in our water treatment 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 lines and activities. The Pipeline Inspection segment generates revenue primarily by providing essential environmental services including inspection and integrity services on a variety of infrastructure assets including midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems. Services include nondestructive examination, 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. We also bill our customers 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 that 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. The  Pipeline  &  Process  Services  segment  (formerly  our  Integrity  Services  segment)  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  environmental  services including hydrotesting, chemical cleaning, water transfer and recycling, pumping, pigging, flushing, filling, dehydration, caliper runs, ILI tool run support, nitrogen purging,  and  drying  services.  We  also  provide  customers  with  test  documentation  and  records  retention  services.  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 Environmental Services segment owns and operates nine (9) water treatment facilities with ten (10) EPA Class II injection wells in the Bakken shale region of the Williston Basin in North Dakota. These water treatment facilities are connected to twelve (12) pipeline gathering systems, including two (2) that we developed and own. We specialize in the treatment, recovery, separation, and disposal of waste byproducts generated during the lifecycle of an oil and natural gas well to protect the environment and our drinking water. All of the facilities utilize specialized equipment and remote monitoring to minimize the facilities’ downtime and increase the facilities’ efficiency for peak utilization. We also sell recovered oil, receive fees for pipeline transportation of water, and receive fees from a partially- owned facility for management and staffing services. 7                           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% of our outstanding common units and all of our outstanding preferred units, Holdings and its affiliates have a strong alignment of interests with our noncontrolling unitholders. Business Strategies Our  principal  business  objective  is  to  build  a  diversified  partnership  providing  essential  environmental  services  that  will  allow  us,  over  time,  to  incrementally increase the quarterly cash distributions that we pay to our unitholders. We pursue the following business strategies: ● ● ● Pipeline Inspection.  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  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 large public 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  economic  changes  in  the  energy  industry;  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 in 2019. 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, we opened a new location in the Houston market to help us take advantage of the growing work in the industry.  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.  Environmental Services.  We  intend  to  maintain  our  position  as  a  high-quality  operator  of  water  treatment  facilities.  We  continue  to  look  for pipeline opportunities with exploration and production (“E&P”) companies that will secure water for our water treatment facilities. We remain an approved vendor for many prestigious 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 customers. 8                                     ● ● ● ● Optimize existing water treatment assets. The average age of our water treatment facilities was 7.3 years at the end of 2019.  We estimate that we utilized  approximately  38%  of  the  aggregate  annual  capacity  (35.3  million  barrels  per  year)  of  these  facilities  in  2019,  evidencing  capacity  for growth without additional capital expenditures. We are seeking to increase the utilization of our existing water treatment 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 water treatment facilities. We currently have ten pipelines connected to four of our water treatment facilities.  Because many of the costs of constructing and operating a water treatment facility are either upfront capital costs or fixed costs, we expect that increased utilization of our existing water treatment facilities would lead to increased operating cash flow in the Environmental Services segment. Increase the number of pipelines connected to our water treatment 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 producers may increasingly prefer to utilize pipeline systems to transport their saltwater directly to water treatment facilities. We continue to focus on increasing pipeline water delivered to our facilities. As a percentage of total water volume, pipeline water was 41%, 45% and 46% in 2019, 2018, and 2017, respectively. We will continue to focus on potential pipeline opportunities. Leverage customer relationships in our business segments. We intend to pursue new strategic development opportunities with oil and natural gas producing  customers  that  increase  the  utilization  of  our  assets  and  lead  to  cross-selling  opportunities  between  our  business  segments.  Many customers  of  the  Environmental  Services  segment  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.  In  2018,  our  sponsor,  Holdings  completed  two  acquisitions  to  further  broaden  our  collective  suite  of environmental services. Importantly, these acquisitions also provided entry into the municipal water industry, whereby we can offer our traditional inspection services, including corrosion and nondestructive testing services, as well as in-line inspection (“ILI”). We remain excited about entering the ILI industry with next generation 5G ultra high-resolution magnetic flux leakage ILI technology called EcoVision UHD, capable of helping pipeline owners and operators better manage the integrity of their assets in both the municipal water and energy industries. 9                                   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  (“Environmental  Services”),  consisting  of  water  treatment activities. U.S. Treasury Regulations and our IRS private letter ruling (“PLR”) allows for expansion into other lines of business. Our long-term goals continue to be diversifying the Partnership into other attractive lines of business and expanding our customer base within our existing lines of business. Pipeline Inspection   Overview.  The  Pipeline  Inspection  segment  is  a  leading  provider  of  independent  inspection,  integrity,  and  non-destructive  examination  services  to  energy  and utility  industries.  We  inspect  and  test  infrastructure  assets  including  pipelines,  gathering  and  distribution  systems,  storage  facilities,  gas  plants,  refineries, petrochemical  facilities,  LNG  facilities,  compression  stations,  and  pumping  stations.  Our  mission  is  to  provide  quality  environmental  services,  in  a  safe, professional,  ethical,  and  cost-effective  manner  that  can  be  tailored  to  add  value  for  our  clients  throughout  the  life  of  their  assets.  We  have  also  entered  into  a consolidated joint venture with CF Inspection, a nationally-qualified woman-owned inspection firm. 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.  We  own  49%  of  CF Inspection and Cynthia A. Field, an affiliate of Holdings and a Director of our General Partner, owns the remaining 51% of CF Inspection. In 2019, CF Inspection, which is part of the Pipeline Inspection segment, represented approximately 3.3% of the Pipeline Inspection segment’s consolidated revenue. 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 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. The U.S. Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (“PHMSA”) recently finalized a rule that significantly revises certain aspects of the hazardous liquid  pipeline  safety  regulations  codified  at  Title  49  Code  of  Federal  Regulations  Parts  190-199.  Nearly  nine  years  in  the  making,  the  final  rule  is  PHMSA’s response  to  several  significant  hazardous  liquid  pipeline  accidents  that  have  occurred  in  recent  years,  most  notably  the  2010  crude  oil  spill  near  Marshall, Michigan.  The  final  rule  also  addresses  2011  and  2016  outstanding  congressional  mandates  and  U.S.  Government  Accountability  Office  recommendations. Effective  July  1,  2020,  this  rule  expands  requirements  to  address  risks  to  pipelines  outside  of  environmentally  sensitive  and  populated  areas,  requiring  the performance of periodic integrity assessments and the use of leak detection systems for all regulated hazardous liquids pipelines (except for offshore gathering and regulated rural gathering lines). In addition, the rule makes changes to the integrity management requirements, including revising data integration requirements and emphasizing the use of in-line inspection technology.  The long-term increasing demand for environmental services such as pipeline inspection, integrity services, and  water  solutions  remains  strong  due  to  our  nation’s  aging  pipeline  infrastructure,  and  we  believe  we  continue  to  be  well-positioned  to  capitalize  on  these opportunities. Our General Partner continues to remain fully aligned with our noncontrolling unitholders, as our General Partner and its affiliates collectively own 76% of our total common and preferred units.   In recent years, many companies have been active in constructing new energy infrastructure, such as pipelines, gas plants, compression stations, and storage facilities, which has afforded us the opportunity to provide inspection services on large projects. Currently, many energy companies face challenging market conditions, including lower commodity prices, the COVID-19 pandemic, and negative investor sentiment. Most of our customers are well capitalized; however, a combination of these events could significantly reduce their spending on new projects and maintenance, which could afford us less opportunity to generate revenues and profits. We have taken incremental steps to monitor counterparty risks.  In 2019, 2018, and 2017 we employed an average of 1,485, 1,214 and 1,145 inspectors, respectively, in the U.S. and Canada. Our scope of services include the following: ●   ●   ●   ● Project coordination (construction or maintenance coordination for in-line pipeline inspection projects); Staking services (marking a dig site for surveyed anomalies); Pig tracking services (mapping and tracking of third-party pipeline cleaning and inspection units, called pigs); Maintenance inspection (third-party pipeline periodic inspection to comply with PHMSA regulations); 10                                           ●   ●   ● ● Construction inspection (third-party new construction inspection/oversight on behalf of owner); Pipeline marker replacement and installation; Depth of cover and certerline surveys; Phased  Array  Ultrasonic  Testing,  Optical  Emission  Spectroscopy,  Positive  Material  Identification,  and  automated  metal  loss  mapping  to  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. We maintain a fleet of testing equipment capable of supporting requirements for hydrotesting, chemical cleaning, water transfer and recycling, pumping, pigging, flushing, filling, dehydration,  caliper runs, ILI tool run support, nitrogen purging, and drying services.  We also provide customers with test documentation  and records retention services. 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  28,  23  and  20  field  technicians performing the testing services in 2019, 2018, and 2017, respectively. Environmental Services Overview. The Environmental  Services segment owns and operates nine (9) water treatment  facilities  with ten (10) EPA Class II injection wells in the Bakken shale region of the Williston Basin in North Dakota. These water treatment facilities are connected to twelve (12) pipeline gathering systems, including two (2) that we developed and own. We specialize in the treatment, recovery, separation, and disposal of waste byproducts generated during the lifecycle of an oil and natural gas well to protect the environment and our drinking water. During 2019, 93% of our volumes were produced water and 41% of our volumes were delivered via  pipeline. Of the volumes from Arnegard, a 25% owned company, 96% of the volumes were produced water and 69% were delivered via pipeline in 2019. We currently  serve  approximately  86 customers.  All  of our  facilities  utilize  specialized  equipment  and  remote  monitoring  to  minimize  the  facilities’  downtime  and increase the facilities’ efficiency for peak utilization. We also sell recovered oil, receive fees for pipeline transportation of water, and receive fees from Arnegard for management and staffing services. 11                                               Operations. The Environmental Services segment 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 use 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 facilities via pipeline or by truck or contracts with a trucking company for transport. Once the water is received at the water treatment facility, we treat the water through a combination of separation tanks, gun barrels, and chemical processes. The water is then injected into the water treatment  well  at  depths  of  at  least  5,010  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 water treatment facilities by truck or pipeline, or contracts with a trucking company to transport it to one of our water treatment facilities. Once we receive the water at one of our water treatment facilities, we filter and treat the water and then inject it into the water treatment well at depths of at least 5,010 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 water treatment 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 water treatment facilities. ● Management of facilities. In addition to the facilities we wholly-own, we manage an additional facility in North Dakota. Our responsibilities in managing this facility typically include operations, billing, collections, insurance, maintenance, repairs, and 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 the water processed at our water treatment facilities are derived from produced water that is generated throughout the life of the oil or natural gas well. In 2019, 2018, and 2017, produced water represented 93%, 94%, and 93%, 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.  Each  of  our  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 permitted aggregate maximum daily disposal capacity of 96,800 barrels in the following water treatment facilities, all of which were built using completion techniques consistent with current  industry  practices  and  utilizing  well  depths  of  5,350  feet  to  6,332  feet  with  injection  intervals  beginning  at  least  5,010  feet  beneath  the  surface.  Our permitted capacity is much higher. 12                                         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 facility.   (3)  Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements.   Principal Customers Pipeline Inspection Customers  of  our  Pipeline  Inspection  segment  are  principally  owners  and  operators  of  pipelines  and  other  infrastructure  and  public  utility  or  local  distribution companies in North America. In 2019, 2018, and 2017, this segment had approximately 78, 87, and 81 customers, respectively. The five largest customers in this segment  generated  65%,  51%,  and  53%  of  our  segment  revenue  in  2019,  2018,  and  2017,  respectively.  In  2019,  2018,  and  2017,  we  had  four,  two,  and  three customers,  respectively,  that  individually  accounted  for  more  than  10%  of  segment  revenues.  A  significant  percentage  of  our  gross  margin  is  generated  from customers with which we have long-term relationships. In 2019, 28% of the gross margin of our Pipeline Inspection segment was generated from customers that we have served for over 10 years, and another 40% was generated from customers we have served for over five years. Pipeline & Process Services Pipeline & Process Services segment customers are primarily pipeline construction companies and pipeline owners. In 2019, 2018, and 2017, this segment had approximately 38, 49, and 51 customers, respectively. Our ten largest customers generated 92%, 78%, and 74% of our total segment revenue in 2019, 2018, and 2017,  respectively.  In  2019,  2018,  and  2017,  we  had  three,  two,  and  two  customers,  respectively,  that  individually  accounted  for  more  than  10%  of  segment revenues. In 2019, the majority of our gross margin of our Pipeline & Process Services segment was generated from customers that we have served for over 5 years.  Environmental Services Environmental  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, 2019, 2018, and 2017, this segment had approximately 86, 86, and  95  customers,  respectively.  Our  ten  largest  customers  generated  79%,  68%,  and  65%  of  the  Environmental  Services  revenue  in  2019,  2018,  and  2017, respectively. In 2019, 2018, and 2017, we had three, two, and one customers, respectively, that individually accounted for more than 10% of segment revenues. The majority of our gross margin of our Environmental Services segment was generated from customers that we have served for over 5 years. Competition Pipeline Inspection The  pipeline  inspection  business  is  highly  competitive.  Our  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  nondestructive examination experience, safety record, insurance, the level of inspector training provided, reputation, dependability of services, customer service, and price. 13                                                                                                                           Pipeline & Process Services The pipeline and process services business 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. Environmental Services The Environmental Services business is highly competitive with relatively low barriers of entry. 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 we face competition from our customers, who may have the option of using internal processing methods instead of  outsourcing  to  us  or  to  another  third-party  company.  Many  E&P  companies  also  own  their  own  water  treatment  facilities  and  water  gathering  systems,  and therefore do not send their produced water to third parties for processing. We believe that the principal competitive differentiating factors in our businesses include gaining and maintaining customer approval of water treatment facilities, location of facilities in relation to customer activity, reputation, safety record, reliability of service, track record of environmental and regulatory compliance, customer service, insurance coverage, and price. Seasonality Pipeline Inspection Inspection work varies depending upon the geographic location of our customers. The second, 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, weather, 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. Our public utility operations in California and other locations with moderate climates tend to experience less seasonal volatility. 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 usually 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. Environmental Services The overall operations and financial performance of our North Dakota operations are affected by seasonality. The volume of water processed 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 extract 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 treatment methods  of  waste  byproducts;  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. 14                                   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 effect on our financial position, results of operations, or future cash flows. Hazardous substances and wastes. Our  operations  are  subject  to  environmental  laws  and  regulations  relating  to  the  management  and  release  of  hazardous substances,  solid  wastes,  hazardous  wastes,  and  petroleum  hydrocarbons.  These  laws  generally  regulate  the  generation,  storage,  treatment,  transportation  and disposal of solid and hazardous waste, and may impose strict joint and several liability for the investigation and remediation of affected areas where hazardous substances  may  have  been  released  or  disposed.  For  instance,  the  Comprehensive  Environmental  Response  Compensation  and  Liability  Act,  or  CERCLA,  and comparable state laws impose liability, without regard to fault or the legality of the original conduct, on certain classes of persons that contributed to the release of a hazardous substance into the environment. We may handle hazardous substances within the meaning of CERCLA, or similar state statutes, in the course of our ordinary  operations  and,  as  a  result,  may  be  jointly  and  severally  liable  under  CERCLA  for  all  or  part  of  the  costs  required  to  clean  up  sites  at  which  these hazardous  substances  have  been  released  into  the  environment.  Under  such  laws,  we  could  be  required  to  remove  previously  disposed  substances  and  wastes (including substances disposed of or released by prior owners or operators) or remediate contaminated property (including groundwater contamination, whether from prior owners or operators or other historical activities  or spills). These laws may also require us to conduct natural resource damage assessments and pay penalties for such damages. It is not uncommon for neighboring landowners and other third-parties to file claims for personal injury and property damage allegedly caused by the release of hazardous substances or other pollutants into the environment. These laws and regulations may also expose us to liability for our acts that were in compliance with applicable laws at the time the acts were performed. Petroleum hydrocarbons and other substances arising from oil and natural gas-related activities have been disposed of or released on or under many of our sites. At some of our facilities, we have conducted and continue to conduct monitoring or remediation of known soil and groundwater contamination. We will continue to perform  such  monitoring  and  remediation  of  known  contamination,  including  any  post  remediation  groundwater  monitoring  that  may  be  required,  until  the appropriate regulatory standards have been achieved. These monitoring and remediation efforts are usually overseen by state environmental regulatory agencies.  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  was  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.  After  undertaking  its  review,  EPA  signed  a  determination  in  2019  concluding  that  it  does  not  need  to  regulate  E&P  wastes,  and specifically  “drilling  fluids,  produced  waters,  and  other  wastes  associated  with  the  exploration,  development,  or  production  of  oil,  gas  or  geothermal  energy,” because the states are adequately regulating E&P wastes under the Subtitle D provisions of RCRA. However, if the RCRA E&P waste exemption is repealed or modified in the future, 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. 15                   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.   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. 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. 16                     Our customers’ operations may be subject to existing and future CAA permitting and regulatory requirements that could have a material effect on their operations. The EPA recently approved and proposed new CAA rules requiring additional emissions controls and practices for oil and natural gas production wells, including wells that are the subject of hydraulic fracturing operations. The rules also establish new emission requirements for compressors, controllers, dehydrators, storage tanks,  natural  gas  processing  and  certain  other  equipment  used  in  the  hydraulic  fracturing  process.  These  rules  may  increase  the  costs  to  our  customers  of developing and producing hydrocarbons, and as a result, may have an indirect and adverse effect on the amount of oilfield waste delivered to our facilities by our customers. Climate change.  The EPA has adopted regulations under existing provisions of the federal Clean Air Act that, for example, require certain large stationary sources to obtain Prevention of Significant Deterioration, or PSD, pre-construction permits and Title V operating permits for greenhouse gas (“GHG”) emissions. The EPA has  also  adopted  rules  requiring  the  monitoring  and  reporting  of  GHG  emissions  from  specified  sources  in  the  United  States,  including,  among  others,  certain onshore oil and natural gas processing and fractionating facilities, which was expanded in October 2015 to include onshore petroleum and natural gas gathering and boosting activities and natural gas transmission pipelines. Additionally, the U.S. Congress has, in the past, considered adopting legislation to reduce emissions of GHGs, and almost one-half of the states have already taken legal measures to reduce emissions of GHGs, primarily through the planned development of GHG emission inventories and/or regional GHG cap-and-trade programs.  Most of these cap-and-trade programs work by requiring major sources of emissions, such as electric power plants or major producers of fuels, such as refineries and natural gas processing plants, to acquire and surrender emission allowances that correspond to their annual emissions of GHGs.  In addition, in December 2015, over 190 countries, including the United States, reached an agreement to reduce greenhouse gas emissions. The agreement entered into force in November 2016 after more than 70 countries, including the United States, ratified or otherwise consent to be bound by the agreement. However, in June 2017, President Trump announced that the United States plans to withdraw from the agreement and to seek negotiations either  to  reenter  the  agreement  on  different  terms  or  a  separately  negotiated  agreement.  In  August  2017,  the  U.S.  Department  of  State  officially  informed  the United Nations of the United States’ intent to withdraw from the agreement, and in November 2019 formally initiated the withdrawal process, which will 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 Environmental Services business, have either adopted or proposed laws and/or regulations to require oil and natural gas operators to disclose chemical ingredients and water volumes used to hydraulically fracture wells, in addition to more stringent well construction and monitoring requirements.  The chemical ingredient information is generally available to the public via online databases including fracfocus.org, and this may bring more public scrutiny to hydraulic fracturing operations. At the federal level, the SDWA regulates the underground injection of substances through the UIC program and generally exempts hydraulic fracturing from the definition of “underground injection.” The U.S. Congress has in recent legislative sessions considered legislation to amend the SDWA, including legislation that would  repeal  the  exemption  for  hydraulic  fracturing  from  the  definition  of  “underground  injection”  and  require  federal  permitting  and  regulatory  control  of hydraulic fracturing, as well as legislative proposals to require disclosure of the chemical constituents of the fluids used in the fracturing process. Federal agencies have also asserted regulatory authority over certain aspects of the process within their jurisdiction. For example, the EPA issued an Advanced Notice of Proposed Rulemaking seeking comment on its intent to develop regulations under the Toxic Substances Control Act to require companies to disclose information regarding the chemicals used in hydraulic fracturing, and proposed effluent limitations for the disposal of wastewater from unconventional resources to publicly owned treatment works. In addition, the U.S. Department of the Interior (“DOI”) published a rule that updated 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 reinstated by the U.S. Court of Appeals for the Tenth Circuit in September 2017. However, the DOI formally rescinded the rule in December 2017. 17                   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. Seismic activity. Several states have acted to address a growing concern that the underground injection of water into disposal wells may have triggered seismic activity in certain areas. Any new seismic permitting requirements applicable to disposal wells would 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. As of December 31, 2019, we employed 143 people in our corporate office, who provide various services including management, human resources, information technology, safety, and accounting, among others. 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, 2019, this segment employed 1,297 inspectors, all of whom were employed in the United States. Our Pipeline & Process Services segment employed 41 people at December 31, 2019. 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. Our Environmental Services segment employed 11 people at December 31, 2019, all of whom work at our North Dakota facilities. Certain inspectors of our Pipeline Inspection segment are members of a union and are covered by collective bargaining arrangements. As of December 31, 2019, 111 inspectors were members of a union. 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. 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. Our  businesses  can  be  dangerous,  involving  unforeseen  circumstances  such  as  environmental  damage  from  leaks,  spills,  or  vehicle  accidents.  To  address  the hazards  inherent  in  Environmental  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.  We  also  carry  cybersecurity  and  crime coverage that benefits all of our business segments. Coverage for environmental and pollution-related losses is subject to significant limitations. We do not carry business interruption insurance, given its cost and its coverage limitations. 18                                 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.cypressenvironmental.biz 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 Environmental Partners, L.P., 5727 S. Lewis Ave., Suite 300, Tulsa, OK 74105 or by e-mailing ir@cypressenvironmental.biz. 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, and payment of fees and expenses. We may not have sufficient available cash from operating surplus each quarter to enable us to pay distributions to our common unitholders. The holders of our Series A preferred units representing limited partner interests in the Partnership (“Series A Preferred Units”) are entitled to receive quarterly distributions equal to 9.5% per year plus accrued and unpaid 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 annualized basis, we will require available cash of approximately $2.6 million per quarter, or $10.2 million per year, based on the number of outstanding common units as of March 10, 2020. 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 Environmental Services; ● the  number  and  types  of  projects  conducted  by  Pipeline  Inspection  and  Pipeline  &  Process  Services  and  the  volume  of  water  processed  in  Environmental Services;   ● prevailing economic and market conditions, including low or volatile commodity prices and their effect on our customers;   ● the cost of achieving organic growth in current and new markets;   ● our ability to make profitable acquisitions of businesses;   ● the level of competition from other companies; 19                                                             ● governmental regulations, including changes in governmental regulations, in our industry;   ● weather and natural disasters, lightning, seismic activity, vandalism and acts of terror; and   ● the amount of residual oil we are able to separate and sell from the water we process can be impacted by the quality and price of the oil. 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:   ● our ability to borrow funds and access capital markets;   ● 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 collect receivables from customers in a timely manner;   ● 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 amount of cash reserves established by our general partner; and   ● other business risks affecting our cash levels. 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 borrow under our credit facility as needed to fund our working capital needs, and these borrowings reduce the amount of credit we may use for other needs, such as, acquisitions, and growth projects. Borrowings also increase our aggregate interest expense, which 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 customers delay in paying us, our working capital needs will increase, and we could be required to make further borrowings under our revolving credit facility; these delays in our customers’ payments could also impact our ability to pay our quarterly distributions. 20                                                                                   Our ability to grow in the future is dependent on our ability to access external growth capital. We  distribute  substantially  all  of  our  available  cash  after  expenses  and  prudent  operating  reserves  to  our  unitholders.  We  rely  in  part  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 increased interest expense, which in turn would reduce 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. 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 the 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. 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. Such  actions  and  proceedings  may  also  seek  damages  for  alleged  failure  of  our  employees  to  adequately  perform  their  professional  obligations.  Claims  for damages could include such matters as damage to customer property, damage to third-party property, environmental damages, or third-party injury claims, among others. Given the inherent risks associated with the transportation and disposal of hydrocarbons, such damage claims could be material. Certain of our contracts with customers contain onerous indemnification provisions that may expose us to indemnification demands by our customers for claims made against them. Certain of our contracts with customers also contain onerous damages provisions, including for such matters as consequential damages. Our existing and future debt levels may limit our flexibility to obtain financing and to pursue other business opportunities. On May 29, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement (as amended and restated, the “Credit Agreement”) that provides up to $110.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations. As of December 31, 2019, we had $74.9 million of indebtedness outstanding under our Credit Agreement. 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. 21                                                  Our Credit Agreement matures on May 31, 2021. If we are unable to enter into a new or amended credit facility prior to May 31, 2021, all amounts outstanding under the Credit Agreement would become due and payable on that date.  Our ability to enter into a new or amended credit facility with a longer term will depend on a number of factors, many of which are beyond our control, which include the perceptions of lenders related to our future financial performance, the perceptions of lenders regarding market conditions, the lending strategies and policies of lenders, and other factors. Even if we are able to enter into a new or amended credit facility with a longer term, the terms of such a facility could be less favorable than the terms under our existing Credit Agreement. 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. 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 services. Therefore, it is possible that our customers may decide not to use our pipeline inspection, pipeline and process services, or water treatment services. 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 77%, 67% and 68% of our consolidated revenue in 2019, 2018 and 2017, respectively. The following table sets forth the customers who accounted for more than 10% of our consolidated revenue for the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017: 2019 Pacific Gas and Electric Company Phillips 66  Plains All American Pipeline, L.P. 2018 Pacific Gas and Electric Company Plains All American Pipeline, L.P. 2017   Enterprise Products Partners L.P. Pacific Gas and Electric Company Plains All American Pipeline, L.P. These are customers of our Pipeline Inspection segment. The loss of all, or even a portion of the revenues from these customers, as a result of competition, market conditions or otherwise, could have a material adverse effect on our business, results of operations, financial condition, and cash flows. Our business is dependent upon the willingness of our customers to outsource their pipeline inspection and integrity service activities and waste management activities. Our business is largely dependent on the willingness of customers to outsource their pipeline inspection and pipeline and process service activities and their water and  environmental  treatment  services.  Some  pipeline  owners  and  operators  currently  inspect  and  perform  pipeline  and  process  service  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 water treatment 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. 22                                             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,  especially  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. Sanchez  Energy  Corporation  and  certain  of  its  affiliates  (collectively,  “Sanchez”),  a  former  customer,  filed  for  bankruptcy  protection  in  August  2019.  As  of December 31, 2019, our Consolidated Balance Sheet included $0.5 million of pre-petition accounts receivable from Sanchez. We have recorded an allowance of less than $0.1 million at December 31, 2019 against the accounts receivable from Sanchez. We do not believe it is probable that we will be unable to collect the remaining $0.4 million 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. We serve customers who are involved in drilling for, producing, and transporting oil, natural gas, and natural gas liquids. Adverse developments affecting the oil and natural gas industry or drilling activity, including sustained low or further reduced common prices, reduced demand for oil, natural gas, and natural gas liquids products, adverse weather conditions, and increased regulation of drilling and production, could have a material adverse effect on our results of operations. We depend 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 and have stayed low. If crude oil prices do not rise, 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. The Environmental Services segment constitutes approximately 3%, 4%, and 3% of our revenue in 2019, 2018, and 2017, 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 make required payments on our outstanding debt. Crude oil prices have decreased significantly in 2020, due in part to decreased demand as a result of a recent worldwide COVID-19 outbreak, and due in part to the oil price war started by Russia and Saudi Arabia with a focus on slowing down U.S. oil production. This decline in oil prices will likely lead our customers to change their budgets and plans, which will decrease their spending on drilling, completions, and exploration. This could have an impact on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration and production activity will also impact the midstream industry and could lead to delays or cancellations of projects. It is also possible that our customers may elect to defer maintenance activities on their infrastructure. Such developments would reduce our opportunities to generate revenues. It is impossible at this time to determine what may occur, as customer plans will evolve over time.  It is possible that the cumulative nature of these events could have a material adverse effect on our results of operations and financial position. These market conditions could also have  a  material  adverse  effect  on  the  financial  position  of  our  customers,  which  could  increase  the  risk  that  we  are  unable  to  collect  accounts  receivable  from customers for services we have provided.  Our customers’ willingness to engage in drilling and production of oil and natural gas and to construct new pipelines 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; 23                                           ● the cost of fracturing services;   ● the market’s expected rate of decline of current oil and natural gas production;   ● the rate and frequency at which new oil and natural gas reserves are discovered;   ● available pipeline and other transportation capacity;   ● lead times associated with acquiring equipment and products and availability of personnel; ● weather conditions, including hurricanes, tornadoes, earthquakes, wildfires, drought or man-made disasters that can affect oil and natural gas operations over a wide area, as well as local weather conditions such as unusually cold winters in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota that can have a significant impact on drilling activity in that region;   ● domestic and worldwide economic conditions;   ● contractions in the credit market;   ● political instability in certain oil and natural gas producing countries;   ● the continued threat of terrorism and the impact of military and other action, including military action in the Middle East or other parts of the world; ● governmental  regulations,  including  income  tax  laws  or  government  incentive  programs  relating  to  the  oil  and  natural  gas  industry  and  the  policies  of governments regarding the exploration for and production and development of oil and natural gas reserves;   ● the level of oil production by non-OPEC countries and the available excess production capacity contained in OPEC member countries;    ● oil refining capacity and shifts in end-customer preferences toward fuel efficiency;   ● potential acceleration in the development, and the price and availability, of alternative fuels;   ● the availability of water resources for use in hydraulic fracturing operations; 24                                                                                                     ● 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. 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.  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. Adverse market conditions could lead customers to demand lower prices, which could result in a reduction in our profit margins. 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. Under Department of Transportation regulations, a sustained failure to operate vehicles safely could result in the loss of our ability to operate vehicles in the conduct of our business. In  addition,  while  an  inspector  is  performing  pipeline  inspection  or  integrity  services  for  us,  the  inspector  is  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. Our inspectors travel extensively in their own vehicles, as job sites are often a long distance from an inspector’s home and from his/her lodging location while he/she is working on a project. 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  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 if 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. 25                                                       We are vulnerable to the potential difficulties, expenses and uncertainties associated with rapid growth and expansion. We believe that our future success depends on our ability to manage growth, including increased demands and responsibilities. The following factors could present difficulties to us:   ● access to debt and equity capital on attractive terms;   ● limitations with systems and technology;   ● organizational challenges common to large, expansive operations;   ● administrative burdens;   ● employee insurance;   ● safety and training;   ● ability to recruit, train, and retain personnel and managers;   ● ability to obtain permits for expanded operations; 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. 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 depend in part on third party trucking companies to transport saltwater to our water treatment facilities. In recent years, certain states, including North Dakota, and certain counties, have increased enforcement of weight limits they impose on water treatment 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 Environmental 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 water treatment facilities, which may either increase our operating costs or reduce the amount of saltwater transported to our water treatment facilities. This could decrease our operating margins and thereby affect our results of operations and cash available for distribution. 26                                                                   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 water processing fees, which would reduce our revenues and impact our ability to make distributions to  our  unitholders.  A  significant  increase  in  insurance  prices  or  decrease  in  availability  of  coverage  also  would  result  in  increased  transportation  costs  to  our customers. We sell residual oil that we recover during our water treatment process. Volumes of residual oil recovered during the water treatment process can vary. Any significant reduction in residual oil content in the water we treat, or the price we achieve for residual oil sales, will affect our recovery of residual oil and, indirectly, our profitability. Approximately 6%, 5%, and 7% of the revenue in 2019, 2018, and 2017, respectively, of our Environmental Services segment was derived from sales of residual oil recovered during the water treatment process. Our ability to recover sufficient volumes of residual oil is dependent upon the residual oil content in the water we treat, which is, among other things, a function of water type, chemistry, source, and temperature. Generally, where outside temperatures are lower, there is less residual oil content and separation is more difficult. Thus, our residual oil recovery during the winter season is lower than our recovery during the summer season in North Dakota. Additionally, residual oil content will decrease if, among other things, producers recover higher levels of residual oil in water prior to delivering such water to us for treatment. Also, the revenues we derive from sales of residual oil are subjected to fluctuations in the price of oil. Any reduction in residual crude oil content in the water we treat or the prices we realize on our sales of residual oil could materially and adversely affect our profitability. Our utilization of existing capacity, expansion of existing water treatment facilities, and construction or purchase of new water treatment 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  and expand  existing  water  treatment  facilities.  The  construction  of  a  new  water  treatment  facility  or  the  extension,  renovation  or  expansion  of  an  existing  water treatment facility, such as by connecting such water treatment 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 water treatment facilities may not be able to attract enough demand for water and environmental  services  to achieve our expected  investment return, which could materially  adversely affect  our results of operations and financial condition and our ability in the future to make distributions to our unitholders. Our ability to acquire assets from Holdings or third parties is subject to risks and uncertainty. If we are unable to make acquisitions on economically acceptable terms, our future growth would be limited, and any acquisitions we may make may reduce, rather than increase, our cash flows and ability to make distributions to unitholders. Furthermore, we may not realize the benefits from or successfully integrate any acquisitions. A portion of our strategy to grow our business and increase distributions to unitholders is dependent on our ability to make acquisitions that result in an increase in cash we generate on a per-unit basis. The acquisition component of our strategy is based, in large part, both on our expectation of continuing consolidation in the industries in which we operate and our ability to acquire interests in additional assets from Holdings (discussed directly below). Holdings has made 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. 27                         Additionally, we may not be able to make accretive acquisitions from third parties if we are:   ● unable to identify attractive acquisition candidates or negotiate acceptable purchase contracts;   ● unable to obtain financing for these acquisitions on economically acceptable terms;   ● outbid by competitors; or   ● for any other reason. If  we  are  unable  to  make  acquisitions  from  Holdings  and  its  affiliates  or  third  parties,  our  future  growth  and  ability  to  increase  distributions  will  be  limited. Furthermore, even if we do consummate acquisitions that we believe will be accretive, they may in fact result in a decrease in cash flow. Any acquisition involves potential risks, including, among other things:   ● mistaken assumptions about disposal capacity, number and quality of inspectors, revenues and costs, cash flows, capital expenditures, and synergies;   ● the assumption of unknown liabilities;   ● limitations on rights to indemnity from the seller;   ● mistaken assumptions about the overall costs of equity or debt;   ● the diversion of management’s attention from other business concerns;   ● integrating business operations or unforeseen regulatory issues;   ● unforeseen new regulations;   ● unforeseen difficulties operating in new geographic areas; and   ● customer or key personnel losses at the acquired businesses. If we consummate any future acquisitions, our capitalization and results of operations may change significantly, and unitholders will not have the opportunity to evaluate the economic, financial, and other relevant information that we will consider in determining the application of these funds and other resources. We conduct a portion of our operations through entities that we partially own, which subjects us to additional risks that could have a material adverse effect on our financial condition and results of operations. We own a 51.0% interest in Brown, a 25% interest in Alati Arnegard, LLC, and a 49.0% interest in CF Inspection. We may also enter into other arrangements with third  parties  in  the  future.  Other  third  parties  in  future  arrangements  may  have  obligations  that  are  important  to  the  success  of  the  arrangement,  such  as  the obligation to pay their share of capital and other costs of these partially owned entities. The performance of these third-party obligations, including the ability of our  current  partners  to  satisfy  their  respective  obligations,  is  outside  our  control.  If  these  parties  do  not  satisfy  their  obligations  under  the  arrangements,  our business may be adversely affected. 28                                                                                         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. 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 that provides up to $110.0 million in borrowing capacity. The Credit Agreement matures in May 2021. 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 lines 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.   29                                                                               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 water treatment 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 water treatment 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 water treatment 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. 30                     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. 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. 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 water treatment  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 water treatment 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. 31                       In the future we may face increased obligations relating to the closing of our water treatment 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 water treatment facility. Obtaining a permit to own or operate a water treatment 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 water treatment facilities. In particular, the North Dakota regulatory agencies require us to post letters of  credit  in  connection  with  the  operation  of  our  water  treatment  facilities.  As  we  acquire  additional  water  treatment  facilities  or  expand  our  existing  water treatment facilities, these obligations will increase. Additionally, in the future, regulatory agencies may require us to increase the amount of our closure bonds at existing  water  treatment  facilities.  We  have  accrued  approximately  $0.2  million  on  our  Consolidated  Balance  Sheet  related  to  our  contemplated  future  closure obligations of our water treatment facilities as of December 31, 2019. 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 water treatment facilities, and additional environmental remediation requirements. Increased regulatory requirements regarding our existing or future water treatment facilities, including the requirement to pay increased closure and post-closure costs or to establish increased financial assurance for such activities could substantially increase our operating costs and cause our available cash that we have to distribute to our unitholders to decline. Changes in laws or government regulations regarding hydraulic fracturing could increase our customers’ costs of doing business, limit the areas in which our customers can operate and reduce oil and natural gas production by our customers, which could adversely impact our business. We do not conduct hydraulic fracturing operations, but we do provide treatment and disposal services with respect to the fluids used and wastes generated by our customers in such operations, which are often necessary to drill and complete new wells and maintain existing wells. Hydraulic fracturing involves the injection of water, sand or other proppants and chemicals under pressure into target geological formations to fracture the surrounding rock and stimulate oil and gas production. Presently,  hydraulic  fracturing  is  regulated  primarily  at  the  state  level,  typically  by  state  oil  and  natural  gas  commissions  and  similar  agencies.    Several  states, including 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. 32                     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 water treatment 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  water  treatment  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. 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 would  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. As the federal government continues to develop and propose regulations relating to fuel quality, engine efficiency and GHG emissions, we may experience an increase in costs related to equipment purchases and maintenance, impairment of equipment productivity, and a decrease in the residual value of equipment. In addition, our customers could impose environmental, social, and governance mandates on us that are more stringent than federal, state, provincial and local laws and regulations, which could result in further increases in costs. 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 U.S. District Court for the District of Columbia in December 2016. Under the consent decree, the EPA was 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. After undertaking its review, EPA signed a determination in 2019 concluding that it does not need to regulate E&P wastes, and specifically “drilling fluids, produced waters, and other wastes associated with the exploration, development, or production of oil, gas or geothermal energy,” because the states are adequately regulating E&P wastes under the Subtitle D provisions of RCRA. If the exemption covering E&P wastes is repealed or modified in the future, 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. 33                           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, and in November 2019 formally initiated the withdrawal process, which will 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 GHG 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. 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. 34                       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. 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  water  treatment  facilities  are  located  exclusively  in  North  Dakota.  This  concentration  could  disproportionately  expose  us  to  operational,  economic,  and regulatory risk in these areas. Our water treatment facilities currently consist of 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  water treatment facilities, could have a significantly greater impact on our financial condition, results of operations, and cash flows than if we were more diversified. 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 water treatment 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 water treatment 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 water treatment 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 Environmental 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 decreases, 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. Public health threats, such as the coronavirus (COVID-19) and other highly communicable diseases, could adversely impact the operations of our customers, and the global economy, including the worldwide demand for oil and natural gas and the level of demand for our environmental services. 35                               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 water treatment 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. 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  water  treatment  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 water treatment 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 epidemics, 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; 36                                                 ● environmental remediation; ● pressure issues that limit or restrict our ability to inject water into the disposal well or limitations with the injection zone formation and its permeability or porosity that could limit or prevent disposal of additional fluids;   ● labor difficulties;   ● malfunctions in automated control systems at the facilities;   ● disruptions in the supply of saltwater to our facilities;   ● failure of third-party pipelines, pumps, equipment or machinery; and   ● governmental mandates, restrictions, or rules and regulations. In addition, there can be no assurance that we are adequately insured against such risks 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 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 sustained failure of our information technology systems could adversely affect our business. Enterprise-wide information systems have been developed and integrated into our operations. If our information technology systems are disrupted due to problems with the integration of our information systems 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 systems. We implemented a new information technology system in early 2020 to support our payroll, inspector recruitment, and human resource management processes. 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. 37                                                                   Public health threats could have a material adverse effect on our operations and our financial results. Public health threats, such as the coronavirus (COVID-19) and other highly communicable diseases, could adversely impact our operations, the operations of our customers,  and  the  global  economy,  including  the  worldwide  demand  for  oil  and  natural  gas  and  the  level  of  demand  for  our  environmental  services.  Any quarantine of personnel or inability to access our offices or work locations could adversely affect our operations. Travel restrictions or operational problems in any areas in which we operate, or any reduction in the demand for our environmental services caused by public health threats, may materially impact operations and adversely affect our financial results. If we fail to develop or maintain an effective system of internal controls, we may not be able to report our financial results accurately or prevent fraud, which would likely have a negative impact on the market price of our common units. Effective  internal  controls  are  necessary  for  us  to  provide  timely,  reliable  financial  reports,  prevent  fraud,  and  to  operate  successfully  as  a  publicly-traded partnership. Our efforts to develop and maintain our internal controls may not be successful, and we may be unable to maintain effective controls over our financial processes  and  reporting  in  the  future  or  to  comply  with  our  obligations  under  Section  404  of  the  Sarbanes-Oxley  Act  of  2002  (“Section  404”).  For  example, Section 404 requires us, among other things, to annually review and report on 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. In early 2020 we implemented a new software system for payroll and human resources management. We will apply and test internal control procedures related to this  new  system  as  we  deem  necessary.  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. 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, 2019, Holdings and its affiliates own an approximate 64% 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, 2019, 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; 38                                         ● 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; ● 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; 39                                                                                                   ● 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 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. 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 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 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. 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. 40                                         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 limits its liability regarding our obligations. Our  general  partner  limits  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. 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; 41                                                                           ● 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.”   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  do  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 have no right to elect our general partner or the board of directors of our general partner on an annual or other continuing basis. The board of directors of our general partner is chosen by the member of our general partner, which is a wholly-owned subsidiary of Holdings. Furthermore, if the unitholders are dissatisfied with the performance of our general partner, they will have little ability to remove our general partner. As a result of these limitations, the price at which our common units will trade could be diminished because of the absence or reduction of a takeover premium in the trading price. The vote of the holders of at least 662/3% of all outstanding  common units is required  to remove our general  partner.  As of March 10, 2020, Holdings and its affiliates own approximately 64% 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. 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 662/ 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; 42                                           ● the amount of cash we have available to distribute on each unit may decrease;   ● the ratio of taxable income to distributions may increase;   ● the relative voting strength of each previously outstanding unit may be diminished; and   ● the market price of our common units may decline. The issuance by us of additional general partner interests may have the following effects, among others, if such general partner interests are issued to a person who is not an affiliate of Holdings:   ● management of our business may no longer reside solely with our current general partner; and ● affiliates of the newly admitted general partner may compete with us, and neither that general partner, nor such affiliates, will have any obligation to present business opportunities to us. Holdings or its unitholders, directors or officers may sell units in the public or private markets, and such sales could have an adverse impact on the trading price of the common units. As of December 31, 2019, Holdings and CEP-TIR, a former indirect subsidiary of Holdings, together held 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 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 10, 2020, Holdings and its affiliates own 64% of our common units and therefore are not currently able to exercise the call right. 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. 43                                                       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, 2019, there are only 4,275,842 publicly traded common units held by public unitholders. As of December, 31, 2019, Holdings and CEP-TIR, a former  indirect  subsidiary  of Holdings, held 6,957,349 common units representing  an aggregate  58% of our common  units. The lack  of liquidity  in the trading market for our common units may result in wide bid-ask spreads, which could result in significant fluctuations in the market price of our common units and limit the  number  of  investors  who  are  able  to  buy  our  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.  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 do not have the same protections afforded to certain corporations that are subject to all of the NYSE corporate governance requirements. 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. 44                             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  662/ 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 662/ 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 662/ 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. 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. 45                             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. 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. The IRS or state taxing authorities could also adopt positions different than the positions we take on such matters as the attribution of taxable income among states (both for our income and the income of our employees), the determination of which types of payments  to our employees  are  taxable  and which are not, the  allocation  of shared  expenses  among affiliated  entities,  and other  matters  that require judgment in the interpretation of tax laws and regulations. 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. 46                             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. 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. 47                             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  finalized.  It  is  unclear  when  such regulations or other guidance will be finalized. 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. 48                             ITEM 2. PROPERTIES Our Properties We  have  an  aggregate  maximum  daily  disposal  capacity  of  96,800  barrels  in  the  following  water  treatment  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 6,332 feet with injection intervals beginning at least 5,010 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 water treatment facility. (3) Some facilities are constructed on land that is leased under long-term arrangements. 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.  We  also  lease  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. Our Pipeline & Process Services segment rents office space in Odessa, Texas on a month by month basis. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS Fithian v. TIR LLC On October 5, 2017, a former inspector for TIR LLC and Cypress Environmental 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 alleged he was a non-exempt employee of CEM TIR and that he and other potential class members were not paid overtime in compliance with the FLSA. The plaintiff sought to proceed as a collective action and to receive unpaid overtime and other monetary damages, including attorney’s fees. The Partnership, TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC denied the claims. 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 June 10, 2019, the court entered a scheduling order that proscribed, among other things, August 1, 2019 as the deadline for additional parties to join the lawsuit, and that the parties participate in a settlement conference or mediation no later than September 1, 2019. After the deadline, plaintiff’s counsel submitted consents for five additional inspectors to join the lawsuit, to which CEM TIR objected. On August 28, 2019, the parties participated in a settlement conference in which no settlement was reached. Subsequent to the settlement conference, CEM TIR submitted offers of judgment in immaterial amounts to the named plaintiff and the two opt-in plaintiffs. The Court entered the agreed judgment on February 25, 2020. 49                                                                                         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 denied that such amounts were owed, as conditions to TIR-PUC’s  obligation  to  make  the  payments  were  not  met.  The  full  amount  of  these  invoices  is  included  within  accounts payable on  the  accompanying Consolidated  Balance  Sheets  at  September  30,  2019  and  December  31,  2018.  TIR-PUC  denied  the  claims.  On  October  22,  2019,  the  parties  participated  in  a settlement conference at which the parties agreed to settle the lawsuit. As part of the settlement, TIR-PUC made specified cash payments in November 2019 and January 2020 and will make a final payment in July 2020. We recorded a gain of $1.3 million within other, net in the Consolidated Statement of Operations in the fourth quarter of 2019 related to this settlement. Diaz v. CEM TIR On December 12, 2019, three of the former inspectors who unsuccessfully attempted to join the Fithian lawsuit after the deadline set by the court filed a putative collective action lawsuit alleging that TIR LLC and CEM TIR failed to pay a class of workers overtime in compliance with the FLSA titled Francisco Diaz, et al v. CEM TIR, et al in the United States District Court for the Northern District of Oklahoma. TIR LLC and CEM TIR deny the claims.  CEM TIR and TIR LLC filed a motion to dismiss one of the plaintiffs for bringing the lawsuit in a venue that was inconsistent with the forum selection clause in his employment agreement mandating suit exclusively in the District Court of Tulsa County, Oklahoma. CEM TIR and TIR LLC also filed a motion to compel arbitration for the other two plaintiffs  to  enforce  the  binding  arbitration  clauses  in  their  employment  agreements.  The  Court  has  not  yet  ruled  on  either  motion.  The  two  plaintiffs  with  the binding arbitration provisions subsequently initiated arbitration proceedings. Other We have been and may in the future 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, including claims regarding the  Fair  Labor  Standards  Act  and  state  wage  and  hour  laws,  and,  in  some  instances,  we  may  be  allocated  risk  through  our  contract  terms  for  actions  by  our customers  or  other  third  parties.  Claims  related  to  the  Fair  Labor  Standards  Act  are  generally  not  covered  by  insurance.  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 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. ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES Not Applicable. PART II ITEM 5. MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED UNITHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES Our common units are listed on the NYSE under the symbol “CELP.” On March 10, 2020, the closing price for the common units was $5.97 per unit and there were approximately 3,500 unitholders of record and beneficial owners (held in street name) of the Partnership’s common units. The Partnership issued approximately 5,600 federal K-1s to unitholders of record for 2019. 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. 50                                 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 are required to pay at least 2.5% in cash and 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. 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 our intent to continue to make cash distributions to common unitholders on a quarterly basis; however, we make 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. Series A Preferred Units As of March 10, 2020, 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. 51                                                                   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, 2019. Unregistered Sales of Equity Securities None not previously reported on a current report on Form 8-K. Issuer Purchases of Equity Securities None. 52                                     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 Environmental Partners, L.P. (“we”, “us”, “our”, the “Partnership”) is a Delaware limited partnership formed in 2013. 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 our IPO, a 100% ownership interest  in our water treatment  facilities  (the Environmental  Services segment)  and a 50.1% interest  in the TIR Entities (the Pipeline Inspection segment) were contributed to us. Effective  February 1, 2015, we acquired  the remaining  49.9% interest  in the TIR Entities  previously held by affiliates  of Holdings. Effective  May 1, 2015, we 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. 53                  Year Ended December 31, 2019 Year Ended December 31, 2017 (in thousands, except cash distributions per common unit and operational data) Year Ended December 31, 2016 Year Ended December 31, 2018 Year Ended December 31, 2015 (a)   $ Income Statement Data Revenues Costs of services Gross margin General and administrative expense Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Net income (loss) Net income (loss) attributable to noncontrolling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net income attributable to preferred unitholders Net income (loss) attributable to common unitholders     401,648    $ 347,924      53,724      25,626      4,448      —      25      23,675      5,330      17,424      314,960    $ 270,914      44,046      23,744      4,404      —      4,108      20,006      6,206      12,098      286,342    $ 252,739      33,603      21,055      4,443      3,598      570      5,077      7,335      (1,923)     297,997    $ 262,517      35,480      21,853      4,861      10,530      —      (1,764)     6,559      (9,162)     1,410      685      (1,110)     (4,499)     16,014      4,133      11,881      11,413      2,445      8,968      (813)     —      3,237     (4,663)     —      819     Balance Sheet Data - Period End Total assets Current portion of long-term debt Long-term debt Finance lease obligations Total owners’ equity Cash Flow Data Cash flows from operating activities Cash flows from investing activities Cash flows from financing activities Cash distributions per common unit (b) Capital expenditures (cash basis) Other Financial Data Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests Distributable cash flow Operational Data   $   $ 157,342    $ —      74,929      542      58,191      18,179    $ (1,933)     (15,930)     0.84      1,976      152,853    $ —      76,129      338      54,287      15,409    $ 7,007      (31,466)     0.84      5,762      163,203    $ 136,293      —      —      9,985      8,253    $ (1,041)     (10,150)     0.84      3,345      167,512    $ —      135,699      —      19,388      24,819    $ (1,330)     (21,289)     1.63      1,376      31,430    $ 23,102    $ 16,640    $ 19,794    $ 24,663  29,454      18,083      21,883      12,860      18,692      10,018      22,238      15,521      Average number of inspectors (PI segment) Average revenue per inspector per week (PI segment)   $ Average number of field personnel (PPS segment) (c)     Average revenue per field personnel per week (PPS segment) Total barrels of water processed (in thousands) Average revenue per barrel   $   $ 1,485      4,804    $ 28      13,245    $ 13,416      0.77    $ 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    $ (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 distributions paid in February related to the previous quarter ended December 31. (c) Represents Brown (PPS segment) personnel from the May 1, 2015 acquisition date. 54 371,191  326,261  44,930  23,795  5,427  6,645  —  9,063  5,656  4,091  599  3,492  —  2,071  190,882  —  139,129  —  40,702  26,921  (64,879) 42,501  1.63  1,857  23,147  17,207  1,392  4,711  33  12,653  18,864  0.78                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     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 less 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; ● our ability to incur and service debt and fund capital expenditures; and ● the ability of our assets to generate cash sufficient to make debt payments and to make distributions. 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 excludes some, but not all, of the 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, 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 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. 55                         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 noncontrolling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests Less:  Preferred unit distributions  Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures attributable to limited partners  Distributable cash flow 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 attibutable 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 2019 Years ended December 31, 2018 (in thousands) 2017   $ 17,424    $ 12,098    $ (1,923) 5,330      —      5,537      —      2,254      —      1,107      —      —      222      31,430    $ —      1,976      29,454    $ 6,206      114      5,480      —      1,318      —      1,247      643      4,004      —      23,102    $ —      1,219      21,883    $ 4,133      1,412      7,238      18,083    $ 7,611      12,860    $   $   $   $ 2019 Years ended December 31, 2018 (in thousands) 16,014    $ 11,413    $ 2017 5,330      —      5,006      —      2,219      1,107      —      —      222      29,454      6,206      114      4,974      —      1,290      1,247      643      4,004      —      21,883      7,335  —  5,544  3,598  596  1,750  1,059  —  587  732  16,640  (2,300) 248  18,692  —  8,674  10,018  3,237  7,335  —  4,977  2,823  580  1,059  —  587  732  18,692  —  8,674  10,018  Less:     Preferred unit distributions Cash interest paid, cash taxes paid and maintenance capital expenditures attributable to limited partners Distributable cash flow 4,133      1,412        $ 7,238      18,083    $ 7,611      12,860    $ 56                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               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 Changes in income taxes payable Interest expense (excluding non-cash interest) Income tax expense (excluding deferred tax benefit) Other Adjusted EBITDA Adjusted EBITDA attributable to general partner Adjusted EBITDA attributable to noncontrolling interests Adjusted EBITDA attributable to limited partners / controlling interests Less: Preferred unit distributions Cash interest paid, cash taxes paid, maintenance capital expenditures Distributable cash flow 2019 Years ended December 31, 2018 (in thousands) 2017 18,179    $ 4,247      (136)     1,506      (356)     4,797      2,290      903      31,430    $ —      1,976      29,454    $ 4,133      7,238      18,083    $ 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  1,321  (4,471) 365  6,741  968  57  16,640  (2,300) 248  18,692  —  8,674  10,018    $   $   $   $ 57                                                                                                                                   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.  We  offer  essential  services  that  help  protect  the  environment  and  ensure sustainability.  We  provide  a  wide  range  of  environmental  services  including  independent  inspection,  integrity,  and  support  services  for  pipeline  and  energy infrastructure  owners  and  operators  and  public  utilities.  We  also  provide  water  pipelines,  hydrocarbon  recovery,  disposal,  and  water  treatment  services.  The Pipeline Inspection segment comprises the operations of our TIR Entities and the Pipeline & Process Services segment comprises the operations of Brown. We also provide  water  treatment  and  other  water  and  environmental  services  to  U.S.  onshore  oil  and  natural  gas  producers  and  trucking  companies  through  our Environmental Services segment. We operate nine (eight wholly-owned) water treatment 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 water treatment facility in the  Bakken  Shale  region.  In  all  of  our  business  segments,  we  work  closely  with  our  customers  to  help  them  comply  with  increasingly  complex  and  strict environmental and safety rules and regulations applicable to production and pipeline operations, assisting in reducing their operating costs. How We Generate Revenue The Pipeline Inspection segment generates revenue primarily by providing essential environmental services including inspection and integrity services on a variety of infrastructure assets including midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems. Services include nondestructive examination, 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. We also bill our customers 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. 58                   The  Pipeline  &  Process  Services  segment  (formerly  our  Integrity  Services  segment)  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  environmental  services including hydrostatic testing services and chemical cleaning to energy companies and pipeline construction companies on newly-constructed and existing pipelines and related infrastructure. We generally charge our customers in this segment on a fixed-bid basis, with the price 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 Environmental Services segment owns and operates nine (9) water treatment facilities with ten (10) EPA Class II injection wells in the Bakken shale region of the Williston Basin in North Dakota.  These water treatment facilities are connected to twelve (12) pipeline gathering systems, including two (2) that we developed and own. We specialize in the treatment, recovery, separation, and disposal of waste byproducts generated during the lifecycle of an oil and natural gas well to protect the environment and our drinking water. All of the water treatment facilities utilize specialized equipment and remote monitoring to minimize the facilities’ downtime  and  increase  the  facilities’  efficiency  for  peak  utilization.  Revenue  is  generated  on  a  fixed-fee  per  barrel  basis  for  receiving,  separating,  filtering, recovering,  processing, and injecting produced and flowback water. We also sell recovered oil, receive fees for pipeline transportation of water, and receive fees from a partially owned water treatment facility for management and staffing services  (see Note 11). 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 our Pipeline Inspection segment;  ● gross margin percentages in our Pipeline Inspection segment; ● field personnel headcount and utilization in our Pipeline & Process Services segment; ● water treatment and residual oil volumes in our Environmental Services segment; ● operating expenses; ● segment gross margin; ● safety metrics; ● Adjusted EBITDA; ● maintenance and capital expenditures; and ● distributable cash flow. 59                                                                                         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 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). Water Treatment and Residual Oil Volumes The amount of revenue we generate in the Environmental 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 water processed at our water treatment 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  6%, 5%, and 7% of our Environmental  Services  segment revenue  in 2019, 2018, and 2017, respectively,  was derived  from sales of residual  oil recovered during the water treatment process. Our ability to recover residual oil is dependent upon the oil content in the water we treat, which is, among other things, a function of water type, chemistry, source, and temperature. Generally, where outside temperatures are lower, oil separation is more difficult. Thus, our residual oil recovery during the winter season is lower than our recovery during the summer season. 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, amortization and accretion. Costs of services. Employee-related costs and reimbursable expenses are the primary cost of services components in the Pipeline Inspection and Pipeline & Process Services  segments.  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  the Environmental Services segment. These expenses generally remain relatively stable with fluctuations in  volumes of water processed (although certain expenses, such as utilities, vary based on the volume of water processed) 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  compensation  and  related  costs  of  employees  performing  general  and  administrative functions, general office expenses, insurance, legal and other professional fees, and other expenses. 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 Environmental Services segment constituted approximately 69% of the net book value of our consolidated fixed assets as of December 31, 2019. 60                             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; and ● our ability to incur and service debt and fund capital expenditures. 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.” Overview and Outlook Revenues of our Pipeline Inspection segment increased from $288.1 million in 2018 to $372.0 million in 2019, an increase of 29%. Gross margins in this segment increased from $31.6 million in 2018 to $40.5 million in 2019, an increase of 28%. This increase was due to high demand for our services and increased business development  efforts.  During  the  fourth  quarter  of  2018,  we  began  work  on  the  largest  contract  in  the  17-year  history  of  TIR.  The  headcount  for  this  pipeline inspection project peaked in the second quarter of 2019, and this project continued, with declining headcounts, into early 2020. In 2019, we generated an increased percentage of our revenue from inspection services (due in part to the pipeline inspection project that represented the largest contract award in our history), which typically carry lower margins than integrity services. The resulting decrease in gross margin percentage was partially offset by increased activity in our business that serves public utility customers, as these services typically generate higher margins than our other inspection services. Revenues of our Pipeline & Process Services segment increased from $15.0 million in 2018 to $19.3 million in 2019, an increase of 29%. The increase was due in part to increasing demand and in part to improved business development efforts. Gross margins in this segment increased from $4.3 million in 2018 to $5.9 million in 2019, an increase of 38%. We began 2020 with a solid project backlog and have had robust bidding activity on new projects. 61                                       Revenues  of  our  Environmental  Services  segment  decreased  from  $11.9  million  during  2018  to  $10.3  million  in  2019,  a  decrease  of  13%.  The  decrease  was primarily due to a decrease of 1.4 million barrels of water processed in 2019 compared to 2018. The decrease in volume resulted from a slowdown in exploration and production activity in the areas near our facilities. Gross margins in this segment decreased from $8.1 million in 2018 to $7.3 million in 2019, a decrease of 10%. The decrease in gross margin was due primarily to a $1.6 million decrease in revenue, partially offset by a $0.8 million decrease in cost of services. In 2018, our sponsor, Holdings completed two acquisitions to further broaden our collective suite of environmental services. Importantly, these acquisitions also provided entry into the municipal water industry, whereby we can offer our traditional inspection services, including corrosion and nondestructive testing services, as  well  as  in-line  inspection  (“ILI”).  We  remain  excited  about  entering  the  ILI  industry  with  next  generation  5G  ultra  high-resolution  magnetic  flux  leakage (“MFL”) ILI technology called EcoVision UHD, capable of helping pipeline owners and operators better manage the integrity of their assets in both the municipal water and energy industries. The U.S. Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (“PHMSA”) recently finalized a rule that significantly revises certain aspects of the hazardous liquid  pipeline  safety  regulations  codified  at  Title  49  Code  of  Federal  Regulations  Parts  190-199.  Nearly  nine  years  in  the  making,  the  final  rule  is  PHMSA’s response  to  several  significant  hazardous  liquid  pipeline  accidents  that  have  occurred  in  recent  years,  most  notably  the  2010  crude  oil  spill  near  Marshall, Michigan.  The  final  rule  also  addresses  2011  and  2016  outstanding  congressional  mandates  and  U.S.  Government  Accountability  Office  recommendations. Effective  July  1,  2020,  this  rule  expands  requirements  to  address  risks  to  pipelines  outside  of  environmentally  sensitive  and  populated  areas,  requiring  the performance of periodic integrity assessments and the use of leak detection systems for all regulated hazardous liquids pipelines (except for offshore gathering and regulated rural gathering lines). In addition, the rule makes changes to the integrity management requirements, including revising data integration requirements and emphasizing the use of in-line inspection technology.  The long-term increasing demand for environmental services such as pipeline inspection, integrity services, and  water  solutions  remains  strong  due  to  our  nation’s  aging  pipeline  infrastructure,  and  we  believe  we  continue  to  be  well-positioned  to  capitalize  on  these opportunities. Our General Partner continues to remain fully aligned with our noncontrolling unitholders, as our General Partner and its affiliates collectively own 76% of our total common and preferred units. In  recent  years,  many  companies  have  been  active  in  constructing  new  energy  infrastructure,  such  as  pipelines,  gas  plants,  compression  stations,  and  storage facilities,  which  has  afforded  us  the  opportunity  to  provide  services  on  large  projects.  Currently,  many  energy  companies  face  challenging  market  conditions, including lower commodity prices, the COVID-19 pandemic, and negative investor sentiment. Crude oil prices have decreased significantly in 2020, due in part to decreased demand as a result of a recent worldwide COVID-19 outbreak, and due in part to the oil price war started by Russia and Saudi Arabia with a focus on slowing down U.S. oil production. This decline in oil prices will likely lead our customers to change their budgets and plans, which will decrease their spending on drilling, completions, and exploration. This could have an impact on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration  and  production  activity  will  also  impact  the  midstream  industry  and  could  lead  to  delays  or  cancellations  of  projects.  It  is  also  possible  that  our customers  may  elect  to  defer  maintenance  activities  on  their  infrastructure.  Such  developments  would  reduce  our  opportunities  to  generate  revenues.  It  is impossible at this time to determine what may occur, as customer plans will evolve over time and there is a possibility that Saudi Arabia and Russia will make a new deal to lift oil prices.  It is possible that the cumulative nature of these events could have a material adverse effect on our results of operations and financial position. These market conditions could also have a material adverse effect on the financial position of our customers, which could increase the risk that we are unable to collect accounts receivable from customers for services we have provided. We would aggressively act to protect our rights in any such event, as we have done in the past. We have taken incremental steps to monitor counterparty risks.  Pipeline Inspection We operate in a very large market, with more than 3,000 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 17-year history of TIR and began work on this project in the fourth quarter of 2018. The headcount for this pipeline inspection project peaked in the second quarter of 2019, and this project continued, with declining headcounts, into early 2020. Our  focus  remains  on  maintenance  and  integrity  work  on  existing  pipelines,  as  well  as  work  on  new  projects.  The  majority  of  our  clients  are  large  public 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 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 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, we opened a new location in the Houston market  that  will  help  us  take  advantage  of  the  growing  market  in  the  industry.  In  2019,  Brown  worked  in  eight  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. 62                       Environmental Services Drilling activity improved dramatically following the downturn and the lows that occurred in May 2016. According to a published rig count as of March 6, 2020, the Williston basin of the Bakken totaled 52 rigs, up 136% from its trough of 22 in May 2016, and down 15% from its subsequent peak of 61 in April 2019. We continue to focus on produced water and pipeline water by pursuing pipeline water opportunities whenever possible to secure additional long-term volumes of produced water for the life of the oil and gas wells’ production. During 2019, 93% of our volumes were produced water and 41% of our volumes were delivered via ten pipelines, including two that we constructed and own.  In July of 2017, a lightning strike at our Grassy Butte water treatment 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 water treatment  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 water treatment facility in Orla, Texas to an unrelated party for $8.2 million. We used the proceeds from these sales to reduce our outstanding long-term 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 $50.7 million of the revenue and $8.7 million of the gross margin of our Pipeline Inspection segment during 2019.  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. In November 2019, we sold $10.4 million of our pre-petition receivables from PG&E in a non-recourse sale to a third party for cash proceeds of $9.8 million. We recorded a loss of $0.5 million on the sale of these pre-petition receivables reported within other, net on our Consolidated Statement of Operations. In March 2020 we collected from PG&E the remaining $1.7 million of pre-petition receivables under a court-approved “operational integrity supplier program”.  Our relationship with PG&E remains strong. We have continued to provide services to PG&E after their bankruptcy filing and we value our business relationship. We have been receiving timely payment for such post-petition services. Sanchez Bankruptcy Sanchez  Energy  Corporation  and  certain  of  its  affiliates  (collectively,  “Sanchez”),  a  former  customer,  filed  for  bankruptcy  protection  in  August  2019.  As  of December 31, 2019, our Consolidated Balance Sheet included $0.5 million of pre-petition accounts receivable from Sanchez. We have filed liens to secure $0.4 million of these accounts receivable. We have recorded an allowance of less than $0.1 million at December 31, 2019 against the accounts receivable from Sanchez. We do not believe it is probable that we will be unable to collect the remaining $0.4 million 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. 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. 63                                 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 Environmental Services segment, we evaluate property and equipment for impairment at the water treatment 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 economic environment in which the  asset  is  operated.  Significant  judgments  and  assumptions  in  these  assessments  include  estimates  of  rates  for  water  treatment  services,  volumes  of  water processed, expected capital costs, oil and gas drilling and producing volumes in the markets served, risks associated with the different zones into which water is processed, and our estimate of an applicable discount rate commensurate with the risk of the underlying cash flow estimates. During 2017, we identified impairment indicators at one of our water treatment facilities and reviewed the associated property and equipment for impairment. We recognized impairment charges of $0.7 million during 2017 for assets that were determined to be impaired, primarily driven by the dramatic decline in oil prices. These impairment reviews utilized inputs generally consistent with those described above. Judgments and assumptions are inherent in our estimate of future cash flows used to evaluate these assets. The use of alternate judgments and assumptions could result in the recognition of different levels of impairment charges in the Consolidated Financial Statements. An  estimate  as  to  the  sensitivity  to  earnings  for  these  periods  had  we  used  other  assumptions  in  our  impairment  reviews  and  impairment  calculations  is  not practicable, given the number of assumptions involved in the estimates. Favorable changes to some assumptions might have obviated the need to impair any assets in  these  periods,  whereas  unfavorable  changes  might  have  caused  an  additional  unknown  number  of  other  assets  to  become  impaired.  Additionally,  further unfavorable changes in the future are reasonably possible, and therefore, it is possible that we may incur additional impairment charges in the future. Identifiable Intangible Assets Our  recorded  net  identifiable  intangible  assets  of  $20.1  million  and  $22.8  million  at  December  31,  2019  and  2018,  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, as these services generated low  margins  and  high  general  and  administrative  and  income  tax  expenses.  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. 64                           Goodwill At  December  31,  2019  and  2018,  we  had  $50.4  million  and  $50.3  million,  respectively,  of  goodwill  on  our  Consolidated  Balance  Sheets.  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 Environmental 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 the 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 Environmental 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,  2019  and  concluded  the  $40.3  million  of  goodwill  of  the  Pipeline  Inspection segment was not impaired. Our evaluations included various qualitative factors, including current and projected earnings and current customer relationships and projects. 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. Pipeline & Process Services 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. Environmental Services We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2019  and  concluded  that  the  remaining  $10.1  million  of  goodwill  of  the Environmental  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 water treatment 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 Statement of Operations for 2018. Based on these qualitative considerations, we concluded  that  the  remaining  carrying  value  of  the  goodwill  of  the  Environmental  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. 65                         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.  In the third quarter of 2019 and 2018, we recognized $0.2 million and $0.5 million of revenue within our Pipeline Inspection segment, respectively, 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, 2019 and December 31, 2018, we recognized a refund liability of $0.7 million and $0.4 million within our Pipeline Inspection segment, respectively, for revenue associated with such variable consideration. In the fourth quarter of 2019, we received a signed contract modification from one of our customers for a price increase that was retroactive to June 2019. We recognized $0.5 million of revenue within our Pipeline  Inspection  segment  in  the  fourth  quarter  of  2019  related  to  this  retroactive  price  increase.    In  the  first  quarter  of  2018,  we  recognized  $0.3  million  of revenue  within  our  Pipeline  &  Process  Services  segment  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). Consolidated Results of Operations – Cypress Environmental 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:   ● In 2018, we issued $43.5 million of preferred equity and made net payments of $60.8 million on our revolving credit facility.   ● We recorded net gains on asset disposals of $4.1 million in 2018.   ● We recorded impairments of long-lived assets totaling $3.6 million in 2017.   ● During 2017, Holdings waived $2.0 million of the $4.0 million annual administrative fee that we otherwise would have owed to Holdings. We reported the $1.8  million  of  expense  incurred  by  Holdings  but  not  charged  to  us  within  general and administrative in  our  Consolidated  Statements  of  Operations.  In addition,  Holdings  provided  us  with  additional  financial  support  by  making  cash  contributions  of  $2.3  million  in  2017  as  a  reimbursement  for  certain expenditures  incurred  by  the  Partnership.  These  cash  contributions  are  reflected  as  a  component  of  the  net loss attributable to general partner in  the Consolidated  Statements  of  Operations  for  2017.  In  2019,  the  annual  administrative  fee  increased  from  $4.0  million  in  2018  to  $4.5  million  in  2019  in accordance  with  the  terms  of  the  omnibus  agreement,  based  on  the  cumulative  increase  in  the  producer  price  index  since  the  inception  of  the  omnibus agreement. 66                                     Consolidated Results of Operations The following table compares the operating results of Cypress Environmental 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 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) 2019 2018  (in thousands)  2017   $ 401,648    $ 347,924      53,724      314,960    $ 270,914      44,046      286,342  252,739  33,603  25,626      4,448      —      (25)     23,675      (5,330)     —      222      1,111      19,678      2,254      17,424      1,410      16,014      —      16,014      4,133      11,881    $ 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  Net income (loss) attributable to noncontrolling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net loss attributable to general partner Net income attributable to limited partners Net income attributable to preferred unitholder Net income attributable to common unitholder   $ See  the  detailed  discussion  of  elements  of  operating  income  (loss)  by  reportable  segment  below.  See  also  Note  14  to  our  Consolidated  Financial  Statements included in “Item 8. – Financial Statement and Supplementary Data.” The following is a discussion of significant changes in the non-segment related corporate other income and expenses for the years ended December 31, 2019, 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 average  debt balance  outstanding  and average  interest  rates  are summarized in the table below: Year Ended December 31 2019 2018 2017 Average Debt Balance Outstanding (in thousands) Average Interest Rate 81,400      98,655      136,900      5.78% 5.52% 4.71% 67                                                                                                                                                                                                                                                                           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  gains in 2019 and 2017 resulted  from  the appreciation  of the  Canadian dollar  relative  to the U.S. dollar.  The net foreign  currency  losses during 2018 resulted from the depreciation of the Canadian dollar relative to the U.S. dollar. Other, net. Other income in 2019 includes a gain of $1.3 million of the settlement of litigation with a former subcontractor. Other expense in 2019 includes a loss of $0.5 million on the sale of pre-petition accounts receivable from PG&E. Other income in 2019, 2018, and 2017 also includes royalty income, interest income, and income associated with our 25% interest in a water treatment facility that 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 other state income taxes, including the Texas franchise tax. Income tax expenses increased from $1.3 million in 2018 to $2.3 million in 2019 primarily due to increased income in our U.S. corporate subsidiary that provides services to public utility customers and increases in revenue that is subject to the Texas franchise tax in our Pipeline Inspection and Pipeline and Process Services segments. Income tax increased from $0.6 million during 2017 to $1.3 million during 2018 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 income 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 due to an increase in revenue that is subject to the Texas franchise tax in our Pipeline Inspection and Pipeline and Process Services segments. 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. 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.  In  2019,  substantially  all  our  gross  income,  which  consisted  of  $314.7  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 2017 to 2019 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  for  2017.  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  in  2017  by  making  cash  contributions  of  $2.3  million  as  a  reimbursement  for certain  expenditures  incurred  by  the  Partnership.  These  cash  contributions  are  reflected  as  a  component  of  the  net loss attributable to general partner in  the Consolidated Statements of Operations for 2017. 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. 68                         Segment Operating Results Pipeline Inspection The following table summarizes the operating results of our Pipeline Inspection segment for the years ended December 31, 2019 and 2018. 2019 % of Revenue Years Ended December 31 % of Revenue 2018 Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 371,994      331,498      40,496      10.9%     $ 288,083      256,436      31,647      11.0%     $ 83,911      75,062      8,849      29.1% 29.3% 28.0% 19,086      5.1% 17,010      5.9% 2,076      12.2% 2,224      1      19,185      0.6% 0.0% 5.2%     $ 2,237      (21)     12,421      0.8% 0.0% 4.3% 1,485      1,214        $ 4,804          $ 4,551      (13)     22      6,764       (0.6)% (104.8)%   54.5% 271      22.3% 253      5.6% 67,894      16,017          $     $     $     $   $   $ Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion 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 Revenue. Revenue  increased  $83.9  million  in  2019  compared  to  2018,  due  to  an  increase  in  the  average  number  of  inspectors  engaged  (an  increase  of  271 inspectors accounting for $67.9 million of the revenue increase) and an increase in the average revenue billed per inspector (accounting for $16.0 million of the revenue increase). Revenue  attributable  to  our  U.S.  operations  increased  $85.0  million  in  2019  compared  to  2018,  due  to  increased  activity  by  our  clients  and  increased  business development efforts. During the fourth quarter of 2018, we began work on the largest contract award in our history. The headcount for this pipeline inspection project peaked in the second quarter of 2019, and this project continued, with declining headcounts, into early 2020. We generated $62.9 million and $5.1 million of revenue from this project in 2019 and 2018, respectively. 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 $12.8 million in 2019 compared to 2018. The increase in revenues of our U.S. operations was partially offset by a decrease of $1.1 million in revenue attributable to our Canadian operations. The increase in average revenue per inspector is due to changes in customer mix. Fluctuations in the average revenue per inspector are expected, given that we charge different rates for different types of inspectors and different types of inspection services. Costs of services. Costs of services increased $75.1 million in 2019 compared to 2018, consistent with the increase in revenue for the year. Gross margin. Gross margin increased $8.8 million in 2019 compared to 2018. The gross margin percentage was 10.9% in 2019 compared to 11.0% in 2018. The slight decrease in gross margin percentage is due to changes in the mix of services provided. In 2019, we generated an increased percentage of our revenue from inspection services, which typically carry lower margins than integrity services. This was due in part to an inspection project that represented the largest contract award  in  our  history.  The  resulting  decrease  in  gross  margin  percentage  was  partially  offset  by  increased  activity  in  our  business  that  serves  public  utility customers, as these services typically generate higher margins than our other inspection services. Gross  margin  in  2019  and  2018  benefited  from  the  fact  that  we  recognized  $0.2  million  and  $0.5  million,  respectively,  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. General and administrative. General  and  administrative  expenses  increased  by  $2.1  million  in  2019  compared  to  2018.  Compensation  expense  increased approximately $0.9 million in 2019 due to an increase in personnel to support our growing businesses and to increased incentive compensation expense resulting from the improved performance of our business. Professional fees increased by $0.8 million, due to legal costs associated with certain employment-related lawsuits and claims and to legal advisory costs related to the bankruptcy of one of our largest customers. The administrative fee charged by Holdings increased by $0.4 million, as a result of an inflation adjustment called for in our agreement with Holdings. 69                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           Depreciation, amortization and accretion. Depreciation,  amortization  and  accretion  expense  in  2019  was  similar  to  depreciation,  amortization  and  accretion expense during 2018. Operating income. Operating income increased by $6.8 million in 2019 compared to 2018, due primarily to the increase in gross margin, partially offset by an increase in general and administrative expenses. 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 % of Revenue 2017 Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 288,083      256,436      31,647      11.0%     $ 268,635      241,889      26,746      10.0%     $ 19,448      14,547      4,901      7.2% 6.0% 18.3% 17,010      5.9% 13,980      5.2% 3,030      21.7% 0.8% 0.0% 4.3%     $ 2,237       —      (21)     12,421      1,214      0.9% 0.5% 0.0% 3.4% 2,331      1,329      18      9,088      1,145        $ 4,551          $ 4,499      (94)     (1,329)     (39)     3,333      (4.0)% (100.0)%   (216.7)%   36.7% 69      6.0% 50      1.1% 16,374      3,076          $     $     $     $   $   $ 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 Revenue. Revenue increased $19.4 million in 2018 compared to 2017 due to an increase in the average number of inspectors engaged (an increase of 69 inspectors accounting  for  $16.3  million  of  the  revenue  increase)  and  an  increase  in  the  average  revenue  billed  per  inspector  (accounting  for  $3.1  million  of  the  revenue increase). Revenue  attributable  to  our  U.S.  operations  increased  $41.5  million  in  2018  compared  to  2017,  due  to  increased  activity  by  our  clients  and  increased  business development efforts, including the expansion of the nondestructive examination business. Revenues of our subsidiary that serves public utility companies increased by $13.6 million in 2018 compared to 2017. Revenues from 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. We reduced our activities in Canada as a result of low margins and high general and administrative costs. Costs of services. Costs of services increased $14.5 million in 2018 compared to 2017, consistent with the increase in revenue for the year. Gross margin. Gross margin increased $4.9 million in 2018 compared to 2017. 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. In 2018, we generated more revenue from our public utility 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. The gross margin in 2018 benefitted from the recognition of $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. General and administrative. General and administrative expenses increased by $3.0 million in 2018 compared to 2017, due in part to an increase of $1.4 million in expense associated with the administrative fee charged by Holdings. In 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  and  to  increased  incentive  compensation  expense  resulting  from  the  improved  performance  of  our  business.  In  addition,  professional  fees increased by $0.5 million, due primarily to legal costs associated with certain employment-related lawsuits and claims. 70                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         Depreciation, amortization and accretion. Depreciation,  amortization  and  accretion  expense  in  2018  was  similar  to  depreciation,  amortization  and  accretion expense in 2017. Impairments. In the first quarter of 2017, we ceased to perform lower-margin services for the largest customer of our Canadian subsidiary. 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  in  2018  compared  to  2017,  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. Pipeline & Process Services The following table summarizes the results of the Pipeline & Process Services segment for the years ended December 31, 2019 and 2018. Revenue Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Gain on asset disposals, net 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   $ 2019 % of Revenue Year Ended December 31 % of Revenue 2018 Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 19,337      13,397      5,940      30.7%     $ 15,001      10,708      4,293      28.6%     $ 4,336      2,689      1,647      28.9% 25.1% 38.4% 2,500      12.9% 2,379      15.9% 121      5.1% 574      (26)     2,892      3.0% (0.1)% 15.0%     $ 592      (83)     1,405      3.9% (0.6)% 9.4% 28      23      13,245          $ 12,508      (18)     57      1,487      (3.0)%   (68.7)%  105.8% 5      21.7% 737      5.9% 3,455      881          $     $     $     $ Revenue. Revenue increased $4.3 million in 2019 compared to 2018. The increase in revenue was due to increased success in winning bids for projects as a result of improved business development efforts. Revenue in 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). 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  hydrotesting  projects.  In  2019,  72%  of  the  revenues  in  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  were generated from the 10 largest projects. Costs of services. Costs of services increased $2.7 million in 2019 compared to 2018, as a result of the increase in revenues. Gross margin. Gross  margin  increased  $1.6  million  in  2019  compared  to  2018.  The  employees  of  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  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 in 2019 than during 2018, the gross margin percentage was higher. The increase in gross margin percentage was partially offset by $0.3 million of revenue recognized during 2018 associated with additional billings on a project that we completed in the fourth quarter of 2017. 71                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        General and administrative. General and administrative expenses primarily include compensation expense for office employees and general office expenses. These expenses  increased  by  $0.1  million  in  2019  compared  to  2018  due  primarily  to  an  increase  in  employee  compensation  expenses,  which  related  primarily  to increased incentive compensation expense resulting from the improved performance of the business. Depreciation, amortization and accretion. Depreciation, amortization and accretion expense includes depreciation of property and equipment and amortization of intangible assets associated with customer relationships, trade names, and noncompete agreements. Depreciation, amortization and accretion expense in 2019 was similar to depreciation, amortization and accretion expense in 2018. Operating income. Operating income increased by $1.5 million in 2019 compared to 2018. This increase was due to higher gross margins of $1.6 million partially offset by an increase of $0.1 million in general and administrative expenses. The following table summarizes the results of the Pipeline & Process Services segment for the years ended December 31, 2018 and 2017. Revenue 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   $ 2018 % of Revenue Year Ended December 31 % of Revenue 2017 Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 15,001      10,708      4,293      28.6%     $ 9,268      7,347      1,921      20.7%     $ 5,733      3,361      2,372      61.9% 45.7% 123.5% 2,379      15.9% 1,981      21.4% 398      20.1% 592      —      (83)     1,405      3.9% (0.6)% 9.4%     $ 23      626      1,581      —      (2,267)     20      12,508          $ 8,887      6.8% 17.1% (24.5)%     $ (34)     (1,581)     (83)     3,672      (5.4)% (100.0)%   (162.0)%   3      15.0% 3,621      40.7% 1,951      3,782          $     $     $ Revenue.  Revenue  increased  $5.7  million  in  2018  compared  to  2017.  The  Pipeline  &  Process  Services  segment  won  more  bids  for  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 the fourth quarter of 2017 (we recognized the revenue upon receipt of customer acknowledgment of the additional fees). Costs of services. Costs of services increased $3.4 million in 2018 compared to 2017, as a result of the increase in revenues. Gross margin. Gross  margin  increased  $2.4  million  in  2018  compared  to  2017.  The  employees  of  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  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 in 2018 than in 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  in  2018  compared  to  2017  due  primarily  to  increased  compensation  and  business  development  costs,  including  incentive compensation expenses resulting from the improved performance of the business. Depreciation, amortization and accretion. Depreciation, amortization and accretion expenses include depreciation of property and equipment and amortization of intangible assets associated with customer relationships, trade names, and noncompete agreements. Depreciation, amortization and accretion expense in 2018 was similar to depreciation and amortization expense in 2017. Impairments. In 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. 72                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Operating income (loss). Operating income increased by $3.7 million in 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 in 2017, partially offset by increased general and administrative expense. Environmental Services The following table summarizes the operating results of our Environmental Services segment for the years ended December 31, 2019 and 2018. 2019 % of Revenue Year Ended December 31 % of Revenue 2018 (in thousands, except per barrel data) Change % Change 10,317      3,029      7,288      70.6%     $ 11,876      3,770      8,106      68.3%     $ (1,559)     (741)     (818)     (13.1)%   (19.7)%   (10.1)%   2,995      29.0% 3,295      27.7% (300)     (9.1)% 1,632      —      2,661      15.8% 25.8%     $ 1,575      (4,004)     7,240      13.3% (33.7)%           $ 61.0% 57      4,004      (4,579)     3.6% (100.0)%   (63.2)%     $   $ 13,416      14,782      (1,366)     (9.2)%   $ 0.77          $ 0.80          $     $     $ (0.03)     (3.8)% (1,097)     (462)     Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Gain on asset disposals, net Operating income Operating Data Total barrels of water processed Average revenue per barrel processed (a) Revenue variance due to barrels processed Revenue variance due to revenue per barrel (a) Average revenue per barrel processed is calculated by dividing revenues (which includes water treatment revenues, residual oil sales, and management fees) by the total barrels of water processed. Revenue. Revenue of the Environmental Services segment decreased by $1.6 million in 2019 compared to 2018. Revenues in 2018 included $0.2 million from our two  Texas  facilities,  which  included  management  fees  associated  with  a  transition  services  agreement  related  to  the  sale  in  January  2018  of  our  Pecos,  Texas facility and revenues from our Orla, Texas facility, which was sold in May 2018. Revenues of our North Dakota facilities decreased by approximately $1.4 million in 2019 compared to 2018. The decrease was due primarily to the decrease of 1.2 million barrels of water processed in 2019 compared to 2018. The decrease in volume  resulted  from  a  slowdown  in  exploration  and  production  activity  in  the  areas  near  our  facilities.  The  average  revenue  per  barrel  decreased  in  2019 compared to 2018, due in part to the fact that piped water, which typically generates higher per-barrel revenues than trucked water, represented a lower percentage of total volumes in 2019 than in 2018. The average price per barrel of recovered crude oil also decreased in 2019 compared to 2018, as a result of lower market prices for crude oil. Revenues from the sale of recovered  crude oil represented 6% and 5% of the revenue in the Environmental Services segment in 2019 and 2018, respectively. Costs of services. Costs of services decreased by $0.7 million in 2019 compared to 2018. The decrease was due to a decrease of $0.2 million in variable expenses such as chemicals and utilities as a result of the decrease in volumes processed, a decrease of $0.1 million resulting from the sale in 2018 of our two facilities in Texas, a decrease of $0.2 million in repairs and maintenance expense, and approximately $0.2 million of expense associated with the cleanup and remediation of spills in 2018. Gross margin.  Gross  margin  decreased  $0.8  million  in  2019  compared  to  2018,  due  primarily  to  a  $1.6  million  decrease  in  revenue,  partially  offset  by  a  $0.7 million decrease in cost of services. General and administrative. General and administrative  expenses include general overhead expenses such as employee compensation costs, insurance, property taxes, royalty expenses, and other miscellaneous expenses. These expenses decreased by $0.3 million in 2019 compared to 2018, due primarily to a decrease of $0.1 million in employee compensation expenses and a decrease of $0.1 million in professional services expenses. General and administrative  expense in 2018 included $0.1 million of legal expense associated with certain employment-related matters. 73                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Depreciation, amortization and accretion. Depreciation, amortization and accretion expenses include depreciation of property and equipment and amortization of intangible assets associated with customer relationships, trade names, and noncompete agreements. Depreciation, amortization and accretion expense in 2019 was similar to depreciation, amortization and accretion expense in 2018. Gain on asset disposals, net. In 2018, we recorded a combined gain of $3.6 million from the sale of our two water treatment facilities in Texas, a gain of $0.4 million from proceeds received from the settlement of litigation related to lightning strikes that occurred in 2017 at our facilities in Orla, Texas and Grassy Butte, North Dakota, and a gain of $0.1 million from the collection 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 on the abandonment of a capital expansion project. Operating income. Operating income decreased by $4.6 million in 2019 compared to 2018. The decrease in operating income was due in part to a decrease in gross margin of $0.8 million and due in part to gains in 2018 of $4.1 million from asset disposals, partially offset by a loss in 2018 of $0.1 million on the abandonment of a capital expansion project. The following table summarizes the operating results of our Environmental Services segment for the years ended December 31, 2018 and 2017. 2018 % of Revenue Year Ended December 31 % of Revenue 2017 (in thousands, except per barrel data) Change % Change 11,876      3,770      8,106      68.3%     $ 8,439      3,503      4,936      58.5%     $ 3,437      267      3,170      40.7% 7.6% 64.2% 3,295      27.7% 2,451      29.0% 844      34.4% 1,575      —      (4,004)     7,240      13.3% (33.7)% 61.0%     $ 1,486      688      (588)     899      17.6% 8.2% (7.0)% 10.7% 14,782      12,588        $ 0.80          $ 0.67      89      (688)     (3,416)     6,341      6.0% (100.0)%   581.0% 705.3% 2,194      17.4% 0.13      19.8% 1,471      1,966          $     $     $     $   $   $ 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 water processed Average revenue per barrel processed (a) Revenue variance due to barrels processed Revenue variance due to revenue per barrel (a) Average revenue per barrel processed is calculated by dividing revenues (which includes water treatment revenues, residual oil sales, and management fees) by the total barrels of water processed. Revenue. Revenue of the Environmental Services segment increased by $3.4 million in 2018 compared to 2017, due primarily to a 17% increase in the volume of water processed and an increase in the average revenue per barrel disposed of 20%. Revenues of our North Dakota facilities increased by $4.9 million, from $6.8 million in 2017 to $11.7 million in 2018. Volumes of our North Dakota facilities increased by 4.7 million barrels, from 9.9 million barrels in 2017 to 14.6 million barrels in 2018. 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 $1.4 million, from $1.6 million in 2017 to $0.2 million in 2018. Volumes of our Texas facilities decreased by 2.6 million barrels, from 2.7 million barrels in 2017 to 0.1 million barrels in 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 located in North Dakota. The average revenue per barrel increased in 2018 compared to 2017, due in part to increased revenues from our new pipelines, as well as pricing increases. In addition,  revenues  in  2018  included  $0.1  million  of  management  fees  associated  with  a  transition  services  agreement  related  to  the  sale  of  the  Pecos  facility. 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% and 7% of the revenue in the Environmental Services segment in 2018 and 2017, respectively. Costs of services. Costs of services increased by $0.3 million in 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. 74                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Gross margin. Gross margin increased $3.2 million in 2018 compared to 2017, 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  in  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 in 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 water treatment 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. In 2018, we recorded a combined gain of $3.6 million from the sale of our two water treatment facilities in Texas, a gain of $0.4 million from proceeds received from the settlement of litigation related to lightning strikes that occurred in 2017 at our facilities in Orla, Texas and Grassy Butte, North Dakota, and a gain of $0.1 million from the collection 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 on the abandonment of a capital expansion project. In 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. Operating income of $7.2 million in 2018 compared to operating income of $0.9 million in 2017. The increase in operating income was due in part to gains of $3.6 million from the sales of our water treatment facilities in Texas, an increase of $3.2 million in 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. 75                   Liquidity and Capital Resources We anticipate making growth capital expenditures in the future, including acquiring new businesses or expanding the 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  reimbursable  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, 2019, our sources of liquidity included:   ● $15.7 million of cash on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2019 (inclusive of cash attributable to the noncontrolling interest owners);   ● available borrowings under our Credit Agreement of $34.5 million at December 31, 2019; and   ● issuance of equity and/or debt securities. In January 2020, we made a payment of $5.0 million to reduce the balance outstanding on the Credit Agreement from $74.9 million to $69.9 million. In March 2020,  in  an  abundance  of  caution,  we  borrowed  $32.0  million  on  the  Credit  Agreement  to  provide  substantial  liquidity  to  manage  our  business  in  light  of  the COVID-19 outbreak and the significant recent decline in the price of crude oil. The current balance outstanding on the Credit Agreement is $101.9 million and we have over $40 million of cash. At this time our businesses are operating in the normal course, and we recently implemented our business continuity plan in our largest offices, including our headquarters, to allow most office employees to work from home to support our field employees. At-the-Market Equity Program In April 2018, we established an at-the-market equity program (“ATM Program”), which will allow us to offer and sell common units from time to time, to or through the sales agent under the ATM Program, up to an aggregate offering amount of $10 million. We are under no obligation to sell any common units under this program. As of the date of this filing, we have not sold any common units under the ATM Program and, as such, have not received any net proceeds or paid any compensation to the sales agent under the ATM Program. Employee Unit Purchase Plan In November 2019, we established an employee unit purchase plan (“EUPP”), which will allow us to offer and sell up to 500,000 common units. Employees can elect to have up to 10 percent of their annual base pay withheld to purchase common units, subject to terms and limitations of the EUPP. The purchase price of the common units is 95% of the volume weighted average of the closing sales prices of our common units on the ten immediately preceding trading days at the end of each offering period. There have been no common unit issuances under the EUPP. 76                                   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. 77                                                     The following table summarizes the distributions on common and subordinated units declared since our initial public offering: Payment Date Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions Total Cash Distributions to Affiliates (a) Total 2014 Distributions Total 2015 Distributions Total 2016 Distributions Total 2017 Distributions February 14, 2018 May 15, 2018 August 14, 2018 November 14, 2018 Total 2018 Distributions February 14, 2019 May 15, 2019 August 14, 2019 November 14, 2019 Total 2019 Distributions February 14, 2020 (b)   $ 1.104646    $ 1.625652      1.625652      1.036413      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      (in thousands) 13,064    $ 19,232      19,258      12,310      2,498      2,506      2,506      2,509      10,019      2,510      2,531      2,534      2,534      10,109      0.210000      2,534      8,296  12,284  12,414  7,928  1,599  1,604  1,604  1,606  6,413  1,606  1,622  1,624  1,627  6,479  1,627  Total Distributions (through February 14, 2020 since IPO)   $ 7.282363    $ 86,526    $ 55,441  (a) (b) Approximately 64% of the Partnership’s outstanding common units at December 31, 2019 were held by affiliates. Fourth quarter 2019 distribution was declared and paid in the first quarter of 2020. 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. Payment Date Cash Distributions Paid-in-Kind Distributions (in thousands) Total Distributions November 14, 2018 (a) Total 2018 Distributions February 14, 2019 May 15, 2019 August 14, 2019 November 14, 2019 Total 2019 Distributions February 14, 2020 (b)   $ 1,412    $ 1,412      1,033      1,033      1,033      1,034      4,133      1,033      Total Distributions (through February 14, 2020)   $ 6,578    $ (a) (b) This distribution relates to the period from May 29, 2018 (date of preferred unit issuance) through September 30, 2018. Fourth quarter 2019 distribution was declared and paid in the first quarter of 2020. —    $ —      —      —      —      —      —      —      —    $ 1,412  1,412  1,033  1,033  1,033  1,034  4,133  1,033  6,578  Brown Integrity, LLC Brown’s  company  agreement  generally  requires  Brown  to  make  an  annual  distribution  to  its  members  equal  to  or  greater  than  the  amount  of  Brown’s  taxable income multiplied by the maximum federal income tax rate. 78                                                                                                                                                                                                                                                                                                    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 (used in) provided by investing activities Net cash used in financing activities Effect of exchange rates on cash Net increase (decrease) in cash and cash equivalents 2019 Year Ended December 31 2018 (in thousands) 2017   $   $ 18,179    $ (1,933)     (15,930)     4      320    $ 15,409    $ 7,007      (31,466)     (17)     (9,067)   $ 8,253  (1,041) (10,150) 753  (2,185) Operating activities. In 2019, we generated operating cash flows of $18.2 million. Prior to consideration of changes in working capital, operating cash flows in 2019 were $23.4 million, consisting of net income of $17.4 million plus non-operating-cash expenses of $6.0 million (non-cash expenses include depreciation and amortization, equity-based compensation, foreign currency gains/losses, gain on litigation settlement, and loss on sale of accounts receivable, among others). In 2019, changes in working capital reduced operating cash flows by $5.3 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 2018, we generated operating cash flows of $15.4 million. Prior to consideration of changes in working capital, operating cash flows during 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 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 2017, we generated operating cash flows of $8.3 million. Prior to consideration of changes in working capital, operating cash flows during 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 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. Investing activities. In 2019, cash outflows for investing activities consisted of capital expenditures of $2.0 million, which were partially offset by less than $0.1 million  in proceeds  from  fixed  asset  disposals.  Capital  expenditures  in  2019 included  the  purchase  of  equipment  (primarily  for  our nondestructive  examination business) and costs associated with a new software system for payroll and human resources management that we implemented in early 2020. During  2018,  cash  inflows  from  investing  activities  included  proceeds  of  $12.2  million  related  to  the  sales  of  our  two  water  treatment  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 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 nondestructive examination business. During 2017, cash outflows for investing activities consisted of capital expenditures of $3.3 million. Capital expenditures during 2017 included the construction of two  pipelines  to  connect  one  of  our  water  treatment  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 nondestructive examination business. Cash inflows from investing activities during 2017 included $2.3 million of proceeds on property damage insurance claims, which resulted from lightning strikes and resultant fires at two of our water treatment facilities. 79                                         Financing activities.  In  2019,  cash  outflows  from  financing  activities  included  $1.2  million  of  net  payments  on  our  revolving  credit  facility.  Financing  cash outflows for 2019 also included $10.1 million of common unit distributions and $4.1 million of preferred unit distributions. During 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  water  treatment  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 2017, cash outflows from financing activities included $12.3 million of distributions to common and subordinated unitholders. Cash inflows from financing activities for 2017 included $2.3 million of contributions from Holdings to support the Partnership. Working Capital Our working capital  (defined  as net current  assets less net current  liabilities)  was $47.9 million  at December  31, 2019. Our Pipeline Inspection  and Pipeline & Process Services segments have substantial working capital needs, as we generally pay our field personnel on a weekly basis, but typically receive payment from our 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.” Capital Requirements We generally have small capital expenditure requirements compared to many other master limited partnerships. Our Environmental Services Segment has minimal capital expenditure requirements for the maintenance of existing water treatment 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 revenue growth. 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, inclusive of finance lease obligation payments, were $0.7 million, $0.7 million, and $0.5 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively (cash basis). ● 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 water treatment capacity, to the extent such expenditures are expected to expand our long-term operating capacity or operating income. Expansion capital expenditures were $1.5 million, $5.1 million, and $2.8 million in 2019, 2018, and 2017, respectively (cash basis). 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 $110.0 million in borrowing capacity, subject to certain limitations. The three-year Credit Agreement matures May 29, 2021. Deutsche Bank Trust Company Americas serves as the  Administrative  Agent  for  the  Credit  Agreement.  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”. 80                                 Outstanding borrowings at December 31, 2019 and December 31, 2018 were $74.9 million and $76.1 million, respectively, and are reflected as long-term debt on the Consolidated Balance Sheets. 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. The interest rate on our borrowings ranged from 4.70% to 6.02% in 2019. The interest rate in effect at December 31, 2019 was 4.80%. 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 in 2019 was $81.4 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, 2019, our leverage ratio was 2.4 to 1.0 and our interest coverage ratio was 8.7 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, 2019. Borrowings under the Credit Agreement may not exceed 4 times the trailing-twelve-month EBITDA as of the most recently-filed quarterly compliance certificate. Trailing-twelve-month EBITDA, as calculated under the Credit Agreement, was $31.4 million at December 31, 2019. 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 January 2020, we made a payment of $5.0 million to reduce the balance outstanding on the Credit Agreement from $74.9 million to $69.9 million. In March 2020,  in  an  abundance  of  caution,  we  borrowed  $32.0  million  on  the  Credit  Agreement  to  provide  substantial  liquidity  to  manage  our  business  in  light  of  the COVID-19 outbreak and the significant recent decline in the price of crude oil. The current balance outstanding on the Credit Agreement is $101.9 million and we have over $40 million of cash. At this time our businesses are operating in the normal course, and we recently implemented our business continuity plan in our largest offices, including our headquarters, to allow most office employees to work from home to support our field employees.  Off-Balance Sheet Arrangements We do not have any off-balance sheet or hedging arrangements. 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  natural  gas  liquids  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 Approximately 0.2% of our consolidated revenues in 2018 and 2019 were derived from sales of crude oil. A hypothetical change in crude oil 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 water treatment, pipeline inspection, and pipeline and process services, resulting in an increase or decrease of our revenues and gross margins. Crude oil prices have decreased significantly in 2020, due in part to decreased demand as a result of a recent worldwide COVID-19 outbreak, and due in part to the oil price war started by Russia and Saudi Arabia with a focus on slowing down U.S. oil production. This decline in oil prices will likely lead our customers to change their budgets and plans, which will decrease their spending on drilling, completions, and exploration. This could have an impact on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration and production activity will also impact the midstream industry and could lead to delays or cancellations of projects. It is also possible that our customers may elect to defer maintenance activities on their infrastructure. Such developments would reduce our opportunities to generate revenues. It is impossible at this time to determine what may occur, as customer plans will evolve over time and there is a possibility  that  Saudi  Arabia  and  Russia  will  make  a  new  deal  to  lift  oil  prices.    It  is  possible  that  the  cumulative  nature  of  these  events  could  have  a material  adverse  effect  on  our  results  of  operations  and  financial  position.  These  market  conditions  could  also  have  a  material  adverse  effect  on  the  financial position of our customers, which could increase the risk that we are unable to collect accounts receivable from customers for services we have provided. We would aggressively act to protect our rights in any such event, as we have done in the past. For further discussion of the volatility of crude oil prices, please read “Risk Factors”. 81                                     Interest Rate Risk The interest rate on our Credit Agreement floats based on LIBOR, and as a result we have exposure to changes in interest rates on this indebtedness, which was $74.9 million as of December 31, 2019 and $76.1 million as of December 31, 2018. A hypothetical change in interest rates of 1.0% would have resulted in an increase or decrease in our annual interest expense of approximately $0.8 million and $1.0 million for 2019 and 2018, respectively. The credit markets have recently experienced historical lows in interest rates. It is possible that monetary policy will tighten, resulting in higher interest rates to counter possible inflation. Interest rates in the future 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 significant customers were to 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. 82           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, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Operations for the Years Ended December 31, 2019, 2018, and 2017 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the Years Ended December 31, 2019, 2018, and 2017 Consolidated Statement of Owners’ Equity for the Years Ended December 31, 2019, 2018, and 2017 Consolidated Statements of Cash Flows for the Years Ended December 31, 2019, 2018, and 2017 Notes to Consolidated Financial Statements 83 Page 84 Page 85 Page 86 Page 87 Page 88 Page 89 Page 90                                   Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Limited Partners of Cypress Environmental Partners, L.P. and the Board of Directors of Cypress Environmental Partners, GP, LLC,  General Partner of Cypress Environmental Partners, L.P. Opinion on the Financial Statements We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Cypress Environmental Partners, L.P. (the “Partnership”) as of December 31, 2019 and 2018, 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, 2019, 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, 2019 and 2018, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2019, 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, as well as 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 16, 2020 84                       CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Consolidated Balance Sheets As of December 31, 2019 and 2018 (in thousands) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Trade accounts receivable, net Prepaid expenses and other Total current assets Property and equipment: Property and equipment, at cost Less: Accumulated depreciation Total property and equipment, net Intangible assets, net Goodwill Finance lease right-of-use assets, net Operating lease right-of-use assets Debt issuance costs, net Other assets Total assets LIABILITIES AND OWNERS’ EQUITY Current liabilities: Accounts payable Accounts payable - affiliates Accrued payroll and other Income taxes payable Finance lease obligations Operating lease obligations Total current liabilities Long-term debt Finance lease obligations Operating lease obligations Other noncurrent liabilities Total liabilities Commitments and contingencies - Note 13 Owners’ equity: Partners’ capital: Common units (12,068 and 11,947 units outstanding at December 31, 2019 and 2018, respectively) Preferred units (5,769 units outstanding at December 31, 2019 and 2018) General partner Accumulated other comprehensive loss  Total partners’ capital Noncontrolling interests Total owners’ equity Total liabilities and owners’ equity See accompanying notes. 85   December 31, 2019 December 31, 2018   $   $   $   $ 15,700    $ 52,524      988      69,212      26,499      13,738      12,761      20,063      50,356      600      2,942      803      605      157,342    $ 3,529    $ 1,167      14,850      1,092      183      459      21,280      74,929      359      2,425      158      99,151      37,334      44,291      (25,876)     (2,577)     53,172      5,019      58,191      157,342    $ 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  12,276  737  90  —  22,011  76,129  248  —  178 98,566  34,677  44,291  (25,876) (2,414) 50,678  3,609  54,287  152,853                                                                                                                                                                                                                                                                                                    CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Consolidated Statements of Operations For the Years Ended December 31, 2019, 2018 and 2017 (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 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 noncontrolling interests Net income (loss) attributable to partners / controlling interests Net loss attributable to general partner Net income attributable to limited partners Net income attributable to preferred unitholder Net income attributable to common unitholders Net income per common limited partner unit: Basic Diluted Weighted average common units outstanding: Basic Diluted Net income per subordinated limited partner unit - basic and diluted Weighted average subordinated units outstanding - basic and diluted   $ 2019 2018 2017 401,648    $ 347,924      53,724      314,960    $ 270,914      44,046      286,342  252,739  33,603  25,626      4,448      —      (25)     23,675      (5,330)     —      222      1,111      19,678      2,254      17,424      1,410      16,014      —      16,014      4,133      11,881    $ 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    $ 0.99    $ 0.88    $ 0.75    $ 0.72    $ 12,039      18,289      11,929      15,757      —    $ —      —    $ —      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  0.29  0.29  11,152  11,253  —  729    $   $   $   $ See accompanying notes. 86                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) For the Years Ended December 31, 2019, 2018 and 2017 (in thousands) 2019 2018 2017 Net income (loss) Other comprehensive income (loss) - foreign currency translation Comprehensive income (loss) Comprehensive income attributable to preferred unitholders Comprehensive income (loss) attributable to noncontrolling interests Comprehensive loss attributable to general partner   $   $ 17,424    $ (163)     12,098    $ 263      17,261    $ 12,361    $ 4,133      1,410      —      2,445      685      —      Comprehensive income attributable to common unitholders   $ 11,718    $ 9,231    $ (1,923) (139) (2,062) —  (1,110) (4,050) 3,098  See accompanying notes. 87                                                                                                CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Consolidated Statement of Owners’ Equity  For the Years Ended December 31, 2019, 2018 and 2017  (in thousands) Common Units Preferred Units General Partner Subordinated Units Accumulated Other Comprehensive Gain (Loss) Noncontrolling Interests Total Owners’ Equity   $ (7,722)   $ —    $ (25,876)   $ 50,474    $ (2,538)   $ 5,050    $ 19,388  3,237      —      (4,050)     —      —      (9,905)     48,111      1,017      —      —      —      —      —      —      —      —      (2,405)     —      4,050      —      —      —      (48,111)     42      —      (1,110)     (1,923) (139)     —      (139) —      —      —      —      —      (16)     —      —      4,050  (12,326) —  1,059  (124)     —      —      —      —      —      (124) 34,614      —      (25,876)     8,968      —      2,445      43,258      —      (10,019)     1,247      —      (1,412)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (2,677)     3,924      9,985  —      —      263      —      —      685      —      —      (1,000)     —      12,098  43,258  263  (12,431) 1,247  (133)     —      —      —      —      —      (133) 34,677      44,291      (25,876)     11,881      4,133      —      (10,109)     1,107      —      (4,133)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (2,414)     3,609      54,287  —      1,410      17,424  (163)     —      —      —      —      —      (163) (14,242) 1,107  (222)     —      —      —      —      —      (222)   $ 37,334    $ 44,291    $ (25,876)   $ —    $ (2,577)   $ 5,019    $ 58,191  See accompanying notes. 88   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 compensation Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Owners’ equity at December 31, 2017 Net income Issuance of preferred units, net Foreign currency translation adjustment Distributions Equity-based compensation Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Owners’ equity at December 31, 2018 Net income Foreign currency translation adjustment Distributions Equity-based compensation Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Owners’ equity at December 31, 2019                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Consolidated Statements of Cash Flows For the Years Ended December 31, 2019, 2018 and 2017 (in thousands) Operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities: 2019 2018 2017   $ 17,424    $ 12,098    $ (1,923) Depreciation, amortization and accretion Impairments Gain 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 Gain on litigation settlement Loss on sale of accounts receivable Changes in assets and liabilities: Trade accounts receivable Prepaid expenses and other Accounts payable and accounts payable - affiliates 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 (used in) provided by investing activities Financing activities: Issuance of preferred units, net of issuance costs Borrowings on credit facility Payments on credit facility Debt issuance cost payments Repayments on finance lease obligations Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation Contributions from general partner 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 $551 at December 31, 2018 and $490 at December 31, 2017 and 2016) Cash and cash equivalents, end of period (includes restricted cash equivalents of $551 at December 31, 2019 5,537      —      (25)     533      —      1,107      (214)     75      (36)     —      (222)     (1,254)     515      (4,247)     136      (3,681)     2,175      356      18,179      5,480      —      (4,108)     560      114      1,247      (217)     175      51      —      643      —      —      (7,165)     1,004      2,273      3,167      87      15,409      43      (1,976)     (1,933)     12,769      (5,762)     7,007      —      7,800      (9,000)     (75)     (191)     (222)     —      (14,242)     (15,930)     43,258      2,500      (63,271)     (1,327)     (62)     (133)     —      (12,431)     (31,466)     5,544  3 ,598  (570) 594  —  1,059  (149) 75  (372) 1,750  (732) —  —  (3,406) (1,321) 2,947  1,524  (365) 8,253  2,304  (3,345) (1,041) —  —  —  —  —  (124) 2,300  (12,326) (10,150) 4      (17)     753  320      (9,067)     (2,185) 15,931      24,998      27,183  and 2018, and $490 at December 31, 2017)   $ 16,251    $ 15,931    $ 24,998  Non-cash items: Accounts payable and accrued payroll and other excluded from capital expenditures Acquisitions of finance leases included in liabilities Supplemental cash flow disclosures: Cash taxes paid Cash interest paid   $   $   $   $ 1,148    $ 357    $ 25    $ 400    $ 567  —  1,980    $ 4,783    $ 1,174    $ 5,781    $ 1,350  6,842  See accompanying notes. 89                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements 1. Organization and Operations Cypress Environmental Partners, L.P. (“we”, “us”, “our”, or the “Partnership”) is a Delaware limited partnership formed in 2013. We offer essential services that help protect the environment and ensure sustainability. We provide a wide range of environmental services including independent inspection, integrity, and support services  for  pipeline  and  energy  infrastructure  owners  and  operators  and  public  utilities.  We  also  provide  water  pipelines,  hydrocarbon  recovery,  disposal,  and water  treatment  services.  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 (“Environmental Services”) segments. The Pipeline Inspection segment generates revenue primarily by providing essential environmental services including inspection and integrity services on a variety of infrastructure assets including midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems. Services include nondestructive examination, 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. We also bill our customers 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 that 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. The  Pipeline  &  Process  Services  segment  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  environmental  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 and costs in this segment may be subject  to  seasonal  variations  and  interim  activity  may  not  be  indicative  of  yearly  activity,  considering  that  many  of  our  customers  develop  yearly  operating budgets and enter into contracts with us for work to be performed during the remainder of the year. Additionally, field work during the winter months may be hampered or delayed due to inclement weather. The Environmental Services segment owns and operates nine (9) water treatment facilities with ten (10) EPA Class II injection wells in the Bakken shale region of the Williston Basin in North Dakota.  These water treatment facilities are connected to twelve (12) pipeline gathering systems, including two (2) that we developed and own. We specialize in the treatment, recovery, separation, and disposal of waste byproducts generated during the lifecycle of an oil and natural gas well to protect the environment and our drinking water. All of the water treatment facilities utilize specialized equipment and remote monitoring to minimize the facilities’ downtime  and  increase  the  facilities’  efficiency  for  peak  utilization.  Revenue  is  generated  on  a  fixed-fee  per  barrel  basis  for  receiving,  separating,  filtering, recovering,  processing, and injecting produced and flowback water. We also sell recovered oil, receive fees for pipeline transportation of water, and receive fees from a partially owned water treatment facility for management and staffing services (see Note 11). The volumes of water processed at our water treatment facilities are driven by water volumes generated from existing oil and natural gas wells during their useful lives and development drilling. Producers’ willingness to engage in new drilling is determined by a number of factors, the most important of which are the current 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 correlate with long-term trends in prices of oil, natural gas, and natural gas liquids. 90                     CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements We also generate  revenues from the sale of residual  oil recovered during the water treatment  process. 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 is usually lower than our recovery  during  the  summer.  Additionally,  residual  oil  content  can  decrease  based  on  the  following  factors,  among  others:  an  increase  in  pipeline  water  as operators control the flow of pipeline water and an increase in residual oil recovered in saltwater by producers prior to delivering the saltwater to us for treatment.  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. Use of Estimates in the Preparation of Financial Statements 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,  among  others,  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;  the  amount  and  timing  of  future  asset  retirement  obligations;  and  the  useful  lives  of  property, equipment  and  intangible  assets.  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 We utilize 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.  We  use  market  data  or assumptions that we believe 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.  We  apply  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. 91                                       CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements ● Level 3 –  Inputs  that  are  not  observable  for  which  there  is  little,  if  any,  market  activity  for  the  asset  or  liability  being  measured.  These  inputs  reflect management’s best estimate of the assumptions market participants would use in determining fair value. Contributions Attributable to General Partner During  2017,  Holdings  incurred  overhead  expenses  on  our  behalf  totaling  $1.8  million.  These  costs  represent  administrative  expenses  incurred  by  Holdings  in excess of amounts charged to us under our omnibus agreement.  These expenses are reflected as general and administrative and as a component of the  net loss attributable to general partner in  the  Consolidated  Statements  of  Operations  for  2017  and  as  contributions attributable to general partner in  the  Consolidated Statement of Owners’ Equity. In addition to incurring the expenses described above, Holdings provided us with additional financial support by making cash contributions of $2.3 million in 2017 as  a  reimbursement  for  certain  expenditures  incurred  by  us.  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 general partner in the Consolidated Statements of Operations for 2017. Cash and Cash Equivalents We consider 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, 2019, 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 three financial institutions, and therefore is in excess of the FDIC or CDIC insurance limits. We periodically assess the financial condition of the institutions where we deposit funds. Restricted Cash Restricted cash was approximately $0.6 million at December 31, 2019 and 2018, 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 grant unsecured credit to customers under normal industry standards and terms, and have established policies and procedures that allow for an evaluation of each of our customer’s creditworthiness. We typically receive payment from our customers 45 to 90 days after the services have been performed. We determine allowances  for  bad  debts  based  on  management’s  assessment  of  the  creditworthiness  of  our  customers.  Trade  receivables  are  written  off  against  the  allowance when 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 $0.2 million and less than $0.1 million at December 31, 2019 and 2018, respectively. We recorded bad debt expense of $0.2 million in 2019 and less than $0.1 million in 2018 and 2017. In 2019 and 2017, we  received  $0.1  million  and  $0.3  million,  respectively,  on  accounts  receivable  previously  written  off  which  we  recorded  as  a  reduction  to  general and administrative on our Consolidated Statements of Operations. We had four customers, Pacific Gas & Electric Company, Plains All American Pipeline L.P., ONEOK, Inc. and Phillips 66 that represented more than 10% of total accounts receivable as of December 31, 2019. The majority of our revenues are generated in the United States. Total revenues generated in Canada were $0.2 million, $1.3 million, and $23.4 million in 2019, 2018, and 2017, 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.  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. 92                                         CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements In November 2019, we sold $10.4 million of our pre-petition receivables from PG&E in a non-recourse sale to a third party for cash proceeds of $9.8 million. We recorded a loss of $0.5 million in the fourth quarter of 2019 on the sale of these pre-petition receivables reported within Other, net on our Consolidated Statement of Operations. In March 2020 we collected from PG&E the remaining $1.7 million of pre-petition receivables under a court-approved “operational integrity supplier program”. Sanchez Bankruptcy Sanchez  Energy  Corporation  and  certain  of  its  affiliates  (collectively,  “Sanchez”),  a  former  customer,  filed  for  bankruptcy  protection  in  August  2019.  As  of December 31, 2019, our Consolidated Balance Sheet included $0.5 million of pre-petition accounts receivable from Sanchez. We have recorded an allowance of less than $0.1 million at December 31, 2019 against the accounts receivable from Sanchez. We do not believe it is probable that we will be unable to collect the remaining $0.4 million 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. Property and Equipment      Property and equipment consists of land, land and leasehold improvements, buildings, facilities, wells and related equipment, field equipment, computer and office equipment, and vehicles. We record property and equipment at cost. Costs of renewals and improvements that substantially extend the useful lives of the assets are capitalized. Maintenance and repairs are expensed as incurred. We depreciate property and equipment on a straight-line basis over the estimated useful lives of the assets. Upon retirement,  disposition, or impairment of an asset, we remove the cost and related accumulated depreciation from the balance sheet and report the resulting gain or loss, if any, in the Consolidated Statement of Operations. Debt Issuance Costs Debt issuance costs represent fees and expenses associated with securing our 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 Cypress 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  at  least  90%  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. We evaluate uncertain tax positions for recognition and measurement in the Consolidated Financial Statements. To recognize a tax position, we determine 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. We had no uncertain tax positions that required recognition in the financial statements at December 31, 2019 or 2018. Any interest or penalties would be recognized as a component of income tax expense. 93                                 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements 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 14 for disaggregated revenue reported by segment. In the third quarters of 2019 and 2018, we recognized $0.2 million and $0.5 million of revenue within our Pipeline Inspection segment, respectively, 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, 2019 and December 31, 2018, we recognized a refund liability of $0.7 million and $0.4 million within our Pipeline Inspection segment, respectively, for revenue associated with such variable consideration. In the fourth quarter of 2019, we received a signed contract modification from one of our customers for a price increase that was retroactive to June 2019. We recognized $0.5 million of revenue within our Pipeline  Inspection  segment  in  the  fourth  quarter  of  2019  related  to  this  retroactive  price  increase.    In  the  first  quarter  of  2018,  we  recognized  $0.3  million  of revenue  within  our  Pipeline  &  Process  Services  segment  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). Accrued Payroll and Other Accrued payroll and other on our Consolidated Balance Sheets includes the following:  Accrued payroll  Customer deposits  Litigation settlement (Note 13)  Other Fair Value of Financial Instruments December 31, 2019 December 31, 2018   $   $ (in thousands) 9,670    $ 1,682      1,900      1,598      14,850    $ 9,468  1,202  —  1,606  12,276  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 our 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 water treatment facility in the Environmental Services segment, as these asset groups represent the lowest level at which cash flows are separately identifiable. 94                                                     CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements Goodwill At  December  31,  2019  and  2018,  we  had  $50.4  million  and  $50.3  million,  respectively,  of  goodwill  on  our  Consolidated  Balance  Sheets.  Goodwill  is  not amortized,  but  is  subject  to  annual  assessments  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 Environmental 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 Interests 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.  Brown’s  company  agreement  generally  requires  Brown  to  make  an  annual distribution to its members equal to or greater than the amount of Brown’s taxable income multiplied by the maximum federal income tax rate. Business Combinations 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 2018, we sold our two water treatment facilities in Texas and recorded a combined gain of $3.6 million. 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  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 2017, lightning strikes and the resultant fires destroyed the surface equipment 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 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. 95                                       CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements 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,  2019  includes  $2.6  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 substantially liquidate our Canadian operations, we would reclassify the balance in accumulated other comprehensive loss to other accounts  within  partners’ capital, which would be reported in the Consolidated Statements 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 2019, we adopted the following new accounting standard issued by the Financial Accounting Standards Board (“FASB”): The  FASB  issued  ASU  2016-02  –  Leases in  February  2016.  This  guidance  attempts  to  increase  transparency  and  comparability  among  organizations  by recognizing  certain  lease  assets  and  lease  liabilities  on  the  balance  sheet  and  disclosing  key  information  about  leasing  arrangements.  The  main  difference between previous GAAP methodology and the method used in this new guidance is the recognition on the balance sheet of lease assets and lease liabilities by lessees for certain operating leases. 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 provided 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. The effects of implementing ASU 2016-02 included the addition of right-of-use assets and associated lease  liabilities  to  our  Consolidated  Balance  Sheet,  but  were  immaterial  to  our  Consolidated  Statement  of  Operations  and  Consolidated  Statement  of  Cash Flows. The cumulative effect adjustment was not material to partners’ capital on our Consolidated Balance Sheet. Upon adoption, we recorded operating lease right-of-use assets of $3.5 million and current and noncurrent operating lease obligations of $0.5 million and $3.0 million, respectively. Liabilities recorded as a result of this standard are excluded from the definition of indebtedness under our credit facility, and therefore do not affect the leverage ratio under our credit facility. In 2018, we adopted the following new accounting standards issued by the 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.   96                                 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements In 2017, we adopted the following new accounting standards issued by the 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 impacting our Consolidated Financial Statements which we adopted on January 1, 2020 include: The FASB issued ASU 2018-15 – Intangibles—Goodwill and Other—Internal-Use Software (Subtopic 350-40): Customer’s Accounting for Implementation Costs  Incurred  in  a  Cloud  Computing  Arrangement  That  Is  a  Service  Contract  in  August  2018.  This  guidance  requires  a  customer  in  a  cloud  computing arrangement to follow the internal use software guidance in ASC 350-40 to determine which costs should be capitalized as assets or expensed as incurred. The amendments in this ASU are effective for fiscal years beginning after December 15, 2019, including interim periods within those fiscal years. We adopted this guidance prospectively from the date of adoption (January 1, 2020) and do not believe this guidance will have a material effect on our Consolidated Financial Statements. Other accounting guidance proposed by the FASB that may impact our Consolidated Financial Statements, which we have not yet adopted include: The  FASB  issued  ASU  2016-13  –  Financial Instruments – Credit Losses in  June  2016,  which  replaces  the  current  “incurred  loss”  methodology  for recognizing credit losses with an “expected loss” methodology. This guidance affects trade receivables, financial assets and certain other instruments that are not  measured  at  fair  value  through  net  income.  In  November  2019,  the  FASB  issued  final  guidance  to  delay  the  implementation  of  this  new  guidance  for smaller  reporting  companies  until  fiscal  years  beginning  after  December  15,  2022,  including  interim  periods  within  those  fiscal  years.  We  are  currently evaluating the impact this ASU will have on our Consolidated Financial Statements. 97                       CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements 3. Property and Equipment Property and equipment consist of the following, recorded at cost, as of December 31, 2019 and 2018: Asset Category Useful Lives (years) 2019 2018 December 31,  Land  Land improvements  Buildings and leasehold improvements  Facilities, wells and equipment  Computer and office equipment  Vehicles and other  Less accumulated depreciation  Net property, plant and equipment 15  30 - 39  5 - 15  3 - 9  3 - 5     $     $ (in thousands) 1,301    $ 984      1,183      19,231      3,454      346      26,499      (13,738)     12,761    $ 1,301  952  1,183  18,736  1,357  459  23,988  (11,266) 12,722  Depreciation expense is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of the assets. Depreciation expense was $2.8 million, $2.8 million, and $2.7 million in 2019, 2018, and 2017, respectively, of which $1.1 million was included as a component of costs of services in each of 2019, 2018, and 2017. In 2019, depreciation expense also included $0.2 million related to finance leases. In 2018, we sold two of our water treatment facilities, which reduced accumulated depreciation by $0.7 million, and we sold other property and equipment which reduced accumulated depreciation by $0.1 million. In 2019, we sold other property and equipment which reduced accumulated depreciation by $0.1 million.   During 2017, we recorded an impairment of property and equipment at one of our water treatment facilities. We had experienced revenue and volume decreases at this facility due to lower commodity pricing and increasing competition  and had forecasted  decreases in drilling activity over the remaining life of the facility. Given these indicators of impairment, we compared our estimates of undiscounted future cash flows from the facility to the carrying amounts of the long-lived assets of the facility, and determined that the carrying value was no longer recoverable. We recognized an impairment of $0.7 million included within impairments on the Consolidated Statements of Operations for 2017. We impaired the full carrying value of the property and equipment (although, 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.  98                                                                                                                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements 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  Foreign currency translation  Dispositions  Balance - December 31, 2018  Foreign currency translation  Balance - December 31, 2019 Pipeline Inspection Pipeline and Process Services Environmental Services Total   $   $   $   $ 40,247    $ —      97      —      40,344    $ (116)     —      40,228    $ 62      40,290    $ (in thousands) 1,581    $ (1,581)     —      —      —    $ —      —      —    $ —      —    $ 15,075    $ —      —      (1,984)     13,091    $ —      (3,025)     10,066    $ —      10,066    $ 56,903  (1,581) 97  (1,984) 53,435  (116) (3,025) 50,294  62  50,356  Goodwill  is  not  amortized,  but  is  subject  to  annual  reviews  on  November  1  (or  other  dates  if  events  or  changes  in  circumstances  warrant)  for  impairment  at  a reporting  unit  level.  We  have  determined  that  the  Pipeline  Inspection,  Pipeline  &  Process  Services,  and  Environmental  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 commodity 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. Pipeline & Process Services 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 2017. Environmental Services We completed our annual goodwill impairment assessment as of November 1, 2019 and concluded that the goodwill of the Environmental Services segment was not impaired. We performed a qualitative analysis that took into consideration current and budgeted future cash flows and the fact that we sold two of our water treatment 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 2018. Based on these qualitative considerations, we concluded that carrying value of the goodwill of the Environmental 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 May 2018, we sold our Orla, Texas water treatment 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 Environmental Services reporting unit as a whole. In January 2018, we sold our Pecos, Texas water treatment facility. 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 Environmental Services reporting unit as a whole. 99                                                                                    CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.)  Notes to Consolidated Financial Statements 5. Intangible Assets Intangible assets consist of the following at December 31, 2019 and 2018: Asset Category Customer relationships Contracts Non-compete agreements Trademarks and trade names Inspector database Less accumulated amortization Net intangibles Useful Lives (years)  5 - 20 3 3 10 10     $     $ December 31, 2019 2018 (in thousands) 22,853    $ 241      143      11,679      2,080      36,996      (16,933)     20,063    $ 22,853  241  143  11,679  2,080  36,996  (14,237) 22,759  Amortization expense in 2019, 2018, and 2017 was $2.7 million, $2.7 million, and $2.8 million respectively. Future amortization expense of our intangible assets is estimated to be as follows: Year ending December 31, 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter (in thousands) 2,677  2,668  2,668  2,070  1,497  8,483  20,063      $     $ 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 $110.0 million in  borrowing  capacity,  subject  to  certain  limitations.  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”. Outstanding borrowings at December 31, 2019 and December 31, 2018 were $74.9 million and $76.1 million, respectively, and are reflected as long-term debt on the  Consolidated  Balance  Sheets.  We  also  had  $0.5  million  of  finance  lease  liabilities  at  December  31,  2019  that  count  as  indebtedness  under  the  Credit Agreement. Debt issuance costs are reported as debt issuance costs, net on the Consolidated Balance Sheets and total $0.8 million and $1.3 million at December 31, 2019 and December 31, 2018, respectively. 100                                                                                                                                                        CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 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 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 4.70% to 6.02% in 2019, 4.74% to 6.02% in 2018, and 3.90% to 5.32% in 2017. 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 in 2019, 2018, and 2017 was $4.8 million, $5.8 million, and $6.8 million, respectively, including commitment fees. The average debt balance outstanding in 2019, 2018, and 2017 was $81.4 million, $98.6 million, and $136.9 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, 2019, our leverage ratio was 2.4 to 1.0 and our interest coverage ratio was 8.7 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, 2019. Borrowings under the Credit Agreement may not exceed 4 times the trailing-twelve-month EBITDA as of the most recently-filed quarterly compliance certificate. Trailing-twelve-month EBITDA, as calculated under the Credit Agreement, was $31.4 million at December 31, 2019. 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 January 2020, we made a payment of $5.0 million to reduce the balance outstanding on the Credit Agreement from $74.9 million to $69.9 million. In March 2020, in an abundance of caution, we borrowed $32.0 million on the Credit Agreement to provide substantial liquidity to manage our business in light of a recent COVID-19 outbreak and a significant recent decline in the price of crude oil. 7. Income Taxes As a limited partnership, we generally are not subject to federal, state or local income taxes. The tax on the net income of the Partnership is generally borne by the individual partners. We have Canadian activity that is taxable in Canada. In addition, we own three entities which have elected to be taxed as corporations for U.S. federal  income  tax  purposes.  The  amounts  recognized  as  income  tax  expense,  income  taxes  payable,  and  deferred  tax  liabilities  in  the  Consolidated  Financial Statements represent the Canadian and U.S. taxes referred to above, as well as partnership-level taxes levied by various states (primarily Texas). 101                          CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 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 Total income tax expense 2019 2018 2017 (in thousands)       $ 1,007    $ 1,329      (46)     2,290      (36)     (15)     15      (36)     497    $ 797      (27)     1,267      36      15      —      51        $ 2,254    $ 1,318    $ 356  531  81  968  (7) (2) (363) (372) 596  Income tax expense increased from 2017 to 2018 due to the deferred tax benefit of intangible asset impairments from our Canadian subsidiary in 2017 and due to increased taxable income in our taxable subsidiary that serves public utility customers. Income tax expense increased from 2018 to 2019 due to increased taxable income in our taxable subsidiary that serves public utility customers and increased Texas margin tax due to increased activity in Texas. The following table reconciles the differences between the U.S. federal statutory rate of 21% in 2019 and 2018 and 35% in 2017 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 2019 2018 (in thousands) 2017 $ $ 4,132    (3,102)   1,265    (41)   2,254    $ $ 2,817    (2,396)   787    110    1,318    $ $ (464) 682  509  (131)    596  Tax years that remain subject to examination by various taxing authorities for each of our consolidated entities include the years 2017 through 2019. Tax-related interest and penalties were insignificant in 2019, 2018, and 2017. We had no uncertain tax positions that required recognition in the financial statements at December 31, 2019 or 2018. 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. 8. Owners’ Equity Common Units and Subordinated Units As of December 31, 2019, there were 12,068,343 common units outstanding. As of December 31, 2018, there were 11,946,901 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  units  to  common  units,  items  of  income  (loss)  were  allocated  to  common  units  and  subordinated  units equally. 102                                                                                                                                                                                                                           CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 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 2019, 2018, or 2017. 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.  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. The Preferred Units rank senior to our common units, and we must pay distributions on the 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. Earnings Per Unit Our net income (loss) is attributable and allocable to four ownership groups: (1) our preferred unitholder, (2) the noncontrolling interests in certain subsidiaries, (3) our General Partner and (4) our common unitholders.  Income attributable to 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 General Partner includes expenses  incurred  by Holdings and not charged  to us.  Net income attributable to common unitholders represents  our  remaining  net income (loss),  after  consideration  of  amounts  attributable  to  our  preferred  unitholder,  the noncontrolling interests, and our General Partner. 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. 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. 103                                 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements Basic net income per common limited partner unit is calculated as net income attributable to common unitholders divided by the basic weighted average common units outstanding. Diluted net income per common limited partner unit  includes the dilutive effect of the unvested equity-based compensation and the Preferred Units. The following summarizes the calculation of the basic net income per common limited partner unit  for the periods presented: Net income attributable to common unitholders Weighted average common units outstanding Basic net income per common limited partner unit 2019 Twelve Months Ended December 31 2018 (in thousands, except per unit data) 2017   $   $ 11,881    $ 12,039      0.99    $ 8,968    $ 11,929      0.75    $ 3,237  11,152  0.29  The following summarizes the calculation of the diluted net income per common limited partner unit for the periods presented: 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 9.  Major Customers 2019 Twelve Months Ended December 31 2018 (in thousands, except per unit data) 2017 11,881    $ 4,133      16,014    $ 8,968    $ 2,445      11,413    $ 12,039      11,929      5,769      481      18,289      0.88    $ 3,413      415      15,757      0.72    $ 3,237  —  3,237  11,152  —  101  11,253  0.29    $   $   $ The following table sets forth the customers who accounted for more than 10% of our consolidated revenue for the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017: 2019 Pacific Gas and Electric Company Phillips 66  Plains All American Pipeline, L.P. 2018   Pacific Gas and Electric Company   Plains All American Pipeline, L.P. 2017   Enterprise Products Partners L.P.   Pacific Gas and Electric Company   Plains All American Pipeline, L.P. 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. 104                                                                                                                                                            CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 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  2.5  million  common  units.  Certain  directors  and employees of the Partnership have been awarded phantom restricted units (“Units”) under the terms of the LTIP in the form of time-based unit awards (“Service Units”), performance-based unit awards (“Performance Units”) and market-based unit awards (“Market Units”). In 2019, 2018, and 2017, compensation expense of $1.1  million,  $1.2  million  and  $1.1  million,  respectively  was  recorded  under  the  LTIP  (including  expense  associated  with  the  Profit  Interest  Units  described below). Time-Based Unit Awards  – The majority of the Service Units 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, contingent only on the continued service of the recipients through the vesting dates. However, certain of the Service Units have different, and typically shorter, vesting periods. The fair value of the Service Units 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 Service  Units  during  the  vesting  period.  We  recognize  compensation  expense  on  a  straight-line  basis  over  the  vesting  period  of  the  grant.  We  account  for forfeitures when they occur. Total unearned compensation associated with the Service Units at December 31, 2019 and 2018 was $2.3 million and $2.9 million, respectively,  with an average remaining life of 1.9 years and 2.1 years, respectively.  The following table summarizes the activity of the Service Units in 2019, 2018, and 2017: 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 Units granted Units vested Units forfeited Units at December 31, 2019 Number of Unvested Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit 496,407    $ 257,419    $ (44,408)   $ (122,404)   $ 587,014    $ 399,726    $ (69,296)   $ (44,383)   $ 873,061    $ 201,306    $ (145,200)   $ (64,635)   $ 864,532    $ 10.19  7.02  16.56  9.25  8.56  3.24  13.97  5.76  5.83  4.40  8.48  6.10  5.04  Performance-Based Unit Awards  – We have issued grants of Performance Units that vest three years from the grant date. Upon vesting, the recipient is entitled to  receive  a  number  of  common  units  equal  to  a  percentage  of  the  units  granted,  based  on  the  recipient  meeting  various  performance  targets  in  addition  to  the service condition. In addition, in the third quarter of 2019, we granted Performance Units to certain employees that are subject to performance conditions in addition to the service condition. These Performance Units will vest in April 2022, April 2023, April 2024, or not at all, depending on our performance relative to a specified profitability target. We recognize compensation expense on a straight-line basis over the estimated vesting period of the grant. We adjust the life-to-date expense recognized for the Performance Units for any changes in our estimates of the number of units that will vest and the timing of vesting. We account for forfeitures when they occur. The Performance Units granted in the third quarter of 2019 had an estimated grant date fair value of $4.19 per unit and are being expensed over a service period of 3.73 years. 105                                                                                                                                     CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements Total  unearned  compensation  associated  with  the  Performance  Units  at  December  31,  2019  and  2018  was  $0.4  million  and  $0.2  million,  respectively,  with  an average remaining life of 2.6 years and 2.1 years, respectively. The following table summarizes the activity of the Performance Units in 2019, 2018, and 2017: 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 Units granted Units vested Units forfeited Units at December 31, 2019 Number of Unvested Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit 77,495    $ —    $ —    $ —    $ 77,495    $ 72,046    $ (7,184)   $ (40,709)   $ 101,648    $ 89,402    $ (6,167)   $ (24,310)   $ 160,573    $ 7.75  —  —  —  7.75  4.52  8.49  8.49  5.11  4.19  6.54  6.45  4.34  Market-Based Unit Awards  –  In  the  third  quarter  of  2019,  we  granted  Units  that  are  subject  to  market  conditions  in  addition  to  the  service  condition  (the “Market Units”). One-half of the Market Units will vest in April 2022, April 2023, April 2024, or not at all, depending on the market value of our common units relative to specified targets on those dates. These Market Units had an estimated fair value on the grant date of $3.51 per unit and will be expensed over a derived service period of 2.73 years. One-half of the Market Units will vest in April 2022, April 2023, April 2024, or not at all, depending on the yield on our common units relative to specified targets on those dates. These Market Units granted in 2019 had an estimated fair value on the grant date of $3.58 per unit and will be expensed  over  a  derived  service  period  of  2.73  years.  Compensation  expense  is  recognized  on  a  straight-line  basis  over  a  derived  service  period,  regardless  of when, if ever, the market condition is satisfied. Total unearned compensation associated with the Market Units at December 31, 2019 was $0.3 million with an average remaining life of 2.3 years. The following table summarizes the activity of the Market Units for 2019: Units at December 31, 2018 Units granted Units vested Units forfeited Units at December 31, 2019 Number of Unvested Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit —    $ 89,403    $ —    $ (875)   $ 88,528    $ —  3.54  —  3.54  3.54  106                                                                                                                                                                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements In  addition  to  the  awards  shown  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. Compensation expense associated with the Profit Interest Units was $0.1 million for each of the years ended December 31, 2018 and 2017. There were no unvested Profit Interest Units at December 31, 2019. 11. Related-Party Transactions Omnibus Agreement We are party to an omnibus agreement with Holdings and other related parties. The omnibus agreement provides for, among other things, our right of first offer on Holdings’ and its subsidiaries’ assets used in, and entities primarily engaged in, providing water treatment and other water and environmental services. 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. 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. Prior  to  January  1,  2020,  the  omnibus  agreement  called  for  Holdings  to  provide  certain  general  and  administrative  services,  including  executive  management services and expenses associated with our being a publicly-traded entity (such as audit, tax, and transfer agent fees, among others) in return for a fixed annual fee (adjusted  for  inflation)  that  was  payable  quarterly.  This  annual  fee  was  $4.5  million  in  2019  and  $4.0  million  in  2018  and  2017.  In  an  effort  to  simplify  this arrangement so it will be easier for investors to understand, in November 2019, with the approval of the Conflicts Committee of the Board of Directors, we and Holdings agreed to terminate the management fee provisions of the omnibus agreement effective December 31, 2019. Beginning January 1, 2020, the executive management  services  and  other  general  and  administrative  expenses  that  Holdings  previously  incurred  and  charged  to  us  via  the  annual  administrative  fee  are charged directly to us as they are incurred. Under our current cost structure, we expect these direct expenses to be lower than the annual administrative fee that we previously paid, although we expect to experience more variability  in our quarterly general  and administrative  expense now that we are incurring  the expenses directly than when we paid a consistent administrative fee each quarter. The amounts charged by Holdings under the omnibus agreement in 2019, 2018, and 2017 were $4.5 million, $4.0 million, and $2.0 million, respectively, and are reflected in general and administrative in the Consolidated Statements of Operations. In 2017, Holdings waived $2.0 million of the $4.0 administrative fee that it was entitled to charge. We recorded the $1.8 million of expense that Holdings incurred in 2017 and did not charge to us within general and administrative in the Consolidated  Statement  of  Operations  and  as  contributions 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 for 2017. In addition to waiving $2.0 million of the administrative fee in 2017, Holdings provided us with additional financial support by contributing a total of $2.3 million in 2017 in cash, as a reimbursement of certain  expenditures  incurred  by  us.  These  cash  contributions  are  reflected  as  contributions attributable to general partner in  the  Consolidated  Statement  of Owners’ Equity and as a component of the net loss attributable to 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”),  which  is  part  of  the  Environmental  Services segment. We recorded earnings from this investment of $0.2 million, $0.2 million, and $0.1 million in 2019, 2018, and 2017, 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, $0.7 million and $0.6 million in 2019,  2018,  and  2017,  respectively.  Accounts  receivable  from  Arnegard  totaled  $0.1  million  at  both  December  31,  2019  and  2018,  and  is  included  in  trade accounts receivable, net on the Consolidated Balance Sheets. Our investment in Arnegard totaled approximately $0.4 million and $0.2 million at December 31, 2019 and 2018, respectively 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.  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. We own 49% of CF Inspection and Cynthia A. Field, an affiliate of Holdings and a Director of our General Partner, owns the remaining 51% of CF Inspection. In 2019, 2018, and  2017,  CF  Inspection,  which  is  part  of  the  Pipeline  Inspection  segment,  represented  approximately  3.3%,  3.4%,  and  3.5%  of  our  consolidated  revenue, respectively. 107                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 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. Leases We determine if an agreement contains a lease at the inception of the arrangement. If an arrangement is determined to contain a lease, we classify the lease as an operating lease or a finance lease depending on the terms of the arrangement. Right-of-use (“ROU”) assets represent the right to use an underlying asset for the lease term, and lease liabilities represent the obligation to make lease payments arising from the lease. These assets and liabilities are initially recognized based on the present  value of lease  payments over the lease term calculated  using our incremental  borrowing rate,  unless the implicit  rate is readily  determinable.  Lease assets also include any upfront lease payments made and exclude lease incentives. The lease terms of our leases include options to extend or terminate the lease when it is reasonably certain that those options will be exercised. Practical Expedients and Accounting Policy Elections 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. Discount Rate Our lease agreements do not generally provide an implicit interest rate. As a result, we use our incremental borrowing rate as the discount rate in calculating the present value of the lease payments. The incremental borrowing rate is the estimated rate of interest that we would have to pay to borrow on a collateralized basis over a similar term an amount equal to the lease payments in a similar economic environment. Operating Leases Our operating leases include leases for office space and land lease agreements for four of our water treatment facilities. Our lease for our office space headquarters constitutes $2.8 million of our Operating ROU asset at December 31, 2019 of $2.9 million. The lease expires in November of 2024 unless terminated earlier with a payment of a penalty under certain circumstances specified in our lease. In the determination of the lease term for this lease, we concluded the lease term would go through November 2024 as it was not reasonably certain at the inception of the agreement that we would exercise any of the termination options in the agreement. As  of  December  31,  2019,  the  weighted  average  remaining  lease  term  and  weighted  average  discount  rate  for  our  operating  leases  was  5.1  years  and  6.1%, respectively. Our operating leases are reflected as operating lease right-of-use assets within noncurrent assets and operating lease obligations  within current and noncurrent liabilities on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2019. Our operating lease obligations at December 31, 2019 with terms that are greater than one year mature as follows (in thousands): 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter Total lease payments Less imputed interest Total operating lease obligation 108     $   $   $ 624  679  679  679  625  95  3,381  (497) 2,884                                                      CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements Finance Leases Our finance leases primarily include leases for vehicles. As of December 31, 2019, the weighted average remaining lease term and weighted average discount rate for  our  finance  leases  was  2.7  years  and  5.6%,  respectively.  Our  finance  leases  are  reflected  as  finance lease right-of-use assets, net within  noncurrent  assets and finance lease obligations  within current and noncurrent liabilities on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2019. Our finance lease obligations at December 31, 2019 with terms that are greater than one year mature as follows (in thousands):            2020 2021 2022 2023 Total lease payments Less imputed interest Total finance lease obligation   $   $   $ 210  201  136  38  585  (43) 542  Lease Expense Components During the year ended December 31, 2019, our lease expense consists of the following components (in thousands): Finance lease expense: Amortization of right-of-use assets Interest on lease liabilities Operating lease expense Short-term lease expense - general and administrative Short-term lease expense - costs of services (a) Variable lease expense Sublease income - related parties Total lease expense Year Ended December 31, 2019   $   $ 178  31  672  103  3,570  10  (32) 4,532   (a) These short-term lease expenses are included in costs of services within our Consolidated Statement of Operations. The nature of these expenses includes the rental of compressors, dryers, vehicles, frac tanks, launchers, receivers and various other types of equipment. These rentals have lease terms of one year or less. During the years ended December 31, 2018 and 2017, we recorded lease expense of $3.7 million and $3.2 million respectively. These amounts are inclusive of $3.0 million and $2.4 million in lease expense within costs of services on our Consolidated Statement of Operations during 2018 and 2017, respectively. 13. 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 at December 31, 2019 and 2018. These amounts are included in prepaid expenses and other on the Consolidated Balance Sheets. 109                                                                                      CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements Compliance Audit Contingencies Certain customer master service agreements (“MSA’s”) offer our customers the right 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,  2019  and  2018,  we established a reserve of $0.2 million and $0.1 million, respectively, as an estimate of potential liabilities related to these compliance audit contingencies. Legal Proceedings Fithian v. TIR LLC On October 5, 2017, a former inspector for TIR LLC and Cypress Environmental 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 alleged he was a non-exempt employee of CEM TIR and that he and other potential class members were not paid overtime in compliance with the FLSA. The plaintiff sought to proceed as a collective action and to receive unpaid overtime and other monetary damages, including attorney’s fees. The Partnership, TIR LLC, CEM TIR and Cypress Energy Partners – Texas, LLC denied the claims. 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 June 10, 2019, the court entered a scheduling order that proscribed, among other things, August 1, 2019 as the deadline for additional parties to join the lawsuit, and that the parties participate in a settlement conference or mediation no later than September 1, 2019. After the deadline, plaintiff’s counsel submitted consents for five additional inspectors to join the lawsuit, to which CEM TIR objected. On August 28, 2019, the parties participated in a settlement conference in which no settlement was reached. Subsequent to the settlement conference, CEM TIR submitted offers of judgment in immaterial amounts to the named plaintiff and the two opt-in plaintiffs. The Court entered the agreed judgment on February 25, 2020. 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 denied that such amounts were owed, as conditions to TIR-PUC’s  obligation  to  make  the  payments  were  not  met.  The  full  amount  of  these  invoices  is  included  within  accounts payable on  the  accompanying Consolidated Balance Sheet at December 31, 2018. TIR-PUC denied the claims. On October 22, 2019, the parties participated in a settlement conference at which the parties agreed to settle the lawsuit. As part of the settlement, TIR-PUC made specified cash payments in November 2019 and January 2020 and will make a final payment in July 2020. We recorded a gain of $1.3 million within other, net in the Consolidated Statement of Operations in the fourth quarter of 2019 related to this settlement. Diaz v. CEM TIR On December 12, 2019, three of the former inspectors who unsuccessfully attempted to join the Fithian lawsuit after the deadline set by the court filed a putative collective action lawsuit alleging that TIR LLC and CEM TIR failed to pay a class of workers overtime in compliance with the FLSA titled Francisco Diaz, et al v. CEM TIR, et al in the United States District Court for the Northern District of Oklahoma. TIR LLC and CEM TIR deny the claims.  CEM TIR and TIR LLC filed a motion to dismiss one of the plaintiffs for bringing the lawsuit in a venue that was inconsistent with the forum selection clause in his employment agreement mandating suit exclusively in the District Court of Tulsa County, Oklahoma.  CEM TIR and TIR LLC also filed a motion to compel arbitration for the other two plaintiffs  to  enforce  the  binding  arbitration  clauses  in  their  employment  agreements.  The  Court  has  not  yet  ruled  on  either  motion.  The  two  plaintiffs  with  the binding arbitration provisions subsequently initiated arbitration proceedings. Other We have been and may in the future 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, including claims regarding the  Fair  Labor  Standards  Act  and  state  wage  and  hour  laws,  and,  in  some  instances,  we  may  be  allocated  risk  through  our  contract  terms  for  actions  by  our customers  or  other  third  parties.  Claims  related  to  the  Fair  Labor  Standards  Act  are  generally  not  covered  by  insurance.  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. 110                                 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 14. 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 (“Environmental Services”). The amounts within “Other” represent corporate and overhead items not specifically allocable to the other reportable segments. The following table outlines segment operating income and a reconciliation of total segment operating income to net income before income tax expense. 111               CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements Pipeline Inspection Pipeline and Process Services Environmental Services (in thousands) Other Total Twelve months ended December 31, 2019 Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion Losses (gains) on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Foreign currency gains Other, net Net income before income tax expense 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 Total Assets December 31, 2019 December 31, 2018   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 371,994  331,498  40,496  19,086(a)    2,224  1  19,185    $ 19,337    $ 13,397      5,940      2,500      574      (26)     2,892    $   $ 288,083  256,436  31,647  17,010(c)    2,237  (21) 12,421    $ 15,001    $ 10,708      4,293      2,379      592      (83)     1,405    $   $ 10,317  3,029  7,288  2,995(b)     1,632  —  2,661    $   $ 11,876  3,770  8,106  3,295(b)     1,575  (4,004) 7,240    $   $ 268,635  241,889  26,746  13,980(d)    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(e) 1,486  688  (588) 899    $   $   $ —  —  —  1,045  18  —  (1,063)   $   $   $ —  —  —  1,060  —  —  (1,060)   $   $   $ —  —  —  2,643(f)    —  —  —  (2,643)   $   $ 401,648  347,924  53,724  25,626  4,448  (25) 23,675  (5,330) 222  1,111  19,678  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) 114,858    $ 14,318    $ 21,911    $ 6,255    $ 157,342  116,239    $ 10,972    $ 24,281    $ 1,361    $ 152,853  (a) Amount includes $3.3 million of the administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (b) Amount includes $1.2 million of the administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (c) Amount includes $2.8 million of the administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (d) Amount includes $1.4 million of the administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (e) Amount includes $0.6 million of the administrative fee charged by Holdings specified in the omnibus agreement. (f) 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.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               112   CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 15. Distributions The following table summarizes the cash distributions that we declared and paid on common and subordinated units since our initial public offering: Total 2014 Distributions Total 2015 Distributions Total 2016 Distributions Total 2017 Distributions February 14, 2018 May 15, 2018 August 14, 2018 November 14, 2018 Total 2018 Distributions February 14, 2019 May 15, 2019 August 14, 2019 November 14, 2019 Total 2019 Distributions February  14, 2020 (b) Payment Date   $ Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions (in thousands) Total Cash Distributions to Affiliates (a) 1.104646    $ 1.625652      1.625652      1.036413      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      13,064    $ 19,232      19,258      12,310      2,498      2,506      2,506      2,509      10,019      2,510      2,531      2,534      2,534      10,109      0.210000      2,534      8,296  12,284  12,414  7,928  1,599  1,604  1,604  1,606  6,413  1,606  1,622  1,624  1,627  6,479  1,627  Total Distributions (through February 14, 2020 since IPO)   $ 7.282363    $ 86,526    $ 55,441  (a) Approximately 64% of the Partnership’s outstanding common units at December 31, 2019 were held by affiliates.  (b) Fourth quarter 2019 distribution was declared and paid in the first quarter of 2020. 113                                                                                                                                                                       CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements The following table summarizes the distributions paid to our preferred unitholder for 2018 and 2019: Cash Distributions Paid-in-Kind Distributions (in thousands) Total Distributions Payment Date   $ November 14, 2018 (a) Total 2018 Distributions February 14, 2019 May 15, 2019 August 14, 2019 November 14, 2019 Total 2019 Distributions February  14, 2020 (b) 1,412    $ 1,412      1,033      1,033      1,033      1,034      4,133      1,033        $ —    —    —    —    —    —    —    —    Total Distributions (through February 14, 2020)   $ 6,578    $ —      $ (a) This distribution relates to the period from May 29, 2018 (date of preferred unit issuance) through September 30, 2018. (b) Fourth quarter 2019 distribution was declared and paid in the first quarter of 2020. 16.  Sale of Water Treatment facilities 1,412  1,412  1,033  1,033  1,033  1,034  4,133  1,033  6,578  In 2018, we sold our subsidiaries Cypress Energy Partners – Orla SWD, LLC (“Orla”) and Cypress Energy Partners – Pecos SWD, LLC (“Pecos”), each of which owned a water treatment facility in Texas, in separate transactions to unrelated parties for a combined $12.2 million of cash proceeds and a royalty interest in the future revenues of the Pecos facility. We recorded a combined gain on these transactions of $3.6 million in 2018, which represented the excess of the cash proceeds over the net book value of the assets sold. These gains are reported within gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. The net book value of the assets sold included $5.0 million of allocated  goodwill, calculated  based on the estimated fair value of the Orla and Pecos facilities  relative  to the estimated fair value of the Environmental 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 and Pecos facilities and the Environmental Services reporting unit as a whole as of the date of sale. We used the proceeds from these transactions to reduce our outstanding debt. The Pecos and Orla facilities generated combined revenues of $0.2 million and $1.6 million in 2018 and 2017, respectively. The Pecos and Orla facilities generated combined operating income (loss) of approximately ($0.1) million and $0.7 million in 2018 and 2017, respectively. 114                                                                                                                                                    CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. (formerly CYPRESS ENERGY PARTNERS, L.P.) Notes to Consolidated Financial Statements 17.   Quarterly Financial Information (Unaudited) The following table sets forth certain unaudited financial data for each quarter in 2018 and 2019. The unaudited quarterly information includes all normal recurring adjustments that we consider necessary for a fair presentation of the information shown.  2019 Revenues Gross margin 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 2018 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   $   $ March 31 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) September 30 June 30 December 31 90,376    $ 10,023      1,381      1,600      0.05      0.05      111,091    $ 14,807      5,643      5,366      0.36      0.29      108,934    $ 15,401      5,480      4,846      0.32      0.26      91,247  13,493  4,920  4,202  0.26  0.23  March 31 Quarter Ended, (in thousands, except per unit amounts) September 30 June 30 December 31 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  64,826    $ 8,129      1,709      960      725      0.06      0.06      115                                                                       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, 2019. Additionally, we have implemented a quarterly sub- certification process whereby other members of 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 not aware of any material 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 deficiencies and instances of fraud, if any, within the Partnership have been detected. These inherent limitations  include  the  realities  that  judgments  in  decision-making  can  be  faulty,  and  that  simple  errors  or  mistakes  can  occur.  Additionally,  controls  can  be circumvented by the individual acts of some persons, by collusion of two or more people, or by management override of the control. The design of any system of controls  also  is  based,  in  part,  upon  certain  assumptions  about  the  likelihood  of  future  events,  and  there  can  be  no  assurance  that  any  design  will  succeed  in achieving  its  stated  goals  under  all  potential  future  conditions.  Over  time,  controls  may  become  inadequate  because  of  changes  in  conditions,  or  the  degree  of compliance with the policies or procedures may deteriorate. Because of the inherent limitations in a cost-effective control system, misstatements due to error or fraud may occur and not be detected. We monitor our disclosure controls and internal controls and make modifications as necessary; our intent in this regard is that the disclosure controls and the internal controls will be maintained as systems change and conditions warrant. Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting Our  management  is  responsible  for  establishing  and  maintaining  adequate  and  effective  internal  control  over  financial  reporting,  as  such  term  is  defined  under Exchange Act Rule 13a-15(f). Our internal control over financial reporting is a process that is designed under the supervision of our Chief Executive Officer and Chief  Financial  Officer,  and  effected  by  our  Board  of  Directors,  management  and  other  personnel,  to  provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in  accordance  with  GAAP.  Our  internal  control  over  financial  reporting includes those policies and procedures that: i. ii. pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of our assets; provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with GAAP, and  that  receipts  and  expenditures  recorded  by  us  are  being  made  only  in  accordance  with  authorizations  of  our  management  and  Board  of Directors; and 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. 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. 116                                   The internal controls are supported by written processes and complemented by a staff of competent business process owners, as well as competent and qualified internal specialists 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,  2019  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, 2019, 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,  2019  that  have  materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. In early 2020 we implemented a new software system for payroll and human resources management. We will apply and test internal control procedures related to this new system as deemed necessary. ITEM 9B. OTHER INFORMATION None. ITEM 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE PART III MANAGEMENT Management of Cypress Environmental 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 58% 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. 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. 117                                     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.” Directors and Executive Officers of Cypress Environmental 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 Cynthia A. Field Stanley A. Lybarger John T. McNabb, II   Age   56   Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President Position with Cypress Environmental Partners GP, LLC 53   Senior Vice President and General Counsel 43   Vice President and Chief Financial Officer 63   Director 59   Director 70   Director & Audit Committee Chairman 75   Director & Conflicts Committee Chairman Charles C. Stephenson, Jr. 83   Director 118                                                                                                                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  Environmental  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 Environmental 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 Environmental Partners, GP, LLC, having served in that capacity since November 2018.  Prior  to  being  appointed  as  Chief  Financial  Officer  of  Cypress  Environmental  Partners,  GP,  LLC,  Mr.  Herbers  served  as  the  Vice  President  and  Chief Accounting  Officer  of  Cypress  Environmental  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. 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. Cynthia A. Field has been a director on the board of Cypress Environmental Partners, GP, LLC since November 2018. Ms. Field has served as the Sole Manager of CF Inspection Management, LLC, 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, 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 Environmental 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. Stanley A. Lybarger has served as a director on the board of Cypress Environmental Partners, GP, LLC since March 5, 2014. Mr. Lybarger retired as president and chief executive officer of BOK Financial, a leading regional 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. 119                   John T. McNabb II has served on the board of directors of Cypress Environmental 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 Environmental Partners, GP, LLC since the close of the initial public offering in January 2014. Previously, Mr. Stephenson served as Chairman of the Board of Premier Natural Resources, an independent oil and gas company of which he is also a co- founder.  Mr.  Stephenson  is  also  an  owner  of  Regent  Private  Capital  II  LLC  and  was  a  co-founder  and  director  of  Growth  Capital  Partners,  an  investment  and merchant banking firm. From 1983 to 2006, Mr. Stephenson worked for Vintage Petroleum, Inc. which he founded and for which he served as Chairman of the Board, President, and Chief Executive Officer at the time of its sale to Occidental Petroleum in 2006. Mr. Stephenson received a B.S. in petroleum engineering from  the  University  of  Oklahoma.  Mr.  Stephenson  is  a  member  of  the  Society  of  Petroleum  Engineers  and  has  served  on  the  board  of  the  National  Petroleum Council. Board Leadership Structure The chief executive officer of our general partner currently serves as the chairman of the board. The board of directors of our general partner has no policy with respect to the separation of the offices of chairman of the board of directors and chief executive officer. Instead, that relationship is defined and governed by the amended and restated limited liability company agreement of our general partner, which permits the same person to hold both offices. Directors of the board of directors  of  our  general  partner  are  designated  or  elected  by  a  wholly  owned  subsidiary  of  Holdings.  Accordingly,  unlike  holders  of  common  stock  in  a corporation, our unitholders will have only limited voting rights on matters affecting our business or governance, subject in all cases to any specific unitholder rights contained in our partnership agreement. Board Role in Risk Oversight Our organizational governance guidelines provide that the board of directors of our general partner is responsible for reviewing the process for assessing the major risks facing  us and the  options for their  mitigation.  This responsibility  will be largely  satisfied  by our  audit  committee,  which  is responsible  for  reviewing  and discussing with management and our registered public accounting firm our major risk exposures and the policies management has implemented to monitor such exposures, including our financial risk exposures and risk management policies. Section 16(a) Beneficial Ownership Reporting Compliance Section 16(a) of the Exchange Act requires our general partner’s board of directors and officers, and persons who beneficially own more than 10% of a class of our equity securities registered pursuant to Section 12 of the Exchange Act to file certain reports with the SEC and NYSE concerning beneficial ownership of such securities. To our knowledge, based solely on a review of the copies of such reports furnished to us and written representations by our directors and officers, we believe that all reporting obligations of our general partner’s directors and officers and our greater than 10% unitholders under Section 16(a) were satisfied in 2019. 120                       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 Environmental 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.cypressenvironmental.biz,  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,  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, 2019, 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; ● 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, 2019, 2018, and 2017. 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 (c) Vice President and Chief Financial Officer Bonus (a) 891,159    $ —      50,000      Unit Awards (b) 463,881    $ 382,500      506,069      Salary 466,807    $ 438,062      431,474      312,500    $ 305,000      286,250      234,500    $ 65,500      20,000      161,350    $ 158,440      169,012      222,502    $ 196,253      175,000      197,500    $ 37,500      7,500      80,675    $ 61,145      53,779          $     $     $ Total 1,821,847  820,562  987,543  708,350  528,940  475,262  500,677  294,898  236,279  Year 2019 2018 2017 2019 2018 2017 2019 2018 2017 121                                                                                                                                                                                                                   (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 in Item 8 of this Annual Report. (c) Mr. Herbers assumed the role of interim Principal Financial Officer on November 24, 2017 and was appointed Chief Financial Officer on November 7, 2018. Narrative Disclosure to Summary Compensation Table Elements of the compensation program. For 2019, the primary elements of compensation for our NEOs included base salary, cash bonus awards and equity awards. Base compensation for 2019.  Base  salaries  for  our  NEOs  are  set  at  levels  deemed  necessary  to  attract  and  retain  talented  individuals  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 Current Base Salary 500,000    $   $   $ 315,000  225,000  In  April  2019,  Mr.  Boylan’s  annual  base  salary  was  increased  from  $438,000  to  $475,000,  Mr.  Carson’s  annual  base  salary  was  increased  from  $305,000  to $315,000 and Mr. Herbers’ annual base salary was increased from $215,000 to $225,000. In December 2019, Mr. Boylan’s annual base salary was increased to $500,000. These increases were made in response to the improved financial performance of our businesses. Bonus awards. Our NEOs are eligible for bonuses under our short-term incentive plan (“STI Plan”). Bonuses under the STI Plan are typically paid in March of the year  following  the  performance  year.  We  use  target  percentages  of  salary  and  various  financial,  safety,  and  individual  performance  metrics  to  guide  in  the calculation of the bonus amounts, although the bonus amounts under the STI Plan are subject to adjustment at the discretion of the board of directors. Bonuses for our NEOs under the STI Plan for the 2018 plan year were delayed as a result of the bankruptcy of our customer PG&E. Upon the successful sale of our pre-petition receivables from PG&E in November 2019, the board finalized the amounts of the bonuses for the 2018 STI plan year and paid these bonuses to the NEOs in December 2019. Accordingly, these bonuses are reported in the 2019 year in the Summary Compensation Table above. In 2018, Mr. Carson and Mr. Herbers received certain bonuses related to their efforts toward the sale of the Pecos, TX water treatment  facility and toward the acquisition by Holdings of two businesses. 122                                                                        The following table summarizes bonus awards to our NEOs: Year 2019 2019 2018 2018 2018     Description     STI for 2019 plan year     STI for 2018 plan year     Bonus for sale of Pecos, TX facility     First bonus for acquisions of business by Holdings     Second bonus for acquisions of business by Holdings 2017     STI for 2017 plan year Boylan Carson Herbers 475,000    $ 416,159      891,159    $ —      —      —      —    $  180,000    $  54,500      234,500    $  20,000      35,000      10,500      65,500    $  135,000  62,500  197,500  11,500  20,000  6,000  37,500  50,000    $  20,000    $  7,500    $   $    $   $  Discretionary long-term equity incentive awards.  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. The phantom units are subject to potential accelerated vesting as described below under “Severance and change in control arrangements.” Outstanding Equity Awards at December 31, 2019 The following table provides information regarding the outstanding and unvested long-term equity incentive awards held by our NEOs as of December 31, 2019. None of our NEOs held any option awards that were outstanding as of December 31, 2019. 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 Market Value of Units That Have Not Vested (a) Number of Units That Have Not Vested #  $  $  $ 115,000 (d)   125,000 (c)   70,680 (c)   59,091 (c)   15,789 (c)   40,000 (d)   44,000 (c)   23,605 (c)   19,735 (c)   5,428 (c)   20,000 (d)   13,500 (c)   7,511 (c)   6,768 (c)   1,058,000  1,150,000  650,256  543,637  145,259  368,000  404,800  217,166  181,562  49,938  184,000  124,200  69,101  62,266  Grant Date July 9, 2019 April 9, 2018 March 9, 2017 March 10, 2016 March 26, 2015 July 9, 2019 April 9, 2018 March 9, 2017 March 10, 2016 March 26, 2015 July 9, 2019 April 9, 2018 March 9, 2017 November 2, 2016 123                                                                                                                                                                                                                                                                                                     (a) Amount shown reflects the per-unit value based upon the December 31, 2019 closing price of $9.20 per common unit. (b) In addition to equity awards, as our co-founder, Mr. Boylan also owns a part of Holdings. (c) (d) Represents phantom units granted under the LTIP and scheduled to vest in three equal annual installments on the third, fourth and fifth anniversaries of the grant date. Represents  phantom  units  granted  under  the  LTIP  with  half  vesting  in  three  equal  tranches  in  April  2022,  April  2023,  and  April  2024,  respectively, contingent only on the continued service of the recipients through the vesting dates; one-fourth vesting either in April 2022, April 2023, April 2024, or not at all,  depending  on our  performance  relative  to specified  profitability  targets  and  contingent  on the continued  service  of the  recipients  through the vesting dates;  and  one-fourth  vesting  either  in  April  2022,  April  2023,  April  2024,  or  not  at  all,  depending  on  the  market  value  and  yield  of  our  common  units relative to specified targets on those dates and contingent on the continued service of the recipients through the vesting dates. Severance and change in control arrangements. Except for Mr. Boylan, none of our NEOs has entered into any employment or severance agreements with our general  partner  or  any  of  its  affiliates.  Pursuant  to  arrangements  between  Mr.  Boylan  and  Holdings,  if  Mr.  Boylan’s  employment  is  terminated  without  cause (including a deemed termination upon a change in control of Holdings), Mr. Boylan would receive severance payments equal to two times his annual salary and all outstanding equity awards would vest. In addition, if Mr. Boylan’s employment is terminated by Holdings without cause or by Mr. Boylan for good reason or due to Mr. Boylan’s death or disability, Mr. Boylan and his covered dependents would receive 12 months of continued health insurance coverage. The terms of Mr. Carson’s phantom unit awards provide that in the event of a change in control of the partnership, his phantom units would become fully vested in the event Mr. Carson 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, life insurance, and a 401(k) plan.  We  do  not  currently  provide  matching  contributions  for  the  401(k)  plan.  We  do  not  expect  to  maintain  a  defined  benefit  pension  plan  for  our  executive officers, because we believe such plans primarily reward longevity rather than performance. Director Compensation Officers, employees or paid consultants or advisors of us or our general partner or its affiliates who also serve as directors do not receive additional compensation for their service as directors. Our independent directors who are not officers, employees, or paid consultants or advisors of us or our general partner or its affiliates receive cash and equity-based compensation for their services as directors. Our non-employee director compensation program consists of the following:   ● an annual cash retainer of $25,000, ● an  additional  annual  cash  retainer  of  (i)  $5,000  for  service  as  the  chair  of  our  conflicts  committee  and  (ii)  $7,500  for  service  as  the  chair  of  our  audit committee, and ● an annual equity-based award granted under our LTIP. 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 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. 124                                                The following table provides information regarding the compensation earned by our non-employee directors during the year ended December 31, 2019. Name Henry Cornell (b) Stanley A. Lybarger (b) John T. McNabb II (b) Cash Fees Earned Unit Awards (a) Total   $   $   $ 25,000    $ 43,500    $ 68,500  32,500    $ 43,500    $ 76,000  30,000    $ 43,500    $ 73,500  (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, 2019, each of the directors listed in the table above held 14,779 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 decisions regarding his own compensation. Compensation Committee Report Neither we, nor our general partner, has a compensation committee. The board of directors of our general partner has reviewed and discussed the Compensation Overview set forth above and based on this review and discussion has approved it for inclusion in this Annual Report on Form 10-K.    Peter C. Boylan III Henry Cornell Charles C. Stephenson, Jr. Members of the Board of Directors of Cypress Environmental 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 Environmental Partners, L.P., as of March 10, 2020, held by beneficial owners of 5.0% or  more  of  the  units,  by  each  director  and  named  executive  officer  of  Cypress  Environmental  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 12,177,902 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 10, 2020, 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. 125                                                                                  Common Preferred Units Units Total Units   Percentage of  Units   Beneficially Beneficially Beneficially Beneficially Name of Beneficial Owner Cypress Energy Holdings, LLC  (a) Charles C. Stephenson, Jr. Cynthia A. Field Peter C. Boylan III John T. McNabb II Richard M. Carson Stanley A. Lybarger Henry Cornell Jeffrey A. Herbers Owned Owned 6,957,349      413,740      118,900      134,468      79,617      53,765      41,538      19,617      9,955      —      5,769,231      —      —      —      —      —      —      —      Owned 6,957,349      6,182,971      118,900      134,468      79,617      53,765      41,538      19,617      9,955      All directors and executive officers as a group (consisting of 8 persons) 871,600      5,769,231      6,640,831      * (a) indicates that person or entity owns less than one percent. As of year-end, Cypress Energy Holdings, LLC owns 58% of our common units. 126   Owned 38.8% 34.5%  *   *   *   *   *   *   *  37.0%                                                                                       The following table sets forth the beneficial ownership of Cypress Energy Holdings, LLC as of March 10, 2020. 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) (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) CEP Capital Partners, LLC is owned and controlled by affiliates of Peter C. Boylan III, Chairman, Chief Executive Officer and President of CELP. 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, 2019: Plan Category Equity compensation plans approved by security holders Equity compensation plans not approved by security holders Total Number of Securities to be Issued upon Exercise of Outstanding Options, Warrants and Rights Weighted Average Exercise Price of Outstanding Options, Warrants and Rights 1,113,633      —      1,113,633      Number of Securities Remaining Available for Future Issuance under Equity Compensation Plans —      —      —      1,143,024  —  1,143,024  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 6,957,349 common units, representing 58% of our outstanding common units. The owners of Holdings also own 100% of Cypress Environmental GP Holdings, LLC, which owns 100% of our general partner. 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. 127                                                                                                                                 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, 2019, the general partner, its controlled affiliates, and the directors and executive officers own 7,748,460 common units, representing 64% 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 Environmental 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. Operational Stage Distributions of available cash to our general partner and its controlled affiliates Payments to our general partner and its affiliates   We will generally make cash distributions to the unitholders pro rata, including Holdings and its controlled  affiliates,  as  holder  of  an  aggregate  of  6,957,349  common  units.  In  addition,  if distributions  exceed  the  minimum  quarterly  distribution  and  target  distribution  levels,  the incentive distribution rights held by affiliates of our general partner will entitle the IDR owners to increasing percentages of the distributions in steps, up to 50% of the distributions above the highest target distribution level. In  2019,  2018,  and  2017,  our  general  partner  and  its  affiliates  received  common  and subordinated  distributions  of  approximately  $6.5  million,  $6.4  million,  and  $7.9  million, respectively.  In  2019  and  2018,  an  affiliate  of  our  general  partner  received  preferred  unit distributions of $4.1 million and $1.4 million, respectively. 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 $4.5 million and $4.0 million in  annual  administrative  fees  for  expenses  incurred  by  it  and  their  respective  affiliates  in providing  certain  partnership  overhead  services  to  us,  including  the  provision  of  executive management  services  by  certain  officers  of  our  general  partner  in  2019  and  2018,  respectively. During 2017, we did  not reimburse  our general  partner  for $2.0 million  of these  administrative fees, because the general partner waived the fees for two quarters that year. Beginning January 1, 2020,  the  executive  management  services  and  other  general  and  administrative  expenses  that Holdings  previously  incurred  and  charged  to  us  via  the  annual  administrative  fee  are  charged directly  to  us  as  they  are  incurred.  Under  our  current  cost  structure,  we  expect  these  direct expenses  to  be  lower  than  the  annual  administrative  fee  that  we  previously  paid,  although  we expect  to  experience  more  variability  in  our  quarterly  general  and  administrative  expense  now that we are incurring the expenses directly than when we paid a consistent administrative fee each quarter. 128                                         Withdrawal or removal of our general partner 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. Liquidation Stage Liquidation Agreements with Affiliates 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, the TIR Entities, Charles C. Stephenson, Jr., and Cynthia A. Field. 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. 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. Prior  to  January  1,  2020,  the  omnibus  agreement  called  for  Holdings  to  provide  certain  general  and  administrative  services,  including  executive  management services and expenses associated with our being a publicly-traded entity (such as audit, tax, and transfer agent fees, among others) in return for a fixed annual fee (adjusted for inflation) that was payable quarterly. This annual fee was $4.5 million in 2019 and $4.0 million in 2018 and 2017 (it was increased in 2019 based on the  cumulative  increase  in  the  PPI  since  the  inception  of  the  omnibus  agreement).  In  an  effort  to  simplify  this  arrangement  so  it  will  be  easier  for  investors  to understand, in November 2019, with the approval of the Conflicts Committee of the Board of Directors, we and Holdings agreed to terminate the management fee provisions  of  the  omnibus  agreement  effective  December  31,  2019.  Beginning  January  1,  2020,  the  executive  management  services  and  other  general  and administrative expenses that Holdings previously incurred and charged to us via the annual administrative fee are charged directly to us as they are incurred. Under our current cost structure, we expect these direct expenses to be lower than the annual administrative fee that we previously paid, although we expect to experience more variability in our quarterly general and administrative expense now that we are incurring the expenses directly than when we paid a consistent administrative fee each quarter. The amounts charged by Holdings under the omnibus agreement in 2019, 2018, and 2017 were $4.5 million, $4.0 million, and $2.0 million, respectively, and are reflected in general and administrative in the Consolidated Statements of Operations. In 2017, Holdings waived $2.0 million of the $4.0 administrative fee that it was entitled to charge. We recorded the $1.8 million of expense that Holdings incurred in 2017 and did not charge to us within general 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 for 2017. In addition to waiving $2.0 million of the administrative fee in 2017, Holdings provided us with additional financial support by contributing a total of $2.3 million in 2017 in cash, as a reimbursement of certain  expenditures  incurred  by  us.  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 general partner in the Consolidated Statement of Operations. 129                                       Indemnification Under our amended and restated omnibus agreement, Holdings will indemnify us, without giving effect to any cap, for the following matters: ● ● ● ● Retained Assets: all events and conditions associated with any assets retained by Holdings regardless of when they occur; 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 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 2019. 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%. In 2019, CF Inspection represented approximately 3.2% 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. 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. 130                                                          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.  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 in 2019, 2018, and 2017.  Audit and Non-Audit Fees Audit fees (a) Tax fees (b) Other (c) Total 2019 Years Ended December 31, 2018 (in thousands) 2017   $   $ 678    $ 107      2      787    $ 648    $ 121      2      771    $ 559  117  2  678  (a) Fees for audit services include fees associated with the annual audit of Cypress Environmental Partners, L.P., reviews of the Partnership’s quarterly reports, and SEC filings. (b) Includes fees for tax services for Cypress Environmental Partners, L.P. and affiliates in connection with tax compliance, tax advice, and tax planning.  (c)  Includes annual fee for accounting research subscription. 131                                                        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. 2. 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. 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. 132                                        Exhibit Index Exhibit number 2.1 Description   Contribution,  Conveyance  and  Assumption  Agreement,  dated  February  20,  2015,  by  and  among  Cypress  Energy  Holdings,  LLC,  Cypress Environmental Partners, LLC, Cypress Environmental Partners, L.P., Cypress Environmental 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  Environmental  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 Environmental 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   Second Amendment to First Amended and Restated Agreement of Limited Partnership of Cypress Energy Partners, L.P., dated as of March 5, 2020 (incorporated by reference to Exhibit 3.1 of our Current Report on Form 8-K filed on March 6, 2020) 3.4   Amended  and  Restated  Limited  Liability  Company  Agreement  of  Cypress  Environmental  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) 3.5   First  Amendment  to  Amended  and  Restated  Limited  Liability  Agreement  of  Cypress  Energy  Partners  GP,  LLC,  dated  as  of  March  5,  2020 (incorporated by reference to Exhibit 3.3 of our Current Report on Form 8-K filed on March 6, 2020) 3.6   Certificate  of  Limited  Partnership  of  Cypress  Environmental  Partners,  L.P.  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  3.7  of  our  Registration Statement on Form S-1/A filed on December 17, 2013) 3.7   Certificate of Amendment to the Certificate of Limited Partnership of Cypress Energy Partners, L.P., dated as of March 2, 2020 (incorporated by reference to Exhibit 3.2 of our Current Report on Form 8-K filed on March 6, 2020) 3.8   Certificate of Formation of Cypress Environmental Partners, GP, LLC (incorporated by reference to Exhibit 3.5 of our Registration Statement on Form S-1/A filed on December 17, 2013) 3.9   First Amendment to the Certificate of Formation of Cypress Energy Partners GP, LLC, dated as of February 27, 2020 (incorporated by reference to Exhibit 3.4 of our Current Report on Form 8-K filed on March 6, 2020) 4.1*   Description of Registrant’s Securities Registered Pursuant to Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934 10.1†   Cypress Environmental 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   First Amendment to the Cypress Energy Partners, L.P. 2013 Long-Term Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 99.1 of our Current Report on Form 8-K filed on March 18, 2019)   10.3†   Form of Cypress Environmental 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) 10.4   Amended  and  Restated  Credit  Agreement  by  and  among  Cypress  Environmental  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) 133                                                                                                 10.5   Series A Preferred Unit Purchase Agreement Between Cypress Environmental 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) 10.6 10.7   Amended  and  Restated  Omnibus  Agreement,  dated  February  20,  2015,  among  Cypress  Energy  Holdings,  LLC,  Cypress  Environmental Management,  LLC, Cypress Environmental  Partners,  LLC, Cypress Environmental  Partners,  L.P., Cypress  Environmental  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)   Second  Amended  and  Restated  Omnibus  Agreement  among  Cypress  Energy  Holdings,  LLC,  Cypress  Environmental  Management,  LLC, Cypress  Environmental  Partners,  LLC,  Cypress  Environmental  Partners,  L.P.,  Cypress  Environmental  Partners  GP,  LLC,  Tulsa  Inspection Resources, LLC and Tulsa Inspection Resources – Canada ULC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on January 31, 2020 10.8   At Market Issuance Sales Agreement by and between Cypress Energy Partners, L.P. and B. Riley FBR, Inc., dated April 5, 2019 (incorporated by reference to Exhibit 1.1 of our Current Report on Form 8-K filed on April 5, 2019) 10.9   Cypress Energy Partners, L.P. Employee Unit Purchase Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on November 18, 2019) 21.1*   List of Subsidiaries of Cypress Environmental Partners, L.P. 23.1*   Consent of Ernst & Young LLP 31.1*   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(a) or Rule 15d-14(a), as Adopted Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 31.2*   Chief Financial  Officer  Certification  Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(a)  or Rule 15d-14(a), as Adopted Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 32.1**   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(b) or Rule 15d-14(b) and Section 1350 of Chapter 63 of Title 18 of the United States Code, as Adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 32.1**   Chief Financial Officer Certification Pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(b) or Rule 15d-14(b) and Section 1350 of Chapter 63 of Title 18 of the United States Code, as Adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 101 INS*   XBRL Instance Document 101 SCH*   XBRL Schema Document 101 CAL*   XBRL Calculation Linkbase Document 134                                                                                   101 DEF*   XBRL Definition Linkbase Document 101 LAB*   XBRL Label Linkbase Document 101 PRE*   XBRL Presentation Linkbase Document 104*   Cover Page Interactive Date File       * Filed herewith.     ** Furnished herewith.      † Management contract or compensatory plan or arrangement. ITEM 16. SUMMARY None. 135                                                 Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized. SIGNATURES Cypress Environmental Partners, L.P. By: Cypress Environmental 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 16, 2020   Vice President and Chief Financial Officer   (Principal Accounting and Financial Officer)   Director   Director   Director   Director   Director 136   March 16, 2020 March 16, 2020 March 16, 2020 March 16, 2020 March 16, 2020 March 16, 2020                                                                                                                                                                                  Cypress Environmental Partners, L.P. 10-K Exhibit 4.1 DESCRIPTION OF THE REGISTRANT’S SECURITIES REGISTERED PURSUANT TO SECTION 12 OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 DESCRIPTION OF OUR COMMON UNITS The following description of our common units is not complete and may not contain all the information you should consider before investing in our common units. This description is summarized from, and qualified in its entirety by reference to, our partnership agreement and our certificate of limited partnership, each of which are incorporated by reference as an exhibit to the Annual Report on Form 10-K of which this Exhibit 4.1 is a part. We encourage you to read our partnership agreement, our certificate of limited partnership and the applicable provisions of the Delaware Revised Uniform Limited Partnership Act for additional information. The Common Units The common units represent limited partner interests in us. The holders of common units are entitled to participate in partnership distributions and are entitled to exercise the rights and privileges available to limited partners under our partnership agreement. Our common units are listed on the NYSE under the symbol “CELP.” Transfer Agent and Registrar Duties Computershare Trust Company, N.A. serves as the registrar and transfer agent for our common units. We pay all fees charged by the transfer agent for transfers of common units, except the following that must be paid by our unitholders: ● ● ● surety bond premiums to replace lost or stolen certificates, or to cover taxes and other governmental charges in connection therewith; special charges for services requested by a holder of a common unit; and other similar fees or charges. Unless our general partner determines otherwise in respect of some or all of any classes of our partnership interests, our partnership interests are evidenced by book entry notation on our partnership register and not by physical certificates. There is no charge to our unitholders for disbursements of our cash distributions. We will indemnify the transfer agent, its agents and each of their respective stockholders, directors, officers and employees against all claims and losses that may arise out of acts performed or omitted for its activities in that capacity, except for any liability due to any gross negligence or intentional misconduct of the indemnified person or entity. Resignation or Removal The transfer agent may resign, by notice to us, or be removed by us. The resignation or removal of the transfer agent will become effective upon our appointment of a successor transfer agent and registrar and its acceptance of the appointment. If no successor has been appointed and has accepted the appointment within 30 days after notice of the resignation or removal, our general partner may act as the transfer agent and registrar until a successor is appointed.                                             Transfer of Common Units By transfer of common units in accordance with our partnership agreement, each transferee of common units shall be admitted as a limited partner with respect to the common units transferred when such transfer and admission are reflected in our books and records. Each transferee: ● ● ● automatically agrees to be bound by the terms and conditions of, and is deemed to have executed, our partnership agreement; represents and warrants that the transferee has the right, power, authority and capacity to enter into our partnership agreement; and gives the consents, waivers and approvals contained in our partnership agreement. Our general partner will cause any transfers to be recorded on our books and records no less frequently than quarterly. We may, at our discretion, treat the nominee holder of a common unit as the absolute owner. In that case, the beneficial holder’s rights are limited solely to those that it has against the nominee holder as a result of any agreement between the beneficial owner and the nominee holder. Common units are securities and are transferable according to the laws governing the transfer of securities. In addition to other rights acquired upon transfer, the transferor gives the transferee the right to become a substituted limited partner in our partnership for the transferred common units. Until a common unit has been transferred on our books, we and the transfer agent may treat the record holder of the common unit as the absolute owner for all purposes, except as otherwise required by law or stock exchange regulations. Rationale for Our Cash Distribution Policy CASH DISTRIBUTION POLICY AND RESTRICTIONS ON DISTRIBUTIONS Our partnership agreement requires that we distribute all of our available cash quarterly. This requirement forms the basis of our cash distribution policy and reflects a basic judgment that our unitholders are better served by distributing our available cash rather than retaining it, because, among other reasons, we believe we will generally finance any expansion capital expenditures from external financing sources. Subject to the distribution preferences of the Series A preferred units representing limited partner interests in the Partnership (the “Series A Preferred Units”), under our current cash distribution policy, we make a quarterly distribution to the holders of our common units of $0.21 per unit, or $0.84 per unit on an annualized basis, to the extent we have sufficient available cash after the establishment of cash reserves and the payment of costs and expenses, including the payment of expenses to our general partner. However, other than the requirement in our partnership agreement to distribute all of our available cash each quarter, we have no legal obligation to make quarterly cash distributions in this or any other amount, and our general partner has considerable discretion to determine the amount of our available cash each quarter. In addition, our general partner may change our cash distribution policy at any time, subject to the requirement in our partnership agreement to distribute all of our available cash quarterly. Generally, our available cash is our (1) cash on hand at the end of a quarter after the payment of our expenses and the establishment of cash reserves and (2) cash on hand resulting from working capital borrowings made after the end of the quarter. Because we are not subject to an entity-level federal income tax, we expect to have more cash to distribute than would be the case if we were subject to federal income tax. If we do not generate sufficient available cash from our operations, we may, but are under no obligation to, borrow funds to pay the minimum quarterly distribution to our unitholders.                                     Limitations on Cash Distributions and Our Ability to Change Our Cash Distribution Policy Although our partnership agreement requires that we distribute all of our available cash quarterly, there is no guarantee that we will make quarterly cash distributions to our unitholders, and we have no legal obligation to do so. Our current cash distribution policy is subject to certain restrictions, as well as the considerable discretion of our general partner in determining the amount of our available cash each quarter. The following factors affect our ability to make cash distributions, as well as the amount of any cash distributions we make: ● Our cash distribution policy is subject to restrictions on cash distributions under our credit facility and other debt agreements we may enter into in the future. Our credit facility contains covenants requiring us and our subsidiaries to maintain certain financial ratios and contain certain restrictions on incurring indebtedness, making distributions, making investments and engaging in certain other partnership actions, including making cash distributions while a default or event of default has occurred and is continuing, notwithstanding our cash distribution policy. Furthermore, we are not permitted to borrow under our revolving credit facility to pay distributions if, as a result, we would have less than $5.0 million of availability under the revolving credit facility. ● The amount of cash that we distribute and the decision to make any distribution is determined by our general partner, taking into consideration the terms of our partnership agreement. Specifically, our general partner has the authority to establish cash reserves for the prudent conduct of our business and for future cash distributions to our unitholders, and the establishment of or increase in those reserves could result in a reduction in cash distributions from levels we currently anticipate pursuant to our stated cash distribution policy. Any decision to establish cash reserves made by our general partner in good faith is binding on our unitholders. ● While our partnership agreement requires us to distribute all of our available cash, our partnership agreement, including the provisions requiring us to make cash distributions, may be amended with the consent of our general partner and the approval of a majority of the outstanding common units, including common units owned by our general partner and its affiliates. ● Under Section 17-607 of the Delaware Revised Uniform Limited Partnership Act (the “Delaware Act”), we may not make a distribution if the distribution would cause our liabilities to exceed the fair value of our assets. ● We may lack sufficient cash to pay distributions to our unitholders due to cash flow shortfalls attributable to a number of operational, commercial or other factors as well as increases in our operating and maintenance or general and administrative expenses, principal and interest payments on our debt, tax expenses, working capital requirements and anticipated cash needs. Our available cash is directly impacted by our cash expenses necessary to run our business and will be reduced dollar-for-dollar to the extent such uses of cash increase. ● Our ability to make cash distributions to our unitholders depends on the performance of our subsidiaries and their ability to distribute cash to us. The ability of our subsidiaries to make cash distributions to us may be restricted by, among other things, the provisions of future indebtedness, applicable state partnership and limited liability company laws and other laws and regulations. ● If and to the extent our available cash materially declines from quarter to quarter, we may elect to change our current cash distribution policy and reduce the amount of our quarterly distributions in order to service or repay our debt or fund expansion capital expenditures. Our Ability to Grow is Dependent on Our Ability to Access External Expansion Capital Our partnership agreement requires us to distribute all of our available cash to our unitholders on a quarterly basis. As a result, we expect that we will rely primarily upon our cash reserves and external financing sources, including borrowings under our current and future credit facilities and the issuance of debt and equity securities, to fund future acquisitions and other expansion capital expenditures. We do not have any commitment from Cypress Holdings to provide any capital to us. To the extent we are unable to finance growth with external sources of capital, the requirement in our partnership agreement to distribute all of our available cash and our current cash distribution policy will significantly impair our ability to grow. In addition, because we distribute all of our available cash, our growth may not be as fast as businesses that reinvest all of their available cash to expand ongoing operations.                                           PROVISIONS OF OUR PARTNERSHIP AGREEMENT RELATING TO CASH DISTRIBUTIONS Set forth below is a summary of the significant provisions of our partnership agreement that relate to cash distributions. Distributions of Available Cash General 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. Definition of Available Cash Available cash generally means, for any quarter, 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 to: ● ● ● provide for the proper conduct of our business (including, but not limited to, reserves for our future capital expenditures, future acquisitions and anticipated future debt service requirements); comply with applicable law, any of our or our subsidiaries’ debt instruments or other agreements; or provide funds for distributions to our unitholders and to our general partner for any one or more of the next four quarters (provided that our general partner may not establish cash reserves for distributions if the effect of the establishment of such reserves will prevent us from distributing the minimum quarterly distribution on all common units and any cumulative arrearages on such common units for the current quarter); ● plus, if our general partner so determines, all or any portion of the cash on hand on the date of determination of available cash for the quarter resulting from working capital borrowings made subsequent to the end of such quarter. The purpose and effect of the last bullet point above is to allow our general partner, if it so decides, to use cash from working capital borrowings made after the end of the quarter but on or before the date of determination of available cash for that quarter to pay distributions to unitholders. Under our partnership agreement, working capital borrowings are generally borrowings that are made under a credit facility, commercial paper facility or similar financing arrangement, and in all cases are used solely for working capital purposes or to pay distributions to partners and with the intent of the borrower to repay such borrowings within twelve months with funds other than from additional working capital borrowings. General Partner Interest and Incentive Distribution Rights Our general partner owns a 0.0% non-economic partner interest in us. Affiliates of our general partner hold incentive distribution rights that entitle such affiliates to receive increasing percentages, up to a maximum of 50.0%, of the available cash we distribute from operating surplus (as defined below) in excess of $0.445625 per unit per quarter. The aggregate maximum distribution of 50.0% does not include any distributions that our general partner or its affiliates may receive on common units that they own. Operating Surplus and Capital Surplus General All cash distributed to unitholders will be characterized as either being paid from “operating surplus” or “capital surplus.” We treat distributions of available cash from operating surplus differently than distributions of available cash from capital surplus. Operating Surplus We define operating surplus as: ● $10.0 million (as described below); plus                                                               ● all of our cash receipts after the closing of our initial public offering, which occurred on January 20, 2014, excluding cash from interim capital transactions (as defined below), provided that cash receipts from the termination of a commodity hedge or interest rate hedge prior to its specified termination date shall be included in operating surplus in equal quarterly installments over the remaining scheduled life of such commodity hedge or interest rate hedge; plus ● working capital borrowings made after the end of a quarter but on or before the date of determination of operating surplus for that quarter; plus ● ● ● ● cash distributions (including incremental distributions on incentive distribution rights) paid in respect of equity issued, other than equity issued in our initial public offering, to finance all or a portion of expansion capital expenditures in respect of the period from the date that we enter into a binding obligation to commence the construction, replacement, improvement or expansion of a capital asset and ending on the earlier to occur of the date the capital asset commences commercial service and the date that it is abandoned or disposed of; less all of our operating expenditures (as defined below) after the closing of our initial public offering; less the amount of cash reserves established by our general partner to provide funds for future operating expenditures; less all working capital borrowings not repaid within twelve months after having been incurred, or repaid within such 12-month period with the proceeds of additional working capital borrowings. As described above, operating surplus does not reflect actual cash on hand that is available for distribution to our unitholders and is not limited to cash generated by operations. For example, it includes a provision that enables us, if we choose, to distribute as operating surplus up to $10.0 million of cash we receive in the future from non-operating sources such as asset sales, issuances of securities and long-term borrowings that would otherwise be distributed as capital surplus. In addition, the effect of including, as described above, certain cash distributions on equity interests in operating surplus will be to increase operating surplus by the amount of any such cash distributions. As a result, we may also distribute as operating surplus up to the amount of any such cash that we receive from non- operating sources. The proceeds of working capital borrowings increase operating surplus and repayments of working capital borrowings are generally operating expenditures (as described below) and thus reduce operating surplus when repayments are made. However, if working capital borrowings, which increase operating surplus, are not repaid during the twelve-month period following the borrowing, they will be deemed repaid at the end of such period, thus decreasing operating surplus at such time. When such working capital borrowings are in fact repaid, they will not be treated as a further reduction in operating surplus because operating surplus will have been previously reduced by the deemed repayment. We define interim capital transactions as (1) borrowings, refinancings or refundings of indebtedness (other than working capital borrowings, like those under our credit facility and items purchased on open account or for a deferred purchase price in the ordinary course of business) and sales of debt securities, (2) sales of equity securities, and (3) sales or other dispositions of assets, other than sales or other dispositions of inventory, accounts receivable and other assets in the ordinary course of business and sales or other dispositions of assets as part of normal asset retirements or replacements. We define operating expenditures as all of our cash expenditures, including, but not limited to, taxes, reimbursements of expenses of our general partner and its affiliates, officer, director and employee compensation, debt service payments, payments made in the ordinary course of business under interest rate hedge contracts and commodity hedge contracts (provided that payments made in connection with the termination of any interest rate hedge contract or commodity hedge contract prior to the expiration of its settlement or termination date specified therein will be included in operating expenditures in equal quarterly installments over the remaining scheduled life of such interest rate hedge contract or commodity hedge contract and amounts paid in connection with the initial purchase of a rate hedge contract or a commodity hedge contract will be amortized over the life of such rate hedge contract or commodity hedge contract), maintenance capital expenditures (as discussed in further detail below), and repayment of working capital borrowings; provided, however, that operating expenditures will not include: ● repayments of working capital borrowings where such borrowings have previously been deemed to have been repaid (as described above);                                           ● ● ● ● ● payments (including prepayments and prepayment penalties) of principal of and premium on indebtedness other than working capital borrowings; expansion capital expenditures; payment of transaction expenses (including taxes) relating to interim capital transactions; distributions to our partners; or repurchases of partnership interests (excluding repurchases we make to satisfy obligations under employee benefit plans). Capital Surplus Capital surplus is defined in our partnership agreement as any distribution of available cash in excess of our cumulative operating surplus. Accordingly, except as described above, capital surplus would generally be generated by: ● ● ● borrowings other than working capital borrowings; sales of our equity and debt securities; sales or other dispositions of assets, other than inventory, accounts receivable and other assets sold in the ordinary course of business or as part of ordinary course retirement or replacement of assets; and ● capital contributions received. Characterization of Cash Distributions All available cash distributed by us on any date from any source will be treated as distributed from operating surplus until the sum of all available cash distributed by us since the closing of our initial public offering equals the operating surplus from the closing of our initial public offering through the end of the quarter immediately preceding that distribution. As described above, operating surplus, as defined in our partnership agreement, includes certain components, including a $10.0 million cash basket, that represent non-operating sources of cash. Any available cash distributed by us in excess of our cumulative operating surplus will be deemed to be capital surplus under our partnership agreement. Our partnership agreement treats a distribution of capital surplus as the repayment of the initial unit price from our initial public offering. We do not anticipate that we will make any distributions from capital surplus. Capital Expenditures We distinguish between maintenance capital expenditures and expansion capital expenditures. Maintenance capital expenditures are cash expenditures made to maintain, over the long-term, our operating capacity or operating income. Maintenance capital expenditures do not include normal repairs and maintenance, which are expensed as incurred, or significant replacement capital expenditures, as described in detail in the next paragraph. Maintenance capital expenditures include expenditures to maintain equipment reliability, integrity and safety, as well as to address environmental laws and regulations. These expenditures are capitalized and depreciated over their estimated useful life. Given the nature of our business, we expect that our maintenance capital expenditures will be reasonably predictable in the near-term, and we do not expect the amount of our actual maintenance capital expenditures to differ substantially from period to period. However, in the long-term, because our maintenance capital expenditures can be irregular, the amount of our actual maintenance capital expenditures may increase significantly when our saltwater disposal facilities will require scheduled maintenance, which could cause similar fluctuations in the amounts of operating surplus, adjusted operating surplus and cash available for distribution to our unitholders.                                                       Expansion capital expenditures are cash expenditures incurred for acquisitions or capital improvements that we expect will increase our operating capacity or operating income over the long-term. Examples of expansion capital expenditures include the acquisition of equipment, or the construction, development or acquisition of additional saltwater disposal facilities, well bores, pipeline, pumps, electrical capacity or storage capacity, to the extent such capital expenditures are expected to expand our long-term operating capacity or operating income. Expansion capital expenditures include interest payments (and related fees) on debt incurred to finance all or a portion of expansion capital expenditures in respect of the period from the date that we enter into a binding obligation to commence the construction, replacement, improvement or expansion of a capital asset and ending on the earlier to occur of the date that such capital improvement commences commercial service and the date that such capital improvement is abandoned or disposed of. Because expansion capital expenditures include interest payments (and related fees) on debt incurred to finance all or a portion of the construction of a capital asset in respect of a period that (l) begins when we enter into a binding obligation to commence construction of a capital improvement and (2) ends on the earlier to occur of the date any such capital asset commences commercial service and the date that it is abandoned or disposed of, such interest payments also do not reduce operating surplus. Capital expenditures that are made in part for maintenance capital purposes and in part for expansion capital purposes will be allocated as maintenance capital expenditures or expansion capital expenditures by our general partner. Distributions of Available Cash From Operating Surplus Although it is the Partnership’s policy to continue to make cash distributions to unitholders on a quarterly basis, the Partnership makes no representation or assurances as to the availability of future cash distributions since they are dependent upon future earnings, cash flows, capital requirements, financial conditions, and other factors. Our partnership agreement requires that we make distributions of available cash from operating surplus for any quarter in the following manner: ● first, 100.0% to all common unitholders, pro rata, until we distribute for each outstanding unit an amount equal to the minimum quarterly distribution for that quarter; and; ● thereafter, in the manner described in “General Partner Interest and Incentive Distribution Rights” below; The preceding discussion is based on the assumptions that we do not issue additional classes of equity securities. Series A Preferred Units 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. Distributions from Capital Surplus How Distributions from Capital Surplus will be Made We will make distributions of available cash from capital surplus, if any, in the following manner: ● ● first, to all unitholders, pro rata, until we distribute for each common unit that was issued in our initial public offering, an amount of available cash from capital surplus equal to the initial public offering price of our initial public offering; second, to all unitholders, pro rata, until we distribute for each common unit, an amount of available cash from capital surplus equal to any unpaid arrearages in payment of the minimum quarterly distribution on the outstanding common units; and ● thereafter, as if they were from operating surplus.                                             The preceding discussion is based on the assumption that we do not issue additional classes of equity securities. Effect of a Distribution from Capital Surplus Our partnership agreement treats a distribution of capital surplus as the repayment of the initial unit price from our initial public offering, which is a return of capital. The initial public offering price less any distributions of capital surplus per unit is referred to as the “unrecovered initial unit price.” Each time a distribution of capital surplus is made, the minimum quarterly distribution and the target distribution levels will be reduced in the same proportion as the corresponding reduction in the unrecovered initial unit price. Because distributions of capital surplus will reduce the minimum quarterly distribution after any of these distributions are made, the effects of distributions of capital surplus may make it easier for our general partner or its affiliates to receive incentive distributions. However, any distribution of capital surplus before the unrecovered initial unit price is reduced to zero cannot be applied to the payment of the minimum quarterly distribution or any arrearages. Once we distribute capital surplus on a unit issued in our initial public offering in an amount equal to the initial unit price, we will reduce the minimum quarterly distribution and the target distribution levels to zero. Then, after distributing an amount of capital surplus for each common unit equal to any unpaid arrearages of the minimum quarterly distributions on outstanding common units, we will then make all future distributions from operating surplus, with 50.0% being paid to the unitholders, pro rata and 50.0% to the holder of our incentive distribution rights. Adjustment to the Minimum Quarterly Distribution and Target Distribution Levels In addition to adjusting the minimum quarterly distribution and target distribution levels to reflect a distribution of capital surplus, if we combine our units into fewer units or subdivide our units into a greater number of units, we will proportionately adjust: ● ● ● ● the minimum quarterly distribution; target distribution levels; the unrecovered initial unit price; and the arrearages per common unit in payment of the minimum quarterly distribution on the common units. For example, if a two-for-one split of the common units should occur, the minimum quarterly distribution, the target distribution levels and the unrecovered initial unit price would each be reduced to 50.0% of its initial level. We will not make any adjustment by reason of the issuance of additional units for cash or property (including additional common units issued under any compensation or benefit plans). In addition, if legislation is enacted or if the official interpretation of existing law is modified by a governmental authority, so that we become taxable as a corporation or otherwise subject to taxation as an entity for federal, state or local income tax purposes, our partnership agreement specifies that the minimum quarterly distribution and the target distribution levels for each quarter may be reduced by multiplying each distribution level by a fraction, the numerator of which is available cash for that quarter (reduced by the amount of the estimated tax liability for such quarter payable by reason of such legislation or interpretation) and the denominator of which is the sum of available cash for that quarter (reduced by the amount of the estimated tax liability for such quarter payable by reason of such legislation or interpretation) plus our general partner’s estimate of our aggregate liability for the quarter for such income taxes payable by reason of such legislation or interpretation. To the extent that the actual tax liability differs from the estimated tax liability for any quarter, the difference may be accounted for in subsequent quarters. Distributions of Cash Upon Liquidation General If we dissolve in accordance with our partnership agreement, we will sell or otherwise dispose of our assets in a process called liquidation. We will first apply the proceeds of liquidation to the payment of our creditors. The holders of the Series A Preferred Units will then be entitled to receive, prior to any distribution of any of our assets to the holders of our common units or to the holders of any other class or series of our equity securities, an amount per Series A Preferred Unit equal to the greater of the Issue Price plus any unpaid distribution owed on such Series A Preferred Unit and the amount such Series A Preferred Unit would be entitled to if converted at the then applicable conversion rate. We will then distribute any remaining proceeds to the unitholders and our general partner, in accordance with their capital account balances, as adjusted to reflect any gain or loss upon the sale or other disposition of our assets in liquidation.                                             The allocations of gain and loss upon liquidation are intended, to the extent possible, to entitle the holders of outstanding common units to receive their unrecovered initial unit price plus the minimum quarterly distribution for the quarter during which liquidation occurs plus any unpaid arrearages in payment of the minimum quarterly distribution on the common units. Any further net gain recognized upon liquidation will be allocated in a manner that takes into account the incentive distribution rights of our general partner. Manner of Adjustments for Gain The manner of the adjustment for gain is set forth in our partnership agreement. We will allocate any gain to our partners in the following manner: ● first, to the common unitholders, pro rata, until the capital account for each common unit is equal to the sum of: (1) the unrecovered initial unit price; and (2) the amount of the minimum quarterly distribution for the quarter during which our liquidation occurs; ● second, to all unitholders, pro rata, until we allocate under this paragraph an amount per unit equal to: (1) the sum of the excess of the first target distribution per unit over the minimum quarterly distribution per unit for each quarter of our existence; less (2) the cumulative amount per unit of any distributions of available cash from operating surplus in excess of the minimum quarterly distribution per unit that we distributed to the unitholders, pro rata, for each quarter of our existence; ● third, 85.0% to all unitholders, pro rata, and 15.0% to the owner(s) of the incentive distribution rights, until we allocate under this paragraph an amount per unit equal to: (1) the sum of the excess of the second target distribution per unit over the first target distribution per unit for each quarter of our existence; less (2) the cumulative amount per unit of any distributions of available cash from operating surplus in excess of the first target distribution per unit that we distributed 85.0% to the unitholders, pro rata, and 15.0% to the owner(s) of the incentive distribution rights for each quarter of our existence; ● fourth, 75.0% to all unitholders, pro rata, and 25.0% to the owner(s) of the incentive distribution rights, until we allocate under this paragraph an amount per unit equal to: (1) the sum of the excess of the third target distribution per unit over the second target distribution per unit for each quarter of our existence; less (2) the cumulative amount per unit of any distributions of available cash from operating surplus in excess of the second target distribution per unit that we distributed 75.0% to the unitholders, pro rata, and 25.0% to the owner(s) of the incentive distribution rights for each quarter of our existence; and ● thereafter, 50.0% to all unitholders, pro rata, and 50.0% to the owner(s) of the incentive distribution rights. Manner of Adjustments for Losses If our liquidation occurs, after making allocations of loss to the unitholders in a manner intended to offset in reverse order the allocations of gains that have previously been allocated, we will generally allocate any loss to our unitholders in proportion to the positive balances in their capital accounts until the capital accounts of the common unitholders have been reduced to zero.                                                                     Adjustments to Capital Accounts Our partnership agreement requires that we make adjustments to capital accounts upon the issuance of additional units. In this regard, our partnership agreement specifies that we allocate any unrealized and, for tax purposes, unrecognized gain resulting from the adjustments to the unitholders in the same manner as we allocate gain upon liquidation. In the event that we make positive adjustments to the capital accounts upon the issuance of additional units, our partnership agreement requires that we generally allocate any later negative adjustments to the capital accounts resulting from the issuance of additional units or upon our liquidation in a manner that results, to the extent possible, in the partners’ capital account balances equaling the amount that they would have been if no earlier positive adjustments to the capital accounts had been made. In contrast to the allocations of gain, and except as provided above, we generally will allocate any unrealized and unrecognized loss resulting from the adjustments to capital accounts upon the issuance of additional units to the unitholders based on their respective percentage ownership of us. If we make negative adjustments to the capital accounts as a result of such loss, future positive adjustments resulting from the issuance of additional units will be allocated in a manner designed to reverse the prior negative adjustments, and special allocations will be made upon liquidation in a manner that results, to the extent possible, in our unitholders’ capital account balances equaling the amounts they would have been if no earlier adjustments for loss had been made. The following is a summary of the material provisions of our partnership agreement. Organization and Duration OUR PARTNERSHIP AGREEMENT We were organized in September 2013, and will have a perpetual existence unless terminated pursuant to the terms of our partnership agreement. Purpose Our purpose under our partnership agreement is limited to any business activity that is approved by our general partner and that lawfully may be conducted by a limited partnership organized under Delaware law; provided that our general partner shall not cause us to engage, directly or indirectly, in any business activity that our general partner determines would be reasonably likely to cause us to be treated as an association taxable as a corporation or otherwise taxable as an entity for federal income tax purposes. Although our general partner has the ability to cause us and our subsidiaries to engage in activities other than the business of providing water and environmental services and pipeline inspection and integrity services, our general partner has no current plans to do so and may decline to do so free of any duty or obligation whatsoever to us or the limited partners, including any duty to act in the best interests of our partnership or our limited partners, other than the implied contractual covenant of good faith and fair dealing. Our general partner is authorized in general to perform all acts it determines to be necessary or appropriate to carry out our purposes and to conduct our business. Cash Distributions Our partnership agreement specifies the manner in which we will pay distributions to holders of our common units, Class B Units, Series A Preferred Units and other partnership securities. Capital Contributions Unitholders are not obligated to make additional capital contributions, except as described below under “—Limited Liability.”                                 Voting Rights The following is a summary of the unitholder vote required for the matters specified below. Matters that require the approval of a “unit majority” require the approval of a majority of the outstanding common units and Series A Preferred Units (voting on an as-converted basis), voting together as a single class. In voting their common units, our general partner and its affiliates will have no duty or obligation whatsoever to us or the limited partners, including any duty to act in the best interests of us or the limited partners, other than the implied contractual covenant of good faith and fair dealing. Issuance of additional units No approval rights; certain issuances require approval by 66 2/3% of the holders of our Series A Preferred Units. Amendment of our partnership agreement Certain amendments may be made by the general partner without the approval of the unitholders, and certain other amendments that would materially adversely affect any of the rights, preferences and privileges of the Series A Preferred Units require the approval of holders of 66 2/3% of the Series A Preferred Units. Other amendments generally require the approval of a unit majority. Merger of our partnership or the sale of all or substantially all of our assets Unit majority, and if such merger or sale would materially adversely affect any of the rights, preferences and privileges of the Series A Preferred Units, the affirmative vote of 66 2/3% of Series A Preferred Units. Dissolution of our partnership    Unit majority. Continuation of our business upon dissolution    Unit majority. Withdrawal of the general partner Under most circumstances, the approval of unitholders holding at least a majority of the outstanding common units, excluding common units held by our general partner and its affiliates, is required for the withdrawal of the general partner prior to March 31, 2024, in a manner which would cause a dissolution of our partnership. Removal of the general partner Not less than 66 2/3% of the outstanding units, voting as a single class, including units held by our general partner and its affiliates. Transfer of the general partner interest Our general partner may transfer all, but not less than all, of its general partner interest in us without a vote of our unitholders to an affiliate or another person in connection with its merger or consolidation with or into, or sale of all or substantially all of its assets to, such person. The approval of a majority of the outstanding common units, excluding common units held by our general partner and its affiliates, is required in other circumstances for a transfer of the general partner interest to a third party prior to March 31, 2024. Transfer of incentive distribution rights Our general partner may transfer any or all of its incentive distribution rights to an affiliate or another person without a vote of our unitholders. Reset of incentive distribution levels    No approval right. Transfer of ownership interests in our general partner    No approval right.                                                                              Limited Liability Assuming that a limited partner does not participate in the control of our business within the meaning of the Delaware Act and that it otherwise acts in conformity with the provisions of our partnership agreement, its liability under the Delaware Act will be limited, subject to possible exceptions, to the amount of capital it is obligated to contribute to us for its common units plus its share of any undistributed profits and assets. If it were determined, however, that the right, or exercise of the right of, by the limited partners as a group: ● ● ● to remove or replace our general partner; to approve some amendments to our partnership agreement; or to take other action under our partnership agreement; constituted “participation in the control” of our business for the purposes of the Delaware Act, then the limited partners could be held personally liable for our obligations under the laws of Delaware, to the same extent as our general partner. This liability would extend to persons who transact business with us who reasonably believe that a limited partner is a general partner. Neither our partnership agreement nor the Delaware Act specifically provides for legal recourse against our general partner if a limited partner were to lose limited liability through any fault of our general partner. While this does not mean that a limited partner could not seek legal recourse, we know of no precedent for this type of a claim in Delaware case law. Under the Delaware Act, a limited partnership may not make a distribution to a partner if, after the distribution, all liabilities of the limited partnership, other than liabilities to partners on account of their limited partner interests and liabilities for which the recourse of creditors is limited to specific property of the partnership, would exceed the fair value of the assets of the limited partnership, except that the fair value of property that is subject to a liability for which the recourse of creditors is limited is included in the assets of the limited partnership only to the extent that the fair value of that property exceeds that liability. For the purpose of determining the fair value of the assets of a limited partnership, the Delaware Act provides that the fair value of property subject to liability for which recourse of creditors is limited shall be included in the assets of the limited partnership only to the extent that the fair value of that property exceeds the nonrecourse liability. The Delaware Act provides that a limited partner who receives a distribution and knew at the time of the distribution that the distribution was in violation of the Delaware Act shall be liable to the limited partnership for the amount of the distribution for three years. Under the Delaware Act, a substituted limited partner of a limited partnership is liable for the obligations of its assignor to make contributions to the partnership, except that such person is not obligated for liabilities unknown to it at the time it became a limited partner and that could not be ascertained from the partnership agreement. Our subsidiaries conduct business in several states and we may have subsidiaries that conduct business in other states in the future. Maintenance of our limited liability as a member of our operating company may require compliance with legal requirements in the jurisdictions in which our operating company conducts business, including qualifying our subsidiaries to do business there. Limitations on the liability of members or limited partners for the obligations of a limited liability company or limited partnership have not been clearly established in many jurisdictions. If, by virtue of our ownership interests in our operating subsidiaries or otherwise, it were determined that we were conducting business in any state without compliance with the applicable limited partnership or limited liability company statute, or that the right or exercise of the right by the limited partners as a group to remove or replace our general partner, to approve some amendments to our partnership agreement, or to take other action under our partnership agreement constituted “participation in the control” of our business for purposes of the statutes of any relevant jurisdiction, then the limited partners could be held personally liable for our obligations under the law of that jurisdiction to the same extent as our general partner under the circumstances. We will operate in a manner that our general partner considers reasonable and necessary or appropriate to preserve the limited liability of the limited partners. Issuance of Additional Securities Our partnership agreement authorizes us to issue an unlimited number of additional partnership interests for the consideration and on the terms and conditions determined by our general partner without the approval of the unitholders, except that, subject to certain limited exceptions, we will need the consent of 66 2/3% of the outstanding Series A Preferred Units (as defined below) 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.                                   It is possible that we will fund acquisitions through the issuance of additional common units or other partnership interests. Holders of any additional common units we issue will be entitled to share equally with the then-existing holders of common units in our distributions of available cash. In addition, the issuance of additional common units or other partnership interests may dilute the value of the interests of the then-existing holders of common units in our net assets. In accordance with Delaware law and the provisions of our partnership agreement, subject to the voting rights of the Series A Preferred Units, we may also issue additional partnership interests that, as determined by our general partner, may have special voting rights to which the common units are not entitled. In addition, our partnership agreement does not prohibit the issuance by our subsidiaries of equity interests, which may effectively rank senior to the common units. Our general partner has the right, which it may from time to time assign in whole or in part to any of its affiliates, to purchase common units or other partnership interests whenever, and on the same terms that, we issue those interests to persons other than our general partner and its affiliates, to the extent necessary to maintain the percentage interest of the general partner and its affiliates, including such interest represented by common units, that existed immediately prior to each issuance. The other holders of common units do not have preemptive rights to acquire additional common units or other partnership interests. Amendment of Our Partnership Agreement General Amendments to our partnership agreement may be proposed only by our general partner. However, our general partner will have no duty or obligation to propose any amendment and may decline to do so free of any duty or obligation whatsoever to us or our limited partners, including any duty to act in the best interests of us or the limited partners, other than the implied contractual covenant of good faith and fair dealing. In order to adopt a proposed amendment, other than the amendments discussed below, our general partner is required to seek written approval of the holders of the number of units required to approve the amendment or call a meeting of the limited partners to consider and vote upon the proposed amendment. Except as described below, an amendment must be approved by a unit majority. In addition, any amendment that materially adversely affects any of the rights, preferences and privileges of the Series A Preferred Units must be approved by the affirmative vote of 66 2/3% of the Series A Preferred Units, voting separately as a class. Prohibited Amendments No amendment may be made that would, among other actions: ● ● enlarge the obligations of any limited partner without its consent, unless such is deemed to have occurred as a result of an amendment approved by at least a majority of the type or class of limited partner interests so affected; or enlarge the obligations of, restrict in any way any action by or rights of, or reduce in any way the amounts distributable, reimbursable or otherwise payable by us to our general partner or any of its affiliates without its consent, which consent may be given or withheld at its option. The provisions of our partnership agreement preventing the amendments having the effects described in any of the clauses above can be amended upon the approval of the holders of at least 90.0% of the outstanding units voting together as a single class (including units owned by our general partner and its affiliates).                                 No Unitholder Approval Subject to the voting rights of the Series A Preferred Units, our general partner may generally make amendments to our partnership agreement without the approval of any limited partner to reflect: ● ● ● ● ● ● ● ● ● a change in our name, the location of our principal office, our registered agent or our registered office; the admission, substitution, withdrawal or removal of partners in accordance with our partnership agreement; a change that our general partner determines to be necessary or appropriate to qualify or continue our qualification as a limited partnership or a partnership in which the limited partners have limited liability under the laws of any state or to ensure that neither we nor any of our subsidiaries will be treated as an association taxable as a corporation or otherwise taxed as an entity for federal income tax purposes; an amendment that is necessary, in the opinion of our counsel, to prevent us or our general partner or its directors, officers, agents or trustees, from in any manner, being subjected to the provisions of the Investment Company Act of 1940, the Investment Advisors Act of 1940, or “plan asset” regulations adopted under the Employee Retirement Income Security Act of 1974 (“ERISA”), each as amended, whether or not substantially similar to plan asset regulations currently applied or proposed by the U.S. Department of Labor; an amendment that our general partner determines to be necessary or appropriate in connection with the authorization or issuance of additional partnership interests; any amendment expressly permitted in our partnership agreement to be made by our general partner acting alone; an amendment effected, necessitated or contemplated by a merger agreement or plan of conversion that has been approved under the terms of our partnership agreement; any amendment that our general partner determines to be necessary or appropriate to reflect and account for the formation by us of, or our investment in, any corporation, partnership or other entity, in connection with our conduct of activities permitted by our partnership agreement; a change in our fiscal year or taxable year and any other changes that our general partner determines to be necessary or appropriate as a result of such change; ● any other amendments substantially similar to any of the matters described in the clauses above. In addition, subject to the voting rights of the Series A Preferred Units, our general partner may make amendments to our partnership agreement without the approval of any limited partner if our general partner determines that those amendments: ● ● ● ● ● do not adversely affect in any material respect the limited partners considered as a whole or any particular class of partnership interests as compared to other classes of partnership interests; are necessary or appropriate to satisfy any requirements, conditions or guidelines contained in any opinion, directive, order, ruling or regulation of any federal or state agency or judicial authority or contained in any federal or state statute; are necessary or appropriate to facilitate the trading of limited partner interests or to comply with any rule, regulation, guideline or requirement of any securities exchange on which the limited partner interests are or will be listed or admitted to trading; are necessary or appropriate for any action taken by our general partner relating to splits or combinations of units under the provisions of our partnership agreement; or are required to effect the intent expressed in this prospectus or the intent of the provisions of our partnership agreement or are otherwise contemplated by our partnership agreement.                                                                         The affirmative vote of 66 2/3% of the Series A Preferred Units, voting separately as a class, is necessary on any matter (including a merger, consolidation or business combination) that would materially adversely affect any of the rights, preferences and privileges of the Series A Preferred Units. Opinion of Counsel and Unitholder Approval For amendments of the type not requiring unitholder approval, our general partner will not be required to obtain an opinion of counsel to the effect that an amendment will not affect the limited liability of any limited partner under Delaware law. No other amendments to our partnership agreement will become effective without the approval of holders of at least 90.0% of the outstanding units voting as a single class unless we first obtain such an opinion of counsel. In addition to the above restrictions, any amendment that would have a material adverse effect on the rights or preferences of any type or class of partnership interests in relation to other classes of partnership interests will require the approval of at least a majority of the type or class of partnership interests so affected. Any amendment that would reduce the percentage of units required to take any action, other than to remove our general partner or call a meeting of unitholders, must be approved by the affirmative vote of limited partners whose aggregate outstanding units constitute not less than the percentage sought to be reduced. Any amendment that would increase the percentage of units required to remove our general partner must be approved by the affirmative vote of limited partners whose aggregate outstanding units constitute not less than 90.0% of outstanding units. Any amendment that would increase the percentage of units required to call a meeting of unitholders must be approved by the affirmative vote of limited partners whose aggregate outstanding units constitute at least a majority of the outstanding units. Merger, Consolidation, Conversion, Sale or Other Disposition of Assets A merger, consolidation or conversion of our partnership requires the prior consent of our general partner. However, our general partner will have no duty or obligation to consent to any merger, consolidation or conversion and may decline to do so free of any duty or obligation whatsoever to us or the limited partners, including any duty to act in the best interest of us or the limited partners, other than the implied contractual covenant of good faith and fair dealing. In addition, our partnership agreement generally prohibits our general partner, without the prior approval of the holders of a unit majority, from causing us to, among other things, sell, exchange or otherwise dispose of all or substantially all of our assets in a single transaction or a series of related transactions. Further, the affirmative vote of 66 2/3% of the Series A Preferred Units, voting separately as a class, is required for certain asset sales or if any such sale, merger, consolidation or other combination is materially adverse to any of the rights, preferences and privileges of the Series A Preferred Units. Our general partner may, however, mortgage, pledge, hypothecate, or grant a security interest in all or substantially all of our assets without that approval. Our general partner may also sell any or all of our assets under a foreclosure or other realization upon those encumbrances without that approval. Finally, our general partner may consummate any merger with another limited liability entity without the prior approval of our unitholders if we are the surviving entity in the transaction, our general partner has received an opinion of counsel regarding limited liability and tax matters, the transaction would not result in an amendment to our partnership agreement requiring unitholder approval, each of our units will be an identical unit of our partnership following the transaction and the partnership interests to be issued by us in such merger do not exceed 20.0% of our outstanding partnership interests immediately prior to the transaction. If the conditions specified in our partnership agreement are satisfied, our general partner may convert us or any of our subsidiaries into a new limited liability entity or merge us or any of our subsidiaries into, or convey all of our assets to, a newly formed entity if the sole purpose of that conversion, merger or conveyance is to effect a mere change in our legal form into another limited liability entity, our general partner has received an opinion of counsel regarding limited liability and tax matters, and our general partner determines that the governing instruments of the new entity provide the limited partners and our general partner with the same rights and obligations as contained in our partnership agreement. The unitholders are not entitled to dissenters’ rights of appraisal under our partnership agreement or applicable Delaware law in the event of a conversion, merger or consolidation, a sale of substantially all of our assets or any other similar transaction or event.                       Termination and Dissolution We will continue as a limited partnership until dissolved and terminated under our partnership agreement. We will dissolve upon: ● ● ● ● the withdrawal or removal of our general partner or any other event that results in its ceasing to be our general partner other than by reason of a transfer of its general partner interest in accordance with our partnership agreement or withdrawal or removal followed by approval and admission of a successor; the election of our general partner to dissolve us, if approved by the holders of units representing a unit majority; the entry of a decree of judicial dissolution of our partnership; or there being no limited partners, unless we are continued without dissolution in accordance with the Delaware Act. Upon a dissolution under the first clause above, the holders of a unit majority may also elect, within specific time limitations, to continue our business on the same terms and conditions described in our partnership agreement by appointing as a successor general partner an entity approved by the holders of units representing a unit majority, subject to our receipt of an opinion of counsel to the effect that: ● ● the action would not result in the loss of limited liability of any limited partner; and neither our partnership nor any of our subsidiaries would be treated as an association taxable as a corporation or otherwise be taxable as an entity for federal income tax purposes upon the exercise of that right to continue. Liquidation and Distribution of Proceeds Upon our dissolution, unless we are continued as a new limited partnership, the liquidator authorized to wind up our affairs will, acting with all of the powers of our general partner that are necessary or appropriate to, liquidate our assets and apply the proceeds of the liquidation. The liquidator may defer liquidation or distribution of our assets for a reasonable period of time or distribute assets to partners in kind if it determines that a sale would be impractical or would cause undue loss to our partners. Upon our liquidation, dissolution and winding up, the holders of the Series A Preferred Units will be entitled to receive, prior to any distribution of any of our assets to the holders of our common units or to the holders of any other class or series of our equity securities, an amount per Series A Preferred Unit equal to the greater of the Issue Price plus any unpaid distribution owed on such Series A Preferred Unit and the amount such Series A Preferred Unit would be entitled to if converted at the then applicable conversion rate. Withdrawal or Removal of Our General Partner Except as described below, our general partner has agreed not to withdraw voluntarily as our general partner prior to March 31, 2024, without obtaining the approval of the holders of at least a majority of the outstanding common units, excluding common units held by our general partner and its affiliates, and furnishing an opinion of counsel regarding limited liability and tax matters. On or after March 31, 2024, our general partner may withdraw as general partner without first obtaining approval of any unitholder by giving 90 days’ written notice, and that withdrawal will not constitute a violation of our partnership agreement. Notwithstanding the information above, our general partner may withdraw without unitholder approval upon 90 days’ written notice to the limited partners if at least 50.0% of the outstanding units are held or controlled by one person and its affiliates other than our general partner and its affiliates. In addition, our partnership agreement permits our general partner in some instances to sell or otherwise transfer all of its general partner interest in us without the approval of the unitholders. Upon voluntary withdrawal of our general partner by giving notice to the other partners, the holders of a unit majority may select a successor to that withdrawing general partner. If a successor is not elected, or is elected but an opinion of counsel regarding limited liability and tax matters cannot be obtained, we will be dissolved, wound up and liquidated, unless within a specified period after that withdrawal, the holders of a unit majority agree to continue our business by appointing a successor general partner.                                                 Our general partner may not be removed unless that removal is approved by the vote of the holders of not less than 66 2/3% of our outstanding units, voting together as a single class, including units held by our general partner and its affiliates, and we receive an opinion of counsel regarding limited liability and tax matters. Any removal of our general partner is also subject to the approval of a successor general partner by the vote of the holders of a majority of the outstanding common units. The ownership of more than 33 1/3% of the outstanding units by our general partner and its affiliates would give them the practical ability to prevent our general partner’s removal. Our partnership agreement also provides that if our general partner is removed as our general partner under circumstances where cause does not exist and units held by our general partner and its affiliates are not voted in favor of that removal: ● ● any existing arrearages in payment of the minimum quarterly distribution on the common units will be extinguished; and our general partner will have the right to convert its general partner interest and its incentive distribution rights into common units or to receive cash in exchange for those interests based on the fair market value of those interests as of the effective date of its removal. In the event of removal of our general partner under circumstances where cause exists or withdrawal of our general partner where that withdrawal violates our partnership agreement, a successor general partner will have the option to purchase the general partner interest and incentive distribution rights of the departing general partner for a cash payment equal to the fair market value of those interests. Under all other circumstances where our general partner withdraws or is removed by the limited partners, the departing general partner will have the option to require the successor general partner to purchase the general partner interest of the departing general partner and its incentive distribution rights for fair market value. In each case, this fair market value will be determined by agreement between the departing general partner and the successor general partner. If no agreement is reached, an independent investment banking firm or other independent expert selected by the departing general partner and the successor general partner will determine the fair market value. Or, if the departing general partner and the successor general partner cannot agree upon an expert, then an expert chosen by agreement of the experts selected by each of them will determine the fair market value. If the option described above is not exercised by either the departing general partner or the successor general partner, the departing general partner will become a limited partner and its general partner interest and its incentive distribution rights will automatically convert into common units pursuant to a valuation of those interests as determined by an investment banking firm or other independent expert selected in the manner described in the preceding paragraph. In addition, we will be required to reimburse the departing general partner for all amounts due the departing general partner, including, without limitation, all employee-related liabilities, including severance liabilities, incurred for the termination of any employees employed by the departing general partner or its affiliates for our benefit. Transfer of General Partner Interest Except for transfer by our general partner of all, but not less than all, of its general partner interest to (1) an affiliate of our general partner (other than an individual) or (2) another entity as part of the merger or consolidation of our general partner with or into such entity or the transfer by our general partner of all or substantially all of its assets to such entity, our general partner may not transfer all or any part of its general partner interest to another person prior to March 31, 2024, without the approval of the holders of at least a majority of the outstanding common units, excluding common units held by our general partner and its affiliates. As a condition of this transfer, the transferee must assume, among other things, the rights and duties of our general partner, agree to be bound by the provisions of our partnership agreement, and furnish an opinion of counsel regarding limited liability and tax matters. Our general partner and its affiliates may at any time transfer units to one or more persons, without unitholder approval.                               Transfer of Ownership Interests in Our General Partner At any time, Cypress Holdings and its affiliates may sell or transfer all or part of their membership interest in our general partner, to an affiliate or third party without the approval of our unitholders. Transfer of Incentive Distribution Rights At any time, our general partner may sell or transfer its incentive distribution rights to an affiliate or third party without the approval of the unitholders. Change of Management Provisions Our partnership agreement contains specific provisions that are intended to discourage a person or group from attempting to remove Cypress Energy Partners GP, LLC as our general partner or otherwise change our management. If any person or group other than our general partner and its affiliates acquires beneficial ownership of 20.0% or more of any class of units, that person or group loses voting rights on all of its units. This loss of voting rights does not apply to any person or group that acquires the units from our general partner or its affiliates or any transferees of that person or group who are notified by our general partner that they will not lose their voting rights or to any person or group who acquires the units with the prior approval of the board of directors of our general partner. Limited Call Right If at any time our general partner and its affiliates own more than 80.0% of the then-issued and outstanding limited partner interests of any class, our general partner will have the right, which it may assign in whole or in part to any of its affiliates or to us, to acquire all, but not less than all, of the limited partner interests of such class held by unaffiliated persons as of a record date to be selected by our general partner, on at least 10, but not more than 60, days’ written notice. The purchase price in the event of this purchase is the greater of: ● ● the highest cash price paid by either our general partner or any of its affiliates for any limited partner interests of the class purchased within the 90 days preceding the date on which our general partner first mails notice of its election to purchase those limited partner interests; and the current market price calculated in accordance with our partnership agreement as of the date three business days before the date the notice is mailed. As a result of our general partner’s right to purchase outstanding limited partner interests, a holder of limited partner interests may have his limited partner interests purchased at a price that may be lower than market prices at various times prior to such purchase or lower than a unitholder may anticipate the market price to be in the future. The tax consequences to a unitholder of the exercise of this call right are the same as a sale by that unitholder of his common units in the market. Redemption of Ineligible Holders In order to avoid any material adverse effect on the maximum applicable rates that can be charged to customers by our subsidiaries on assets that are subject to rate regulation by FERC or analogous regulatory body, the general partner at any time can request a transferee or a unitholder to certify or re-certify: ● ● that the transferee or unitholder is an individual or an entity subject to United States federal income taxation on the income generated by us; or that, if the transferee unitholder is an entity not subject to United States federal income taxation on the income generated by us, as in the case, for example, of a mutual fund taxed as a regulated investment company or a partnership, all the entity’s owners are subject to United States federal income taxation on the income generated by us.                                               Furthermore, in order to avoid a substantial risk of cancellation or forfeiture of any property, including any governmental permit, endorsement or other authorization, in which we have an interest as the result of any federal, state or local law or regulation concerning the nationality, citizenship or other related status of any unitholder, our general partner may at any time request unitholders to certify as to, or provide other information with respect to, their nationality, citizenship or other related status. The certifications as to taxpayer status and nationality, citizenship or other related status can be changed in any manner our general partner determines is necessary or appropriate to implement its original purpose. If a unitholder fails to furnish the certification or other requested information with 30 days or if our general partner determines, with the advice of counsel, upon review of such certification or other information that a unitholder does not meet the status set forth in the certification, we will have the right to redeem all of the units held by such unitholder at a price equal to the average daily closing prices of the common units for the 20 consecutive trading days prior to the date fixed for redemption. The purchase price will be paid in cash or by delivery of a promissory note, as determined by our general partner. Any such promissory note will bear interest at the rate of 5.0% annually and be payable in three equal annual installments of principal and accrued interest, commencing one year after the redemption date. Further, the units will not be entitled to any allocations of income or loss, distributions or voting rights while held by such unitholder. Meetings; Voting Except as described below regarding a person or group owning 20.0% or more of any class of units then outstanding, record holders of units on the record date will be entitled to notice of, and to vote at, meetings of our limited partners and to act upon matters for which approvals may be solicited. Our general partner does not anticipate that any meeting of unitholders will be called in the foreseeable future. Any action that is required or permitted to be taken by the unitholders may be taken either at a meeting of the unitholders or, if authorized by our general partner, without a meeting if consents in writing describing the action so taken are signed by holders of the number of units that would be necessary to authorize or take that action at a meeting where all limited partners were present and voted. Meetings of the unitholders may be called by our general partner or by unitholders owning at least 20.0% of the outstanding units of the class for which a meeting is proposed. Unitholders may vote either in person or by proxy at meetings. The holders of a majority of the outstanding units of the class or classes for which a meeting has been called, represented in person or by proxy, will constitute a quorum unless any action by the unitholders requires approval by holders of a greater percentage of the units, in which case the quorum will be the greater percentage. The units representing the general partner interest are units for distribution and allocation purposes, but do not entitle our general partner to any vote other than its rights as general partner under our partnership agreement, will not be entitled to vote on any action required or permitted to be taken by the unitholders and will not count toward or be considered outstanding when calculating required votes, determining the presence of a quorum or for similar purposes. Each record holder of a unit has a vote according to its percentage interest in us, although additional limited partner interests having special voting rights could be issued. However, if at any time any person or group, other than our general partner and its affiliates, a direct transferee of our general partner and its affiliates or a transferee of such direct transferee who is notified by our general partner that it will not lose its voting rights, acquires, in the aggregate, beneficial ownership of 20.0% or more of any class of units then outstanding, that person or group will lose voting rights on all of its units and the units may not be voted on any matter and will not be considered to be outstanding when sending notices of a meeting of unitholders, calculating required votes, determining the presence of a quorum, or for other similar purposes. Common units held in nominee or street name account will be voted by the broker or other nominee in accordance with the instruction of the beneficial owner unless the arrangement between the beneficial owner and its nominee provides otherwise. Any notice, demand, request, report or proxy material required or permitted to be given or made to record holders of common units under our partnership agreement will be delivered to the record holder by us or by the transfer agent.                       Status as Limited Partner By transfer of units in accordance with our partnership agreement, each transferee of units shall be admitted as a limited partner with respect to the units transferred when such transfer and admission is reflected in our register. Except as described under “—Limited Liability,” the common units and the Series A Preferred Units will be fully paid, and unitholders will not be required to make additional contributions. Indemnification Under our partnership agreement, in most circumstances, we will indemnify the following persons, to the fullest extent permitted by law, from and against all losses, claims, damages or similar events: ● ● ● ● ● ● our general partner; any departing general partner; any person who is or was an affiliate of our general partner or any departing general partner any person who is or was a director, officer, managing member, manager, general partner, fiduciary or trustee of us or our subsidiaries, an affiliate of us or our subsidiaries or any entity set forth in the preceding three bullet points; any person who is or was serving as director, officer, managing member, manager, general partner, fiduciary or trustee of another person owing a fiduciary duty to us or any of our subsidiaries at the request of our general partner or any departing general partner or any of their affiliates, excluding any such person providing, on a fee-for-service basis, trustee, fiduciary or custodial services; and any person designated by our general partner because such person’s status, service or relationship expose such person to potential claims or suits relating to our or our subsidiaries’ business and affairs. Any indemnification under these provisions will only be out of our assets. Unless it otherwise agrees, our general partner will not be personally liable for, or have any obligation to contribute or lend funds or assets to us to enable us to effectuate, indemnification. We will purchase insurance against liabilities asserted against and expenses incurred by persons for our activities, regardless of whether we would have the power to indemnify the person against such liabilities under our partnership agreement. Any expenses incurred by an indemnified person in connection with any indemnification will be advanced by us. Reimbursement of Expenses Our partnership agreement requires us to reimburse our general partner and its affiliates for all direct and indirect expenses it incurs or payments it makes on our behalf and all other expenses allocable to us or otherwise incurred by our general partner in connection with operating our business, subject to the omnibus agreement. These expenses include salary, bonus, incentive compensation and other amounts paid to persons who perform services for us or on our behalf and expenses allocated to our general partner by its affiliates. Our general partner is entitled to determine in good faith the expenses that are allocable to us. The expenses for which we are required to reimburse our general partner are not subject to any caps or other limits except for the annual $4.0 million administrative fee we pay our general partner pursuant to the omnibus agreement for the provision of certain partnership overhead expenses. Books and Reports Our general partner is required to keep appropriate books of our business at our principal offices. The books will be maintained for financial reporting purposes on an accrual basis. For fiscal and tax reporting purposes, our fiscal year is the calendar year. We will mail or make available to record holders of common units, within 105 days after the close of each fiscal year, an annual report containing audited financial statements and a report on those financial statements by our independent registered public accounting firm. Except for our fourth quarter, we will also mail or make available summary financial information within 50 days after the close of each quarter.                                                     We will furnish each record holder of a unit with information reasonably required for tax reporting purposes within 90 days after the close of each calendar year. This information is expected to be furnished in summary form so that some complex calculations normally required of partners can be avoided. Our ability to furnish this summary information to unitholders will depend on the cooperation of unitholders in supplying us with specific information. Every unitholder will receive information to assist him in determining its federal and state tax liability and filing its federal and state income tax returns, regardless of whether he supplies us with information. Right to Inspect Our Books and Records Our partnership agreement provides that a limited partner can, for a purpose reasonably related to its interest as a limited partner, upon reasonable written demand stating the purpose of such demand and at its own expense, have furnished to him: ● ● ● a current list of the name and last known address of each record holder; copies of our partnership agreement and our certificate of limited partnership and all amendments thereto; and certain information regarding the status of our business and financial condition. Our general partner may, and intends to, keep confidential from the limited partners trade secrets or other information the disclosure of which our general partner determines is not in our best interests or that we are required by law or by agreements with third-parties to keep confidential. Our partnership agreement limits the right to information that a limited partner would otherwise have under Delaware law. Registration Rights Under our partnership agreement, we have agreed to register for resale under the Securities Act of 1933, as amended (the “Securities Act”), and applicable state securities laws any common units or other partnership interests proposed to be sold by our general partner or any of its affiliates, other than individuals, or their assignees if an exemption from the registration requirements is not otherwise available. We are obligated to pay all expenses incidental to the registration, excluding underwriting discounts and commissions. Exclusive Forum Our partnership agreement provides that the Court of Chancery of the State of Delaware shall be the exclusive forum for any claims, suits, actions or proceedings (1) arising out of or relating in any way to our partnership agreement (including any claims, suits or actions to interpret, apply or enforce the provisions of our partnership agreement or the duties, obligations or liabilities among our partners, or obligations or liabilities of our partners to us, or the rights or powers of, or restrictions on, our partners or us), (2) brought in a derivative manner on our behalf, (3) asserting a claim of breach of a duty owed by any of our, or our general partner’s, directors, officers, or other employees, or owed by our general partner, to us or our partners, (4) asserting a claim against us arising pursuant to any provision of the Delaware Act or (5) asserting a claim against us governed by the internal affairs doctrine. Although we believe this provision benefits us by providing increased consistency in the application of Delaware law in the types of lawsuits to which it applies, the provision may have the effect of discouraging lawsuits against our directors and officers. The enforceability of similar choice of forum provisions in other companies’ certificates of incorporation or similar governing documents have been challenged in legal proceedings, and it is possible that, in connection with any action, a court could find the choice of forum provisions contained in our partnership agreement to be inapplicable or unenforceable in such action.                                   Cypress Environmental Partners, L.P. 10-K Subsidiaries of the Partnership Cypress Brown Integrity - PUC, LLC Cypress Brown Integrity, LLC CF Inspection Management, LLC Cypress Environmental 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 Municipal Water Services, LLC Cypress Energy Partners - Tioga SWD, LLC Cypress Energy Partners - Williams SWD, LLC Cypress Environmental Partners, LLC Cypress Environmental Services, LLC Tulsa Inspection Resources - Canada ULC Tulsa Inspection Resources - PUC, LLC Tulsa Inspection Resources, LLC Cypress Safety Services, LLC 137 Exhibit 21.1 Jurisdiction of Incorporation / Formation  Delaware Texas Delaware Delaware North Dakota Delaware North Dakota North Dakota North Dakota Delaware Delaware Texas North Dakota Delaware Delaware Delaware Alberta Delaware Delaware Delaware                                                   Cypress Environmental Partners, L.P. 10-K Consent of Independent Registered Public Accounting Firm Exhibit 23.1 We consent to the incorporation by reference in the following Registration Statements: (1)        Registration Statement (Form S-3 No 333-230380) of Cypress Environmental Partners, L.P. (2)        Registration Statement (Form S-8 No 333-230381) pertaining to the 2013 Long Term Incentive Plan of Cypress Environmental Partners, L.P. (3)        Registration Statement (Form S-8 No 333-234709) pertaining to the Employee Unit Purchase Plan of Cypress Environmental Partners, L.P., of our report dated March 16, 2020, with respect to the consolidated financial statements of Cypress Environmental Partners, L.P. included in this Annual Report (Form 10-K) of Cypress Environmental Partners, L.P. for the year ended December 31, 2019. /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 16, 2020 138                Cypress Environmental Partners, L.P. 10-K CERTIFICATION OF CHIEF EXECUTIVE OFFICER PURSUANT TO RULE 13A-14(A) AND RULE 15D-14(A)  OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934, AS AMENDED  Exhibit 31.1 I, Peter C. Boylan III, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Cypress Environmental 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 16, 2020 /s/ Peter C. Boylan III Peter C. Boylan III Chief Executive Officer Cypress Environmental Partners, GP, LLC (as general partner of Cypress Environmental Partners, L.P.) 139                                                   Cypress Environmental Partners, L.P. 10-K CERTIFICATION OF CHIEF FINANCIAL OFFICER PURSUANT TO RULE 13A-14(A) AND RULE 15D-14(A)  OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934, AS AMENDED Exhibit 31.2 I, Jeffrey A. Herbers, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Cypress Environmental 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 16, 2020 /s/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers Chief Financial Officer Cypress Environmental Partners, GP, LLC (as general partner of Cypress Environmental Partners, L.P.) 140                                                     Cypress Environmental 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  Environmental  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 Environmental Partners, GP, LLC, the general  partner  of  Cypress  Environmental  Partners,  L.P.  and  Jeffrey  A.  Herbers,  Chief  Financial  Officer  of  Cypress  Environmental  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 16, 2020 Date: March 16, 2020 /s/ Peter C. Boylan Peter C. Boylan III Chief Executive Officer Cypress Environmental Partners, GP, LLC (as general partner of Cypress Environmental Partners, L.P.) /s/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers Chief Financial Officer Cypress Environmental Partners, GP, LLC (as general partner of Cypress Environmental Partners, L.P.) 141                                       

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