Cypress Energy Partners LP
Annual Report 2020

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, 2020 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 has filed a report on and attestation to its management’s assessment of the effectiveness of its internal control over financial reporting under Section 404(b) of the Sarbanes-Oxley Act (15 U.S.C. 7262(b)) by the registered public accounting firm that prepared or issued its audit report. Yes ☐ No ☒ 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, 2020 was $17,978,753.                                             As of March 15, 2021, the registrant had 12,331,305 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. 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 PART IV   Item 15. Item 16. Exhibits and Financial Statement Schedules Summary Signatures 2 Page 6 17 40 40 40 41 41 43 46 65 66 96 96 97 97 101 105 106 109 110 113 114                                         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. GLOSSARY OF TERMS “Environmental Services” Our Water and Environmental Services segment comprised of produced water pipelines and our water treatment facilities located in the Williston basin in North Dakota (also known as the Bakken). “Flowback water” The fluid that returns to the surface for treatment following the completion of a new oil or natural gas well. “Gun barrel” A settling tank located at our water treatment facilities that is used for separating water and oil to clean the water prior to disposal.   “Hydraulic fracturing” A  process  utilized  by  our  customers  in  the  completion  of  a  new  oil  and  gas  well.  Our  customers  pump  fluids,  mixed  with  granular proppant, into a geological formation at various pressures sufficient to create fractures in the hydrocarbon-bearing rock to release the oil and gas. “Hydrotesting” A process utilized in many industries to ensure that a vessel, pipeline, or tank is safe to operate and not leaking.  The vessel, pipeline, or tank is filled with water and pressurized air to the rated maximum burst pressure to inspect for leaks.   “In-line inspection” An inspection technique used to assess the integrity of pipelines from the inside of a pipe. Different technologies are utilized to identify metal loss or corrosion. In-line inspection is also frequently called “smart pigging”. “IPO” Our January 2014 initial public offering of common units representing limited partner interests in us. “Injection intervals” We  own  and  operate  EPA  class  II  injection  wells  at  our  water  treatment  facilities  that  are  regulated  by  the  North  Dakota  Industrial Commission (“NDIC”).  The NDIC determines the injection intervals and depths for us to safely re-inject treated fluids back into the earth where it originated as part of the production of oil and gas by our upstream customers. “Inspection Services” Our Inspection Services segment provides inspection and integrity services to public utility, upstream, midstream, and downstream energy companies. We offer many different types of inspection services including corrosion, welds, cathodic protection, utilities, among others. We are expanding our inspection services to new markets including municipal water, sewer, renewables, offshore, bridges, and electrical transmission infrastructure. “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. “NDE” Nondestructive  examination  is  a  service  we  offer  our  customers  to  test  the  integrity  of  their  infrastructure.  NDE  is  utilized  in  many industries including energy, municipal water, municipal sewer, electrical  transmission, renewables, bridges, aviation, among others. We currently offer our NDE services to energy customers but plan to begin offering NDE services to other industries in the future. “OPEC” The Organization of Petroleum Exporting Countries. “Pig tracking” Our customers utilize in-line inspection tools (also commonly called smart pigs) to inspect their pipelines. We offer services to track these tools or smart pigs as the tool moves through buried pipeline.  Pig tracking includes the locating, mapping and monitoring of the in-line inspection pig. “Pipeline & Process Services” Our  Pipeline  &  Process  Services  segment  includes  Cypress  Brown  Integrity  (“CBI”).  CBI  offers  our  customers  hydrotesting,  chemical cleaning, drying, water treatment, nitrogen, and other related services. “Produced water” Our Environmental Services segment operates water treatment facilities that process and inject produced water that occurs when upstream customers operate oil and natural gas wells.  Produced water is naturally occurring water found in hydrocarbon-bearing formations that flows to the surface along with oil and natural gas. “Proppant” Our upstream customers utilize proppant in the completion of new oil and gas wells. Proppant can be sand or other small man-made small particles that are mixed with fracturing fluid during the hydraulic fracturing process to hold fractures open to extract oil and gas from rock. “Residual oil” We separate oil and water at our water treatment facilities in North Dakota. The recycled recovered oil is then sold. “Separation tank” Our water treatment facilities in North Dakota have cylindrical or spherical vessels used to separate oil, gas and water from the total fluid stream produced by the oil and gas wells of our customers. “Settling tank” Our water treatment facilities in North Dakota have non-circulating storage tanks where gravitational segregation forces separate liquids from solids. “Staking” Our Inspection Services segment offers our customer a variety of services to locate their pipelines. Staking is the process of marking the location where pipeline maintenance will occur.                                                                                     3     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: ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● “CBI” 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; “CF Inspection” refers to a nationally certified women owned business, 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 Environmental Holdings, LLC (formerly 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 15, 2021; “Partnership” refers to the registrant, Cypress Environmental Partners, L.P.; “TIR Entities” refer collectively to various Tulsa Inspection Resources, LLC entities including TIR LLC; TIR-Canada, TIR-PUC and CF Inspection; “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. 4                                    CAUTIONARY REMARKS REGARDING FORWARD LOOKING STATEMENTS The information discussed in this Annual Report on Form 10-K includes “forward-looking statements.” These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “may,” “expect,” “estimate,” “project,” “plan,” “believe,” “intend,” “achievable,” “anticipate,” “continue,” “potential,” “should,” “could,” and similar terms and phrases. Although we believe that the expectations reflected in these forward-looking statements are reasonable, they do involve certain  assumptions,  risks  and  uncertainties  and  we can  give  no  assurance  that  such  expectations  or  assumptions  will  be  achieved.  Important  factors  that  could cause actual results to differ materially from those in the forward-looking statements are described under “Item 1A - Risk Factors” and “Item 7 - Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” in this Annual Report. All forward-looking statements attributable to us or persons acting on our behalf are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements in this paragraph and elsewhere in this Annual Report on Form 10-K and speak only as of the date of this Annual Report on Form 10-K. Other than as required under the securities laws, we do not assume a duty to update these forward- looking statements, whether as a result of new information, subsequent events or circumstances, changes in expectations or otherwise. RISK FACTORS SUMMARY Our business is subject to numerous risks. The following is a summary of the principal risks and uncertainties that could have a material  adverse effect on our business, cash flows, financial condition and/or results of operations. This summary is not complete and the risks summarized below are not the only risks we face. You should review and consider carefully the risks and uncertainties described in more detail in the “Risk Factors” section of this Annual Report on Form 10-K which includes a more complete discussion of the risks summarized below as well as a discussion of other risks related to our business and an investment in our common stock. ● Our ability to earn revenue is dependent on the level of activity of our customers. Most of our customers are owners of energy infrastructure (pipelines, storage facilities, refineries, gas plants, compression and pump stations, among others), public utilities that distribute natural gas and electricity to homes and  businesses,  and  construction  companies  that  build  assets  for  owners  of  energy  infrastructure.  The  energy  industry  has  historically  experienced significant fluctuations in activity as a result of ongoing changes in supply and demand and the resultant fluctuations in commodity prices. The downturn in activity in the energy industry in 2020 had a significant adverse effect on our revenues, and a sustained level of low activity would continue to have a significant adverse effect on our revenues. ● Most  of  our  agreements  with  customers  do  not  commit  the  customers  to  purchase  our  services  for  extended  periods  of  time.  We  operate  in  highly competitive business with low barriers to entry relative to many other industries. For these reasons, we must continually compete to earn revenue. ● We serve over one hundred different customers, but our top five customers represented over 50% of our revenues in 2020. ● We  have  a  revolving  credit  facility  with  a  syndicate  of  banks.  We  are  required  to  maintain  compliance  with  certain  financial  statement  ratios  at  each quarter end. If we are unable to meet these covenants, we would require a covenant waiver. If we were unable to obtain a covenant waiver, we could go into default on the credit agreement. ● One of the covenants in the credit agreement limits our borrowing capacity at each quarter end to a specified multiple of trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the credit agreement). This covenant could restrict our ability to borrow funds for working capital needs, which could constrain our ability to grow and generate revenues. ● Our revolving credit facility was recently renewed, modified, and matures in May 2022. If we are unable to extend the maturity date or to find alternative financing, we could go into default on the credit agreement. ● As amended in March 2021, our credit agreement contains significant limitations on our ability to pay cash distributions to our common and preferred unitholders. 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. Our amended credit facility does allow for tax distributions if required. ● Our field operations are subject to safety risks that could expose us to substantial liability for personal injury, wrongful death, property damage, pollution, and  other  environmental  damages.  Such  incidents  affect  could  adversely  affect  operating  costs,  insurability,  and  relationships  with  employees  and regulators. Many customers monitor the safety metrics of their service providers, and when we are unable to meet a customer’s target safety metrics, the customer  may  choose  to  hire  different  service  providers.  We  carry  various  types  of  insurance  with  a  variety  of  different  coverages,  deductibles,  and exclusions.  Insurance  rates  have  been  subject  to  wide  fluctuations,  and  changes  in  coverage  could  result  in  less  coverage,  increases  in  cost,  higher deductibles and retentions, and more exclusions. ● We are 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. We have incurred, and expect to continue to incur, significant legal expenses in defending against these claims. In 2020 we recorded $0.4 million of expense associated with completed or proposed settlements of certain of these matters.  We have employment agreements with most of our current inspectors that require mandatory arbitration and a bar on class action litigation, although we have former inspectors that did not have agreements with these provisions. ● Our tax treatment depends on our status as a partnership for federal income tax purposes. Certain inspection services are not qualifying income and we therefore have separate taxable entities that pay state and federal income tax on these earnings. ● Our unitholders may be required to pay taxes on their share of our income even if they do not receive any cash distributions from us.                                 ● If we are not able to successfully manage the aforementioned risks and other risks described in the “Risk Factors” section of this Annual Report on Form 10-K, we could be required to undertake a restructuring. 5   ITEM 1. BUSINESS Overview PART I Cypress Environmental 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) Inspection Services (“Inspection Services”), comprising the TIR Entities’ operations, (2) Pipeline & Process  Services  (“Pipeline  &  Process  Services”),  consisting  of  CBI’s  operations  and  (3)  Water  and  Environmental  Services  (“Environmental  Services”), representing  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. We are currently focused on expanding our Inspection Services into other markets that are not IRS qualifying income under our PLR including: Electrical transmission systems ● Municipal water and sewer ● ● Bridges ● Offshore ● Coatings including marine/ships ● Renewable energy sources including wind, and solar, and hydroelectric. The  Inspection  Services  segment  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  environmental  services,  including  inspection  and  integrity  services  on  a variety of infrastructure assets such as midstream pipelines, gathering systems, and distribution systems. These services are offered on existing infrastructure as well as new construction. This segment generally follows a just in time (“JIT”) business model whereby we only hire inspectors when we have work to perform for a customer. We hire these inspectors as W-2 employees from our proprietary database based upon qualifications, certifications, and experience. These inspectors utilize their own four-wheel drive vehicles and we therefore do not have substantial capital expenditure requirements. Services include nondestructive examination (“NDE”),  in-line  inspection  support,  pig  tracking,  survey,  data  gathering,  and  supervision  of  third-party  contractors.  Our  revenues  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,  pump  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. We generally do not earn any margin on pass-through expenses such as per diem charges and mileage that we offer to our field inspectors who travel away from their residence. Revenue and costs in this segment are 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,  chemical cleaning,  water  transfer  and  recycling,  pumping,  pigging,  flushing,  filling,  dehydration,  caliper  runs,  in-line  inspection  tool  run  support,  nitrogen  purging,  and drying  services  to  energy  companies  and  pipeline  construction  companies.  We  perform  services  on  both  newly-constructed  and  existing  pipelines  and  related infrastructure.  We  generally  charge  our  customers  in  this  segment  on  a  fixed-bid  basis,  depending  on  the  scope  of  work,  size  and  length  of  the  pipeline  being tested,  the  complexity  of  services  provided,  and  the  utilization  of  our  work  force  and  equipment.  We  own a  substantial  amount  of  equipment  to  perform  these services and frequently rent additional equipment as needed. Our results in this segment are driven primarily by the number of projects we are awarded and the nature  and  duration  of  the  projects.  Revenue  and  costs  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 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. We wholly-own eight of these water treatment facilities and we own a 25% interest in the other facility that we developed and manage. These water treatment facilities are connected to thirteen (13) pipeline gathering systems, including two (2) that we developed and own. We specialize in the treatment, recovery, separation, and disposal of waste byproducts generated by our customers 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,  technology,  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. The volume of water processed at our water treatment facilities is driven by water volume generated from existing oil and natural gas wells during their useful lives and new oil wells that are drilled and completed. Our customers' willingness to invest in new drilling is determined by a number of factors, the most important of which  are  the  current  and  projected  prices  of  oil;  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. Our Relationship with Holdings                       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; his daughter Cynthia A. Field; and a company controlled by our Chairman, Chief Executive Officer and President, Peter C. Boylan III. Holdings’ owners bring substantial industry knowledge, experience, 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 energy 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. 6   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 cash flow we generate from our operations.  We pursue the following business strategies: ● ● ● ● ● Inspection Services. 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  United  States  that,  in  the  future,  will  require  customers  to  undertake  more  frequent  and  more extensive inspections of their energy infrastructure and pipeline assets. 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 infrastructure 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 often have long lead time expansion projects that require our services. Our clients also require ongoing maintenance and integrity work on their aging pipelines and other energy infrastructure. Our business is not immune to economic changes in the energy industry; however, we believe that we can grow organically by acquiring new customers and additional work from existing customers. Today, we estimate that we serve less than 8% of the available potential customers in the energy industry. We also plan to expand our inspection services into new markets not exposed to commodity prices including: • • • • • • Municipal water and sewer Electrical transmission systems Bridges Offshore Coatings including marine/ships Renewable energy sources including wind, solar, and hydroelectric. Each  of  these  new  markets  requires  the  same  skills  our  inspectors  currently  have,  including  welding,  coatings,  corrosion,  NDE,  cathodic protection,  among  others.  We  continue  to  invest  in  our  business  development  and  account  management  teams  to  pursue  these  and  other opportunities. Pipeline & Process Services. We intend to continue to position ourselves as a trusted provider of hydrotesting and other integrity services. We believe  we  have  demonstrated  the  ability  to  perform  large  and  complex  integrity  projects  reliably.  During  2018,  we  opened  a  new  office  in Odessa, Texas, to better serve the growing Permian basin market. 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, including a privately owned pipeline & process services business based in Scott, Louisiana that is owned by a subsidiary  of  Holdings.  We  continue  to  enjoy  an  excellent  reputation  in  the  industry  and  continue  to  bid  on  new  work.  Historically,  we  have performed most of our services in Texas and in neighboring states, although we also have the ability to deploy teams to locations farther away from our base of operations in Texas. In 2020, we won a small percentage of the projects that occurred in Texas. We plan to aggressively pursue announced projects in Texas and other states to generate revenues. Environmental Services. This segment represents  a small percentage of our overall  business and our primary  focus remains  on inspection  and related integrity services. We divested our Permian basin facilities in 2018. We have no plans to build new facilities and may divest one or more of our remaining facilities. We continue to look for dedicated pipeline opportunities with customers that will secure additional water volumes 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 is cyclical in nature, we currently derive a significant portion of our volume and revenue from existing oil wells. When customers complete new wells near our facilities, we have the opportunity to treat additional volumes of water. We intend to capitalize  on  the  continued  demand  for  removal,  treatment,  storage  and  disposal  of  flowback  and  produced  water  by  continuing  to  position ourselves as a trusted, dependable provider of safe, high-quality water and environmental services to our customers. We estimate that we utilized approximately 22% of the aggregate annual capacity of 35.3 million barrels of these facilities in 2020, evidencing capacity for growth without additional capital expenditures. We currently have 13 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. We continue to focus on increasing pipeline water delivered to our facilities. Pipeline water was 66% of the total water volume in 2020. Leverage customer relationships in our business segments. We continue to pursue development opportunities with customers that 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 inspection and integrity services. Holdings owns a pipeline & process services business that primarily performs offshore services, and an 5G ultra high definition in-line inspection business in  Utah  that  performs  services  for  energy,  and  municipal  water  pipelines.  We  intend  to  enhance  our  relationships  with  our  customers  by broadening the services we provide; 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. Diversify our service offerings. We continue our diversification initiative to begin offering our inspection services to other industries, including renewables  (such  as  wind,  solar,  hydroelectric),  electrical  transmission,  municipal  water,  sewer,  coatings,  and  Department  of  Transportation infrastructure (such as bridges). We have been bidding inspection jobs in these new markets and many of our inspectors and employees have the skills to offer these services to these new markets. Over the long term, we hope to have the majority of our inspection revenue coming from these new segments.                   ● Pursue strategic, accretive acquisitions. In 2018, Holdings completed two acquisitions to further broaden our collective suite of environmental services. One acquisition 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”). Holdings’ next generation 5G ultra high-resolution magnetic flux leakage (“MFL”) ILI technology called EcoVision™ UHD, is capable of helping pipeline owners and operators better manage the integrity of their assets in both the municipal water and energy industries. We believe Holdings is the only technology provider today capable of offering this service to the large and diverse municipal water industry that provides drinking water to our communities. Holdings has been investing in building ILI tools to serve these markets. 7   Our Business Segments Our business operates in three reportable segments: (1) Inspection Services, comprising the TIR Entities’ operations, (2) Pipeline & Process Services, made up of CBI’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”) allow for expansion into other lines of business. Our long-term goals continue to be diversifying into other attractive lines of business  and  expanding  our  customer  base  within  our  existing  lines  of  business.  Certain  inspection  services  are  not  qualifying  income  under  our  PLR  and  we therefore have separate taxable entities that pay state and federal income tax on these earnings. Inspection Services Overview. The Inspection Services segment is a leading provider of independent inspection, integrity, and nondestructive 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,  liquefied  natural  gas  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 entered into an agreement with CF Inspection, a nationally-qualified woman-owned company affiliated with one of Holdings’ owners and a Director of our General Partner. 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 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. Operations. Upstream,  midstream,  downstream  ,  public  utility  companies,  and  other  pipeline  operators  are  required  by  federal  and  state  law  and  regulation  to inspect their pipelines, infrastructure assets, 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 staffing plan utilizing our proprietary database of professionals and other recruitment methods. 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”). We utilize a just in time (“JIT”) business model whereby we generally only hire an inspector when we have a billable assignment with a client. 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  and  certifications  prior  to  performing  inspection  work  on  their  projects.  We  utilize  a  number  of  accrediting  agencies  including  but  not  limited  to  the National  Center  for  Construction  Education  and  Research  and  Veriforce  training  curricula  to  train  and  evaluate  employees.  In  addition  to  assignment-specific training, welding inspectors and coating inspectors also must meet special certification requirements. PHMSA recently issued new rules that impose several new requirements on operators of onshore gas transmission systems and hazardous liquids pipelines. The new  rules  expand  requirements  to  address  risks  to  pipelines  outside  of  environmentally  sensitive  and  populated  areas.  In  addition,  the  rules  make  changes  to integrity  management  requirements,  including  emphasizing  the  use  of  in-line  inspection  technology.  The  new  rules  took  effect  on  July  1,  2020  with  various implementation phases over a period of years. We remain optimistic about the long-term demand for environmental services such as inspection services, integrity services,  and  water  solutions,  due  to  our  nation’s  aging  pipeline  infrastructure,  and  we  believe  we  continue  to  be  well-positioned  to  capitalize  on  these opportunities.  Our parent  company’s ownership interests  continue  to remain  fully aligned with our unitholders,  as our General Partner and insiders collectively own approximately 76% of our total common and preferred units. In 2020 and 2019, we employed as W-2 employees an average of 730 and 1,485 inspectors, respectively. Most of our inspection work was performed in the United States, although an insignificant amount of the work was performed in Canada. Our scope of services includes the following: ● ● ● ● ● ● ● Project coordination (construction or maintenance coordination for in-line inspection services projects); Staking services (marking a dig site for surveyed anomalies); ILI Pig tracking services (mapping and tracking of third-party pipeline cleaning and inspection units, called pipeline inspection gadgets (“Pigs”)); Maintenance inspection (third-party pipeline periodic inspection to comply with PHMSA regulations); Miscellaneous inspection including welds, coatings, cathodic protection, utilities, safety, among others on existing and new construction; Pipeline marker replacement and installation; Depth of cover and centerline surveys; 8                               ● ● Various  NDE  inspections  including  but  not  limited  to  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  energy  industry,  as  well  as  pipeline  and  energy infrastructure 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, but not limited to, filling, pressure testing, dewatering, drying, and pneumatic or nitrogen testing. 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. Upstream, midstream, and downstream 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 test the integrity of 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  technicians  are  W-2  employees  with  specialized  training.  CBI averaged 28 field technicians performing the testing services in each of 2020 and 2019, 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. We wholly-own eight of these water treatment facilities and we own a 25% interest in the remaining facility we developed and manage. These water treatment facilities are connected to thirteen (13) 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  2020,  99%  of  our  volumes  were  produced  water  from  existing  wells  (as  opposed  to  flowback  water  from  the development of new wells) and 66% of our volumes were delivered via pipeline. Our 25% owned facility had 99% produced water and 98% was delivered via pipeline  in  2020.  We  currently  serve  approximately  50  customers.  All  of  our  facilities  utilize  specialized  technology,  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. Operations. The Environmental Services segment currently generates revenue by providing the following services: ● ● ● ● Flowback water management. We inject flowback water produced by our customers from hydraulic fracturing operations during the completion of new oil wells. The owner of the oil well typically either transports the flowback water to one of our facilities via pipeline or truck. Once the water is received at our facility, we treat the water through a combination of separation tanks, gun barrels, and chemical processes. The water is then injected into the class II EPA injection well at depths of at least 5,000 feet after recovering the skim oil. 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 also treat and inject naturally-occurring water for our customers that is extracted during the oil production process. This produced water is generated during the entire lifecycle of an oil well. While the level of hydrocarbon production declines over the life of a well, the amount  of  produced  water  may  decline  at  a  slower  rate  or,  in  some  cases,  may  even  increase.  The  customer  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  our  injection  wells  at  depths  of  at  least  5,000  feet  after  recovering  any  skim  oil.  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. Residual oil sales. Before we inject flowback and/or produced water into our injection wells, we separate the residual oil and sell it to third parties. Facility management. In addition to the facilities we wholly-own, we own a 25% interest in an additional facility in North Dakota that we developed and manage. Our responsibilities in managing this facility 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. 9                           The majority of the water processed at our water treatment facilities is derived from produced water that is generated throughout the life of the oil well. In 2020 and 2019, produced water represented 99% and 93%, respectively, of our total barrels of water treated. In general, each of our water treatment facilities is open every day of the year, with some being open by appointment only. Over time, the volumes processed at each individual facility fluctuate based on changes in the level of activity near the facility. We have in the past temporarily closed individual facilities when the volumes  at  the  facilities  were  low,  and  we  have  later  reopened  these  facilities  when  market  conditions  near  those  facilities  improved.  We  may  in  the  future temporarily close individual facilities again. If market activity near an individual facility remains low for an extended period of time, we may consider permanently closing that facility, which would require us to incur certain asset retirement costs. We may also consider divestitures. 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  publicly  traded  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. Principal Customers Inspection Services Customers  of  our  Inspection  Services  segment  are  principally  owners  and  operators  of  pipelines  and  other  infrastructure  or  public  utility/local  distribution companies in North America that provide natural gas to homes and businesses. In 2020 and 2019, this segment had approximately 59 and 78, respectively. The five largest  customers  in  this  segment  generated  59%  and  65%  of  our  segment  revenue  in  2020  and  2019,  respectively.  In  2020  and  2019,  we  had  two  and  four customers, respectively, that individually accounted for more than 10% of segment revenues. Pipeline & Process Services Pipeline  &  Process  Services  segment  customers  are  primarily  pipeline  construction  companies  and  pipeline  owners.  In  2020  and  2019,  this  segment  had approximately 29 and 38 customers, respectively. Our ten largest customers generated 90% and 92% of our total segment revenue in 2020 and 2019, respectively. In 2020 and 2019, we had four and three customers, respectively, that individually accounted for more than 10% of segment revenues. Environmental Services Environmental Services segment customers are primarily E&P companies that own, drill, and operate oil wells in North Dakota. These customers include publicly traded  energy  companies,  independents,  trucking  companies,  and  third-party  purchasers  of  residual  oil.  In  the  years  ended  December  31,  2020  and  2019,  this segment had approximately 50 and 86 customers, respectively. Our ten largest customers generated 90% and 79% of the Environmental Services revenue in 2020 and 2019, respectively. In 2020 and 2019, we had four and three customers, respectively, that individually accounted for more than 10% of segment revenues. 10                 Market There  is  a  large  market  of  owners  of  pipelines  and  energy  infrastructure,  and  there  are  many  entities  that  we  do  not  currently  provide  inspection  and  integrity services to. We estimate that we serve less than 8% of the available market. Therefore we have a large potential market whereby we plan to pursue organic growth. The table below illustrates the size of the market, based on our independent research: Category Exploration & production Exploration & production - offshore Midstream # of Companies                30,600                      188  # Top Prospects                      300                         44                   3,600                       520  Midstream - offshore                     470                       200  Public utility - electric                  2,100                       350  Description All wells in the U.S. All U.S. wells offshore in the Gulf of Mexico Ranking Metric  >500 wells  >10 wells  >250 miles of pipeline  >30 miles of pipeline  >50,000 customers  >5,000 customers All gas public utility companies in the U.S. All midstream companies that have pipelines in the Gulf of Mexico All electric public utility companies in the U.S. All midstream companies with pipelines in the U.S. Companies approximately ranked by population Top 50 chemical companies in the world Public utility - gas Public utility - water Petrochemical Refineries                  1,400                   2,000                        50                                 -    None                      310                         75  City population                       75                         48  In Texas & Louisiana All refineries in the U.S.  Liquefied natural gas terminals                       50                                 -    None Midstream gathering and processing                  2,700                       400   >250 miles of pipeline All U.S. liquefied natural gas terminals that are existing or are being planned All gathering & transmission lines in the U.S. We  continue  to  focus  on  sales  efforts,  both  to  existing  and  prospective  new  customers.  We  have  recently  made  investments  in  our  account  management  and business development teams, to position ourselves to take advantage of the market’s eventual recovery. Competition Inspection Services Reputation,  safety  statistics,  financial  strength,  and  quality  are  important  to  our  current  and  potential  customers.  The  inspection  services  business  is  highly competitive.  Our  competition  consists  primarily  of  three  types  of  companies:  independent  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, financial strength, inspector training, insurance, reputation, dependability of service, customer service, and price. Pipeline & Process Services The  pipeline  and  process  services  business  is  also  highly  competitive.  We  believe  the  principal  competitive  factors  in  our  business  are  customer  service, operational experience, 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. 11                 Environmental Services The Environmental Services business is highly competitive with relatively low barriers to entry. Our competition includes smaller regional companies. In addition, 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 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 Inspection Services Inspection  work  varies  depending  upon  the  geographic  location  of  our  customers.  The  months  from  April  to  October  are  historically  the  most  active  for  our 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 United  States  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 Because  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.  However,  hurricanes,  flooding,  and  the  recent  cold  weather  in  Texas  and  Oklahoma  adversely  impact  our  ability  to generate revenues. 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  growing  percentage  of  piped  water  to  our  facilities  has mitigated some of these weather-related matters. 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. 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. For instance, in January 2021, the Biden administration issued an executive order directing all federal agencies to review and take action to address any federal regulations, orders, guidance documents, policies and any similar agency actions promulgated during the prior administration that may  be  inconsistent  with  the  current  administration’s  policies.  As  a  result,  it  is  unclear  the  degree  to  which  certain  recent  regulatory  developments  may  be modified or rescinded. The executive order also established an Interagency Working Group on the Social Cost of Greenhouse Gases (“Working Group”), which is called on to, among other things, develop methodologies for calculating the “social cost of carbon,” “social cost of nitrous oxide” and “social cost of methane.” Final recommendations from the Working Group are due no later than January 2022. Further regulation of air emissions, as well as uncertainty regarding the future course of regulation, could eventually reduce the demand for oil and natural gas. Also in January 2021, the Biden administration issued an executive order focused on  addressing  climate  change  (the  “2021  Climate  Change  Executive  Order”).  Among  other  things,  the  2021  Climate  Change  Executive  Order  directed  the Secretary of the Interior to pause new oil and natural gas leasing on public lands or in offshore waters pending completion of a comprehensive review of the federal permitting and leasing practices, consider whether to adjust royalties associated with coal, oil, and gas resources extracted from public lands and offshore waters, or take other appropriate action, to account for corresponding climate costs. The 2021 Climate Change Executive Order also directed the federal government to identify “fossil fuel subsidies” to take steps to ensure that, to the extent consistent with applicable law, federal funding is not directly subsidizing fossil fuels. Legal challenges to the suspension have already been filed and are currently pending. 12                 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.  State  permits  can  restrict  pressure,  size,  and  location  of  disposal operations, impose limits on the types and amount of waste a facility may receive and the overall capacity of a waste disposal facility. States may add additional restrictions on the operations of a disposal facility when a permit is renewed or amended. As these regulations change, our permit requirements could become more stringent  and  may  require  material  expenditures  at  our  facilities  or  impose  significant  restraints  or  financial  assurances  on  our  operations.  In  the  course  of  our operations, some of our equipment may be exposed to naturally occurring radiation associated with oil and natural gas deposits, and this exposure may result in the generation of wastes containing Naturally Occurring Radioactive Materials, or NORM. NORM wastes exhibiting trace levels of naturally occurring radiation in excess of established state standards are subject to special handling and disposal requirements, and any storage vessels, piping, and work area affected by NORM may be subject to remediation or restoration requirements. It is possible that we may incur costs or liabilities associated with elevated levels of NORM. Safe Drinking Water Act. Our  underground  injection  operations  are  subject  to  the  Safe  Drinking  Water  Act,  or  SDWA,  as  well  as  analogous  state  laws  and regulations. Under the SDWA, the EPA established the Underground Injection Control, or UIC, program, which established the minimum program requirements for  state  and  local  programs  regulating  underground  injection  activities.  The  UIC  program  includes  requirements  for  permitting,  testing,  monitoring,  record keeping and reporting of injection well activities, as well as a prohibition against the migration of fluid containing any contaminant into underground sources of drinking water. State regulations require us to obtain a permit from the applicable regulatory agencies to operate our underground injection wells. Any leakage from the subsurface portions of the injection wells could cause degradation of fresh groundwater resources, potentially resulting in suspension of our UIC permit, issuance of fines and penalties from governmental agencies, incurrence of expenditures for remediation of the affected resource and imposition of liability by third parties for property damages and personal injuries. In addition, storage of residual crude oil collected as part of the saltwater injection process prior to sale could impose liability on us in the event that the entity to which the oil was transferred fails to manage and, as necessary, dispose of residual crude oil in accordance with applicable environmental and occupational health and safety laws. 13                   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 2018 fiscal year. The Fish and Wildlife Service did not meet that deadline but  continues  to  consider  whether  to  list  additional  species  under  the  ESA.  Although  current  listings  have  not  had  a  material  impact  on  our  operations,  the designation of previously unidentified endangered or threatened species under the ESA or similar state laws could limit our ability to expand our operations and facilities or could force us to incur material additional costs. Moreover, listing such species under the ESA or similar state laws could indirectly, but materially, affect  our  business  by  imposing  constraints  on  our  customers’  operations,  including  the  curtailment  of  new  drilling  or  a  refusal  to  allow  a  new  pipeline  to  be constructed. Air emissions. Some of our operations also result in emissions of regulated air pollutants. The Clean Air Act, or CAA, and analogous state laws require permits for and impose other restrictions on facilities that have the potential to emit substances into the atmosphere above certain specified quantities or in a manner that could adversely  affect  environmental  quality.  Failure  to  obtain  a  permit  or  to  comply  with  permit  requirements  could  result  in  the  imposition  of  substantial administrative, civil, and even criminal penalties. We do not believe that any of our operations are subject to CAA permitting or regulatory requirements for major sources of air emissions, but some of our facilities could be subject to state “minor source” air permitting requirements and other state regulatory requirements for air emissions. Our Pipeline & Process Services segment has certain equipment requirements in various states. Our customers’ operations may be subject to existing and future CAA permitting and regulatory requirements that could have a material effect on their operations. The EPA recently approved and proposed new CAA rules requiring additional emissions controls and practices for oil and natural gas production wells, including wells that are the subject of hydraulic fracturing operations. The rules also establish new emission requirements for compressors, controllers, dehydrators, storage tanks,  natural  gas  processing  and  certain  other  equipment  used  in  the  hydraulic  fracturing  process.  These  rules  may  increase  the  costs  to  our  customers  of developing and producing hydrocarbons, and as a result, may have an indirect and adverse effect on the amount of oilfield waste delivered to our facilities by our customers. 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  “Paris  Agreement”).  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.  In  June  2018,  President  Trump  announced  that  the  United  States  plans  to  withdraw  from  the  agreement  and formally initiated the withdrawal process in November 2019, which resulted in an effective exit date of November 2020. However, the Biden administration issued the aforementioned 2021 Climate Change Executive Order that, among other things, commenced the process for the U.S. reentering the Paris Agreement. The U.S. officially rejoined the Paris Agreement on February 19, 2021. The 2021 Climate Change Executive Order also directed the Secretary of the Interior to pause new oil and natural gas leasing on public lands or in offshore waters pending completion of a comprehensive review of the federal permitting and leasing practices, consider whether to adjust royalties associated with coal, oil, and gas resources extracted from public lands and offshore waters, or take other appropriate action, to account for corresponding climate costs. The 2021 Climate Change Executive Order also directed the federal government to identify “fossil fuel subsidies” to take steps to ensure that, to the extent consistent with applicable law, federal funding is not directly subsidizing fossil fuels. Legal challenges to the suspension have already  been  filed  and  are  currently  pending.  To  the  extent  that  the  United  States  and  other  countries  implement  the  Paris  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. 14   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. 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.  We  are  managed  and  operated  by  the  directors  and  officers  of  our  general  partner.  All  of  the  employees  who conduct  our  business  are  employed  by  affiliates  of  our  general  partner,  although  we  often  refer  to  these  individuals  in  this  report  as  our  employees.  This  is  a common structure among other publicly traded partnerships. 15                     Inspection Services Segment Our Inspection Services segment utilizes a just in time (“JIT”) business model that employs a number of W-2 inspectors that varies based on client needs (we also employ technicians for services such as nondestructive examination; for purposes of this report, we generally use the term “inspectors” to refer to all of the field employees  of  the  Inspection  Services  segment).  We  generally  only  employ  inspectors  when  there  is  a  specific  billable  client  project  to  deploy  them  on.  As  of December 31, 2020, this segment employed 528 inspectors and 24 office employees, all of whom were employed in the United States. 2020 was the worst year in our short history, following our best year and record results in 2019 prior to the COVID-19 pandemic. Many of our customers cancelled new construction projects and/or deferred  maintenance  and integrity work as the price of crude oil declined  significantly  before recovering to current levels. We implemented  major cost reductions including layoffs, furloughs, and salary and hour reductions to address these adverse market conditions. Recruitment and retention of qualified field employees is critical to our success. We recruit via our company website, third-party recruitment websites, and our proprietary  database  that  includes  over  20,000  prospective  inspectors.  There  are  numerous  competitors  in  the  inspection  business,  and  we  must  maintain competitive  compensation  packages  in  order  to  recruit  and  retain  qualified  inspectors.  Compensation  packages  vary  based  on  geographic  and  other  factors. Currently, we do not provide company-paid health and related benefits for most of our inspectors. We  have  implemented  an  inspector  rating  system,  under  which  we  and  our  clients  periodically  rate  inspector  performance.  We  have  also  recently  developed  a program  in  partnership  with  the  Department  of  Defense  SkillsBridge  program  and  a  Tulsa-based  technical  college  to  recruit  and  train  honorably  discharged veterans to become inspectors. Certain inspectors for one of our publicly traded public utility companies are members of a union and are covered by a collective bargaining arrangement. As of December  31,  2020,  79  inspectors  were  members  of  this  union.  This  customer  has  an  agreement  to  work  with  this  union  as  part  of  their  agreement  with  the California Public Utility Commission. None of our other employees are covered by collective bargaining arrangements. Pipeline & Process Services Segment Our  Pipeline  &  Process  Services  segment  employed  42  people  at  December  31,  2020.  Of  these  W-2  employees,  13  were  office  employees  and  29  were  field employees. 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  customer  project,  given  the  specialized  training  required  to  perform  their  tasks  on  hydrotesting.  Our compensation  structure  for  field  employees includes wages, health benefits, job-specific bonuses, and, when the financial performance of the segment is strong, annual discretionary bonuses. When we have a high volume of customer projects, we often deploy employees of an affiliated entity owned by Holdings and/or contract labor to manage the short-term swings in activity. When we have a low volume of customer projects, as was the case in late 2020 and early 2021, we re-assess the size of our workforce. In early 2021, we implemented a cost reduction plan that included a combination of salary reductions, furloughs, and a reduction in workforce. Environmental Services Segment Our Environmental Services segment employed 8 people at December 31, 2020, all of whom work at our North Dakota facilities. Our facilities are generally open every day of the year to serve our customers. Most of these W-2 employees have been employed with us for a number of years. Our compensation structure for field  employees  includes  wages  and  health  benefits.  During  2020,  in  response  to  challenging  market  conditions,  we  implemented  a  cost  reduction  plan  that included a combination of salary reductions and a reduction in workforce. Corporate As of Dec ember 31, 2020 we employed 68 people in our corporate offices who provide various services including management, business development, human resources,  information  technology,  billing,  safety,  legal,  payroll,  and  accounting,  among  others.  We  utilize  a  shared  services  model  to  support  our  various businesses. The compensation cost for these employees is allocated among us and our affiliates based on estimates of the amount of time these employees spend on our businesses relative to those of our affiliates. Our primary corporate office is in Tulsa, Oklahoma, and we have a smaller corporate office in Houston, Texas. CBI is located in Giddings, Texas. Our affiliates, privately owned by Holdings, have offices in Salt Lake City, Utah and Scott, Louisiana. We have a small corporate workforce, and as a result, recruitment and retention of high-performing employees is important to our success. We strive to recruit employees who are willing and able to perform a diverse set of responsibilities as business needs warrant. Our salary structure is designed to reward high performance/merit, and we generally award salary increases to specific employees for performance and/or market reasons, rather than awarding across-the-board cost of living increases. We have an annual short-term incentive plan, and the bonuses we pay under this program are heavily  influenced  by the financial  performance  of our business. In 2019, we awarded generous cash bonuses (as a result of strong financial  performance), whereas in 2020, we awarded only minimal cash bonuses (as a result of lower financial performance). Executive management did not receive any bonuses in 2020 given our performance. We also have a long-term incentive plan, under which we grant equity awards to select key employees. These awards have been in the form of  phantom  restricted  common  units  that  vest  over  a  period  of  3  to  5  years,  and  in  some  cases  vesting  is  also  contingent  on  company  performance  metrics. However, our LTIP allows us to incentivize our employees with a variety of equity incentives, including without limitation, common unit purchase options. During 2020, we implemented salary reductions for a large percentage of our corporate salaried employees in response to the adverse market conditions. These reductions ranged from 5%-40%, with our CEO at the maximum end of this range, the management team generally at the higher end of this range, and employees with lower salaries generally at the lower end of this range. We offer subsidized health and related benefits and the opportunity to participate in a 401(k) plan, although we do not currently offer matching contributions to the 401(k) plan.  Safety We have a team of professionals in our corporate offices dedicated to matters such as workplace safety and operational qualifications. During 2020, in response to the  COVID-19  pandemic,  we  implemented  our  business  continuity  plan,  which  included  a  work-from-home  arrangement  for  most  of  our  corporate  office                                 employees at various times during the pandemic. 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 fluctuations, and changes in coverage could result in less coverage, increases in cost, higher deductibles and retentions, and more exclusions. 16     Our  businesses  can  be  dangerous,  involving  unforeseen  circumstances  such  as  environmental  damage  from  leaks,  spills,  or  vehicle  accidents.  To  address  the hazards  inherent  in  our  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 our 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. 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. 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 There are significant contractual restrictions on our ability to pay distributions to holders of our common units. Our revolving credit agreement, as amended in March 2021 (the “Credit Agreement”), contains significant limitations on our ability to pay cash distributions. We may only pay the following cash distributions: ● ● ● distributions to common and preferred unitholders, to the extent of income taxes estimated to be payable by these unitholders resulting from allocations of our earnings; distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year, if our leverage ratio is 4.0 or lower; and distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. The holders of our 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. The Partnership may seek to renegotiate the terms of the Series A Preferred Units with the related party holders thereof, including negotiating the conversion of such Series  A Preferred  Units into common  units.  The conflicts  committee  of the board of directors  would represent  the Partnership  in any such related  party transaction.  The holders of the Series A Preferred Units may be unwilling to renegotiate the terms of the Series A Preferred Units on terms that are beneficial and/or acceptable to the Partnership or at all. In addition to the contractual restrictions noted above, our ability to pay distributions in the future to our common unitholders will depend on the amount of cash we generate from our operations, which fluctuates based on a variety of factors. The amount of cash we generate from our operations fluctuates from based on, among other things: ● ● ● ● the fees we charge, and the margins we realize, from our services; the number and types of projects conducted by our Inspection Services and Pipeline & Process Services segments and the volume of water processed by our Environmental Services segment; prevailing economic and market conditions, including volatile commodity prices and their effect on our customers; the cost of achieving organic growth in current and new markets; 17                                   ● ● ● our ability to make profitable acquisitions of businesses; the level of competition from other companies; governmental regulations, including changes in governmental regulations, in our industry; and ● weather and natural disasters, lightning, seismic activity, vandalism, and acts of terror. 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; 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 Inspection Services 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 Inspection Services segment on a weekly basis, but typically receive payment from our customers 45 to 90 days after the 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 cash distributions. 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 are currently and may in the future 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. Our  Credit  Agreement  provides  up  to  $75.0  million  of  borrowing  capacity,  subject  to  certain  limitations.  As  of  December  31,  2020,  we  had  $62.0  million  of borrowings  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: 18                                           ● ● 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. Our Credit Agreement matures on May 31, 2022. If we are unable to enter into a new or amended credit facility prior to that date, all amounts outstanding under the Credit Agreement would become due and payable. 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. We are required to maintain compliance with certain financial statement ratios at each quarter end. If we are unable to meet these covenants, we could go into default on the Credit Agreement. One of the covenants in the Credit Agreement limits our borrowing capacity at each quarter end to a specified multiple of trailing- twelve-month  EBITDA  (as  defined  in  the  Credit  Agreement).  This  covenant  could  restrict  our  ability  to  borrow  funds  for  working  capital  needs,  which  could constrain our ability to generate revenues. 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 inspection services, pipeline and process services, or water treatment services. Decisions by customers to no longer 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 71%, 77% and 67% of our consolidated revenue in 2020, 2019, and 2018, respectively. The following table sets forth  the  customers  who  accounted  for  more  than  10%  of  our  consolidated  revenue  for  the  years  ended  December  31,  2020,  2019,  and  2018  (all  of  which  are customers of our Inspection Services segment): 2020 Pacific Gas and Electric Company Enterprise Products Partners L.P. 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. 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 inspection services and integrity service activities and waste management activities. Our business is largely dependent on the willingness of customers to outsource their inspection services 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 chose to 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. 19                                                 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.  The  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, 2020, our Consolidated Balance Sheet included $0.5 million of pre-petition accounts receivable from Sanchez. We have recorded an allowance of $0.5 million at December 31, 2020 against these accounts receivable from Sanchez.  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 United States weekly aggregate rig count reached an all-time high of 4,530 rigs in December 1981 and a post-1942 low rig count of 244 rigs in August 2020. When oil and natural gas prices are low, E&P companies, pipeline owners, and operators and public utility or local distribution companies in the regions we conduct our business typically reduce capital spending maintaining their pipelines or oil and natural gas production. Crude oil prices decreased significantly during 2020, due in part to decreased demand as a result of the worldwide COVID-19 pandemic. This decline in oil prices led many of our customers to change their budgets and plans, which has decreased their spending on drilling, completions, and exploration. This had an adverse effect on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration and production activity also affected the midstream industry and led to delays and cancellations of projects. It is also possible that our customers may elect to defer maintenance activities on their infrastructure. Such developments 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. The  Environmental  Services  segment  constituted  approximately  3%,  3%,  and  4%  of  our  revenue  in  2020,  2019,  and  2018,  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, and cash flows. Our customers’ willingness to engage in drilling and production of oil and natural gas and to construct new pipelines and other infrastructure depends largely upon prevailing industry conditions that are influenced by numerous factors over which our management has no control, such as: ● ● ● ● ● ● ● ● the supply of and demand for oil and natural gas; the level of prices, and market expectations with respect to future prices of oil and natural gas; the cost of exploring for, developing, producing, and delivering oil and natural gas; the cost of fracturing services; the market’s expected rate of decline of current oil and natural gas production; the rate and frequency at which new oil and natural gas reserves are discovered; available pipeline and other transportation capacity; lead times associated with acquiring equipment and products and availability of personnel; ● weather conditions, including hurricanes, tornadoes, earthquakes, wildfires, drought or man-made disasters that can affect oil and natural gas operations over a wide area, as well as local weather conditions such as unusually cold winters in the Bakken Shale region of the Williston Basin in North Dakota that can have a significant impact on drilling activity in that region; 20                                     ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● domestic and worldwide economic conditions; contractions in the credit market; political instability in certain oil and natural gas producing countries; the continued threat of terrorism and the impact of military and other action, including military action in the Middle East or other parts of the world; governmental regulations, including income tax laws or government incentive programs relating to the oil and natural gas industry and the policies of governments regarding the exploration for and production and development of oil and natural gas reserves; the level of oil production by non-OPEC countries and the available excess production capacity contained in OPEC member countries; oil refining capacity and shifts in end-customer preferences toward fuel efficiency; potential acceleration in the development, and the price and availability, of alternative fuels; the availability of water resources for use in hydraulic fracturing operations; public pressure on, and legislative and regulatory interest in, federal, state, and local governments to ban, stop, significantly limit or regulate hydraulic fracturing operations; technical advances affecting energy consumption; access to necessary labor and services; the access to and cost of debt and equity capital for oil and natural gas producers; ● merger and divestiture activity among oil and natural gas producers; and ● the impact of changing regulations and environmental and safety rules and policies. 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 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  inspection  services  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. 21                                         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. Our ability to grow in the future is dependent on our ability to access external growth capital. We  rely  in part  upon external  financing  sources,  including  borrowings under  our credit  facility  and the  issuance  of debt and  equity  securities,  to  fund working capital and 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, 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. We are vulnerable to the potential difficulties, expenses, and uncertainties associated with 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. 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 3%, 6%, and 5% of the revenue in 2020, 2019, and 2018, 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. 22                               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. 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. 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. 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. 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 CBI, 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.                                           23   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 March 2021, we entered into an amendment to our Credit Agreement. As amended, the Credit Agreement provides up to $75.0 million of borrowing capacity and matures in May 2022. Our Credit Agreement limits our ability to, among other things: ● make cash distributions to common and preferred unitholders; ● 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 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 facility 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 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 facility. 24                                     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 and as a result, could suffer a significant loss in revenue that could impact our ability to pay cash 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. 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. 25   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 United States may be interrupted or suspended for varying lengths of time, causing a loss of revenue to us and adversely affecting our results of operations in support of those customers. In the future we may face increased obligations relating to the closing of our 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 performance bonds in connection with the operation of our water treatment facilities. As of December 31, 2020 we have posted performance bonds of $0.7 million (recorded within prepaid expenses and other on our  Consolidated  Balance  Sheet)  and  we  expect  to  post  additional  performance  bonds of  $0.3  million  in  early 2021. 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 within other noncurrent liabilities on our Consolidated Balance Sheet related to our contemplated future closure obligations of our water treatment facilities as of December 31, 2020. 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. In addition, such closures could occur sooner than estimated in our calculation of the liability for the closure obligations, which could result in the expense recognition being accelerated. 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. 26               Federal agencies have also asserted regulatory authority over certain aspects of the process within their respective jurisdictions. For example, the EPA issued an Advanced Notice of Proposed Rulemaking seeking comment on its intent to develop regulations under the Toxic Substances Control Act to require companies to disclose information regarding the chemicals used in hydraulic fracturing, and proposed effluent limitations for the disposal of wastewater from unconventional resources to publicly owned treatment works. The EPA conducted a study of the potential impacts of hydraulic fracturing activities on drinking water. The EPA released its final report in December 2016. The study  concluded  that  under  certain  limited  circumstances,  hydraulic  fracturing  activities  and  related  disposal  and  fluid  management  activities,  could  adversely affect drinking water supplies. As part of this study, the EPA requested that certain companies provide them with information concerning the chemicals used in the hydraulic fracturing process. This study and other studies that may be undertaken by the EPA or other governmental authorities, depending on their results, could spur initiatives to regulate hydraulic fracturing under the SDWA or otherwise. If new federal, state or local laws or regulations that significantly restrict hydraulic fracturing are adopted, such legal requirements could result in delays, eliminate certain drilling and injection activities and make it more difficult or costly for our customers  to  perform  fracturing.  Any  such  regulations  limiting  or  prohibiting  hydraulic  fracturing  could  reduce  oil  and  natural  gas  exploration  and  production activities by our customers and, therefore, adversely affect our business. Such laws or regulations could also materially increase our costs of compliance and doing business by more strictly regulating how hydraulic fracturing wastes are handled or disposed. Oil and natural gas producers’ operations, especially those using hydraulic fracturing, are substantially dependent on the availability of water. Restrictions on the ability to obtain water may incentivize oil and natural gas producers’ water recycling efforts which would decrease the volume of saltwater delivered to our 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 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. 27                   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. For instance, in January 2021, the Biden administration issued an executive order directing all federal agencies to review and take action to address any federal  regulations, orders, guidance documents, policies and any similar  agency actions promulgated during the prior administration that may be inconsistent with the current administration’s policies. As a result, it is unclear the degree to which certain recent regulatory developments may be modified or rescinded. 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 April 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. 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  “Paris Agreement”). 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. In June 2018, President Trump announced that the United States plans to withdraw from the agreement and formally initiated the withdrawal process in November 2019, which resulted in an effective exit date of November 2020. However, the Biden administration issued a climate change executive order in January 2021 that, among other things, commenced the process for the U.S. reentering the Paris Agreement. The U.S. officially rejoined the Paris Agreement on February 19, 2021. The January 2021 climate change executive order also directed the Secretary of the Interior to pause new oil and natural gas leasing on public lands  or  in  offshore  waters  pending  completion  of  a  comprehensive  review  of  the  federal  permitting  and  leasing  practices,  consider  whether  to  adjust  royalties associated with coal, oil, and gas resources extracted from public lands and offshore waters, or take other appropriate action, to account for corresponding climate costs.  The  climate  change  executive  order  also  directed  the  federal  government  to  identify  “fossil  fuel  subsidies”  to  take  steps  to  ensure  that,  to  the  extent consistent with applicable law, federal funding is not directly subsidizing fossil fuels. Legal challenges to the suspension have already been filed and are currently pending. To the extent that the United States and other countries implement the Paris 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. 28                 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 2018 fiscal year. Although current listings have not had a material impact on our operations, the designation of previously unidentified endangered or threatened species under the ESA or similar state laws could limit our ability to expand our operations and facilities or could force  us to incur  material  additional  costs.  Moreover,  listing  such  species  under the  ESA or similar  state  laws could  indirectly,  but materially,  affect  our business by imposing constraints on our customers’ operations, including the curtailment of new drilling or a refusal to allow a new pipeline to be constructed. We have customers in New Mexico, Texas, Oklahoma, Wyoming, and North Dakota that have operations within the habitat of the greater sage-grouse and the lesser prairie-chicken, and our own operations are strategically located in proximity to our customers. To the extent these species, or other species that live in the areas where our operations and our customers’ operations are conducted, are listed under the ESA or similar state laws, this could limit our ability to expand our operations and facilities, or could force us to incur material additional costs. Moreover, listing such species under the ESA or similar state laws could indirectly, but materially, affect our business by imposing constraints on our customers’ operations. 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 Inspection Services and Pipeline & Process Services could decrease if the demand for our inspectors decreases, if our safety record declines, if 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  increase  in  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. 29                   Public  health  threats,  such  as  the  coronavirus  (COVID-19)  and  other  highly  communicable  diseases,  have  and  could  continue  to  have  an  adverse  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. 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, Inspection Services 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  customers  of  our  Inspection  Services  and  Pipeline  &  Process  Services  segments  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 employees, or if such personnel suddenly become unavailable to perform their duties. 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 who 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,  as  well  as  such  personnel  remaining  healthy  and  available  to  perform  their  duties. 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 one or more such personnel  could  become  unable  to  perform  their  duties  as  a  result  of  health  issues,  such  as  COVID-19, or  other  unexpected  calamities.  Our failure  to  retain  or attract our senior executives and other key personnel, or other loss of such personnel, could have a material adverse effect on our ability to effectively operate our business. During 2020, we implemented a significant reduction in workforce in response to adverse market conditions, which resulted in the departure of a number of employees who previously served us in customer service and sales roles. We are currently in litigation with certain former employees, whom we allege stole confidential information from us and interfered with certain of our customer relationships. 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; 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; 30                                   ● ● 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 we do 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  Agreement,  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. Public health threats have and could continue to have a significant effect on our operations and our financial results. Public  health  threats,  such  as  COVID-19  and  other  highly  communicable  diseases,  have  and  could  continue  to  have  an  adverse  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 the inability of personnel to access our offices or work locations could adversely affect our operations, and an extended period  of  remote  working  by  our  employees  could  also  strain  our  technology  resources  and  introduce  operational  risks,  including  a  heightened  risk  of  a cybersecurity  incident.  Remote  working  environments  may  be  less  secure  and  more  susceptible  to  hacking  attacks,  including  phishing  and  social  engineering attempts that seek to exploit the COVID-19 pandemic. 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. Additionally, due to the uncertainties  created  by  the  COVID-19  pandemic  and  the  related  impact  on  our  business,  we  have  made  or  may  make  future  employment  decisions  that  may subject  us  to  increased  risks  related  to  employment  matters,  including  increased  litigation  and/or  claims  for  severance  or  other  benefits.  Further,  we  may  owe indemnity obligations to customers who may assert that they suffered losses as a result of COVID-19 infection contracted from our employees. 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. 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 is not required to attest to the effectiveness of our internal controls over financial reporting until we become an accelerated filer. 31                       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, 2020, 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, 2020, 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: ● ● 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; neither our partnership agreement nor any other agreement requires Holdings to pursue a business strategy that favors us or utilizes our assets, which could  involve  decisions  by  Holdings  to  invest  in  competitors,  pursue  and  grow  particular  markets,  or  undertake  acquisition  opportunities  for  itself. Holdings’ directors and officers have a fiduciary duty to make these decisions in the best interests of Holdings; ● our general partner is allowed to take into account the interests of parties other than us, such as Holdings, in resolving conflicts of interest; ● Holdings may be constrained by the terms of its debt instruments from taking actions, or refraining from taking actions, that may be in our best interests; ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● our partnership agreement replaces the fiduciary duties that would otherwise be owed by our general partner with contractual standards governing its duties, limiting our general partner’s liabilities and restricting the remedies available to our unitholders for actions that, without such limitations, might constitute breaches of fiduciary duty; except in limited circumstances, our general partner has the power and authority to conduct our business without unitholder approval; our general partner will determine the amount and timing of asset purchases and sales, borrowings, issuance of additional partnership securities, and the creation, reduction or increase of cash reserves, each of which can affect the amount of cash that is distributed to our unitholders; expenditures, which would not reduce operating surplus, or a maintenance capital expenditure, which would reduce our operating surplus, and whether to  set  aside  cash  for  future  maintenance  capital  expenditures  on  certain  of  our  assets  that  will  need  extensive  repairs  during  their  useful  lives.  This determination can affect the amount of available cash from operating surplus that is distributed to our unitholders and to our general partner, and the amount of adjusted operating surplus generated in any given period; our general partner will determine which costs incurred by it are reimbursable by us; our general partner may cause us to borrow funds in order to permit the payment of cash distributions, even if the purpose or effect of the borrowing is to make incentive distributions; our  partnership  agreement  permits  us  to  classify  up  to  $10.0  million  as  operating  surplus,  even  if  it  is  the  surplus  generated  from  asset  sales,  non- working capital borrowings, or other sources that would otherwise constitute capital surplus. This cash may be used to fund distributions to our general partner in respect of the general partner interest or the incentive distribution rights; 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 controls the enforcement of obligations owed to us by our general partner and its affiliates; our general partner decides whether to retain separate counsel, accountants or others to perform services for us; our general partner may or may not provide financial support to the Partnership. They may also require compensation for financial support in the form of additional units, preferred equity, dividend reinvestment plan, and other mechanisms; our  general  partner  may  decide  to  issue  additional  Partnership  common  units  to  the  general  public,  thus  diluting  current  unitholders’  ownership interests. This action could result in lower distributions to our common unitholders; and our  general  partner  may  elect  to  cause  us  to  issue  common  units  to  it  in  connection  with  a  resetting  of  the  target  distribution  levels  related  to  the incentive distribution rights without the approval of the conflicts committee of the board of directors of our general partner, which we refer to as our conflicts committee, or our unitholders. This election may result in lower distributions to our common unitholders in certain situations.                                             32 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 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 15, 2021, Holdings and its affiliates own 64% of our common units. 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. 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. 33                               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; 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  66 2/3%  of all  outstanding  common  units is required  to remove  our general  partner.  As of March  8, 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. 34                             We may issue additional common units and other equity interests ranking junior to the Series A Preferred Units without unitholder approval, which would dilute unitholders’ existing ownership interests. At any time, we may issue an unlimited number of general partner interests or limited partner interests of any type without the approval of our unitholders and our unitholders will have no preemptive or other rights (solely as a result of their status as unitholders) to purchase any such general partner interests or limited partner interests, except that, subject to certain limited exceptions, we will need the consent of 66 2/3% of the outstanding Series A Preferred Units representing limited partner interests in the Partnership (“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. 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. In addition, our Series A Preferred Units may be converted into common units on other terms negotiated by the conflicts committee of our board of directors. 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, including in connection with a conversion of the Series A Preferred Units, will have the following effects: ● ● ● ● ● ● our existing unitholders’ proportionate ownership interest in us will decrease; it any time, our general partner and its affiliates own more than 80% 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. 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,  2020,  Holdings  held  6,957,349  common  units.  Additionally,  we  have  agreed  to  provide  Holdings  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. If we cannot continue to meet the continued listing requirements of the NYSE, the NYSE may delist our common units, which would have an adverse impact on the trading volume, liquidity and market price of our common units. The NYSE has several listing requirements set forth in the NYSE Listed Company Manual. For example, Section 802.01C of the NYSE Listed Company Manual requires that our common units trade at a minimum average closing price of $1.00 per common unit over a consecutive 30 trading day period. Section 802.01B of the NYSE Listed Company Manual requires that either our market capitalization (inclusive of common and preferred equity) or our total owners’ equity exceed $50 million.  Pursuant to the rules of the NYSE, if we fail to maintain these listing requirements, we will have a six-month period in which to regain compliance or be delisted. In addition, our common units could also be delisted if our average market capitalization over a consecutive 30 trading day period is less than $15 million. If such event were to occur, we would not have an opportunity to cure the deficiency, and, as a result, our common units would be suspended from trading on  the  NYSE  immediately  and  the  NYSE  would  begin  the  process  to  delist  our  common  units,  subject  to  our  right  to  appeal  under  NYSE  rules.  There  is  no assurance that any appeal we undertake in these or other circumstances would be successful, nor is there any assurance that we will continue to comply with the other NYSE continued listing standards in such case. Failure to maintain our NYSE listing could negatively impact us and our unitholders by reducing the willingness of investors to hold our common units because of the resulting decreased price, liquidity and trading of our common units, limited availability of price quotations, and reduced news and analyst coverage. These developments may also require brokers trading in our common units to adhere to more stringent rules and may limit our ability to raise capital by issuing additional securities or obtaining additional financing in the future. Delisting may also adversely impact the perception of our financial condition and cause reputational harm with  investors  and  parties  conducting  business  with  us.  In  addition,  the  perceived  decreased  value  of  employee  equity  incentive  awards  may  reduce  their effectiveness in encouraging performance and retention. In  addition,  regardless  of  compliance  with  the  listing  standards  of  the  NYSE,  the  board  of  directors  of  our  general  partner  may  determine  that  it  is  no  longer economically viable or attractive to remain a publicly traded partnership.                                 35   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. 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 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. 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, 2020, there are only 4,275,842 publicly traded common units held by public unitholders. As of December 31, 2020, Holdings held 6,957,349 common units representing an aggregate 57% 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. 36                 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. Our Series A Preferred Units have rights, preferences and privileges that are not held by, and are preferential to the rights of, holders of our common units. Our Series A Preferred Units rank senior to our common units with respect to distribution rights and rights upon liquidation. These preferences could adversely affect the market price for our common units or could make it more difficult for us to sell our common units in the future. In  addition,  until  the  conversion  of  the  Series  A  Preferred  Units  into  common  units  or  their  redemption,  holders  of  the  Series  A  Preferred  Units  will  receive cumulative  quarterly  distributions  equal  to  9.5%  per  annum  plus  accrued  and  unpaid  distributions.  With  respect  to  any  quarter  up  to  and  including  the  quarter ending June 30, 2021, our general partner may elect to pay such quarterly distribution in cash, in-kind in the form of additional Series A Preferred Units or in a combination thereof, provided that a minimum of 2.5% of such distribution will be paid in cash unless the holders of the Series A Preferred Units otherwise agree. For any quarter ending after June 30, 2021, the quarterly distribution will be paid in cash. Each holder of the Series A Preferred Units has the right to share in any special  distributions  by  us  of  cash,  securities  or  other  property  pro  rata  with  the  common  units  on  an  as-converted  basis,  subject  to  customary  adjustments. Accordingly, we cannot pay any distributions on any junior securities, including any of the common units, prior to paying the quarterly distribution payable to the Series  A  Preferred  Units,  including  any  previously  accrued  and  unpaid  distributions.  Our  obligation  to  pay  distributions  on  our  Series  A  Preferred  Units  could impact our liquidity and reduce the amount of cash flow available for working capital, capital expenditures, growth opportunities, acquisitions and other general partnership  purposes.  Our  obligations  to  the  holders  of  the  Series  A  Preferred  Units  could  also  limit  our  ability  to  obtain  additional  financing  or  increase  our borrowing costs, which could have an adverse effect on our financial condition. The terms of our Series A Preferred Units contain covenants that may limit our business flexibility. The  terms  of  our  Series  A  Preferred  Units  contain  covenants  preventing  us  from  taking  certain  actions  without  the  approval  of  the  holders  of  66  2/3%  of  the outstanding Series A Preferred Units, voting separately as a class. The need to obtain the approval of holders of the Series A Preferred Units before taking these actions could impede our ability to take certain actions that management or the Board of Directors of our General Partner may consider to be in the best interests of our unitholders. The affirmative vote of 66 2/3% of the outstanding Series A Preferred Units, voting separately as a class, is necessary to amend our partnership agreement in any manner  that  is  materially  adverse  to  any  of  the  rights,  preferences  and  privileges  of  the  Series  A  Preferred  Units.  The  affirmative  vote  of  66  2/3%  of  the outstanding Series A Preferred Units voting separately as a class, is necessary to, among other things issue, authorize or create any additional Series A Preferred Units or any class or series of partnership interests that, with respect to distributions on such partnership interests or distributions in respect of such partnership interests upon our liquidation, dissolution and winding up, ranks equal to or senior to the Series A Preferred Units. 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.                         37 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 or state revenue agencies contest the tax positions we take, the market for our common units may be adversely impacted and the cost of any such 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.  We  employ  inspectors  who  work  in  many  different  state  and  local jurisdictions. Compensation practices vary due to local market conditions and customer demands.  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.  In  addition,  rules  and  regulations  by  federal,  state,  and  local  taxing  authorities evolve over time.  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 our financial position and results of operations, the market for our common units, and the price at which they trade. In addition, our costs  of  any  contest  with  the  IRS  will  be  borne  indirectly  by  our  unitholders  and  our  general  partner,  because  the  costs  will  reduce  our  cash  available  for distribution to our unitholders and for incentive distributions to our general partner. If the IRS makes audit adjustments to our income tax returns for tax years beginning after December 31, 2017, it may assess and collect any taxes (including any applicable penalties and interest) resulting from such audit adjustment directly from us, in which case our cash available for distribution to our unitholders might be substantially reduced. Pursuant to the Bipartisan Budget Act of 2015, for tax years beginning after December 31, 2017, if the IRS makes audit adjustments to our income tax returns, it may assess and collect any taxes (including any applicable penalties and interest) resulting from such audit adjustment directly from us. Generally, we expect to elect to have our general partner and our unitholders take such audit adjustment into account in accordance with their interests in us during the tax year under audit, but there can be no assurance that such election will be effective in all circumstances. If we are unable to have our general partner and our unitholders take such audit  adjustment  into  account  in  accordance  with  their  interests  in  us  during  the  tax  year  under  audit,  our  current  unitholders  may  bear  some  or  all  of  the  tax liability resulting from such audit adjustment, even if such unitholders did not own units in us during the tax year under audit. If, as a result of any such audit adjustment, we are required to make payments of taxes, penalties, and interest, our cash available for distribution to our unitholders might be substantially reduced. Tax gain or loss on the disposition of our common units could be more or less than expected. If our unitholders sell common units, they will recognize a gain or loss for U.S. federal income tax purposes equal to the difference between the amount realized and  their  tax  basis  in  those  common  units.  Because  distributions  in  excess  of  their  allocable  share  of  our  net  taxable  income  decrease  their  tax  basis  in  their common units, the amount, if any, of such prior excess distributions with respect to the common units a unitholder sells will, in effect, become taxable income to the  unitholder  if  it  sells  such  common  units  at  a  price  greater  than  its  tax  basis  in  those  common  units,  even  if  the  price  received  is  less  than  its  original  cost. Furthermore, a substantial portion of the amount realized on any sale of unitholders’ common units, whether or not representing gain, may be taxed as ordinary income due to potential recapture items, including depreciation recapture. In addition, because the amount realized includes a unitholder’s share of our nonrecourse liabilities, a unitholder that sells common units may incur a tax liability in excess of the amount of cash received from the sale.                   38 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. Upon the sale, exchange or other disposition of a common unit by a non-U.S. person, 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. The U.S. Department of the Treasury and the IRS have recently issued final regulations providing guidance on the application of these rules for  transfers  of  certain  publicly  traded  partnership  interests,  including  our  common  units.  Under  these  regulations,  the  “amount  realized”  on  a  transfer  of  our common units will generally be the amount of gross proceeds paid to the broker effecting the applicable transfer on behalf of the transferor, and such broker will generally be responsible for the relevant withholding obligations. Distributions to non-U.S. persons may also be subject to additional withholding under these rules to  the  extent  a  portion  of  a  distribution  is  attributable  to  an  amount  in  excess  of  our  cumulative  net  income  that  has  not  previously  been  distributed.  The  U.S. Department of the Treasury and the IRS have provided that these rules will generally not apply to transfers of our common units occurring before January 1, 2022. Tax-exempt entities and Non-U.S. persons should consult their 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. 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. 39               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. A s a result of investing in our common units, a unitholder may become subject to state and local taxes and return filing requirements in jurisdictions where we operate or own or acquire properties. In addition to U.S. federal income taxes, our unitholders are likely subject to other taxes, including state and local taxes, unincorporated business taxes and estate, inheritance, or intangible taxes that are imposed by the various jurisdictions in which we conduct business or control property now, or in the future, even if they do not live in any of those jurisdictions. Our unitholders are likely required to file state and local income tax returns and pay state and local income taxes in some or all of these various jurisdictions. Further, our unitholders may be subject to penalties for failure to comply with those requirements. We currently own property or conduct business in many states, most of which impose an income tax on individuals, corporations, and other entities. As we make acquisitions, or expand our business, we may control assets or conduct business in additional states that impose a personal income tax. It is each unitholder’s responsibility to file all federal, state, and local tax returns. Unitholders should consult their tax advisors. ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS Not Applicable. ITEM 2. PROPERTIES Our Properties We  have  an  aggregate  maximum  daily  disposal  capacity  of  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 (1) 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) (3) We own a 25.0% noncontrolling interest in this water treatment facility. 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, Texas that is shared by our Inspection Services and Pipeline & Process Services segments, primarily for business development purposes. This lease expires in March of 2022. Our Pipeline & Process Services segment rents office space in Odessa, Texas on a month by month basis. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS See Note 13 to our Consolidated Financial Statements included in “Item 8. – Financial Statement and Supplementary Data.” for information regarding our legal proceedings as of December 31, 2020. 40                                                                                               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 June 30, 2020 the closing price for the common units was $4.13 per unit and there were approximately 5,200 unitholders of record and beneficial owners (held in street name) of the Partnership’s common units. We issued approximately 9,600 federal K-1s to unitholders of record for 2020. 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. 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 have the option under our agreement with the purchaser of the Preferred Units to pay 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. 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 affect the  amount  of  cash  we  have  available  to  distribute  to  unitholders.  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. In  July  2020,  in  light  of  the  current  market  conditions,  we  made  the  difficult  decision  to  temporarily  suspend  payment  of  common  unit  distributions.  This  has enabled us to retain more cash to manage our financing needs during these challenging market conditions. As amended in March 2021, our revolving credit facility contains significant limitations on our ability to pay cash distributions. We may only pay the following cash distributions: ● ● ● distributions to common and preferred unitholders, to the extent of income taxes estimated to be payable by these unitholders resulting from allocations of our earnings; distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year if our leverage ratio is 4.0 or lower; and distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. We hope to resume quarterly cash distributions to common unitholders when circumstances warrant. 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,  the terms  of future financing arrangements, and our ability to pay arrearages on the preferred units. 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 41                                     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 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  conditions,  restrictions  under  credit  agreements,  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. As described above, our revolving credit facility, as amended in March 2021, contains significant restrictions on our ability to pay cash distributions on common and preferred units. Series A Preferred Units As of March 15, 2021, 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. 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. As described above, our revolving credit facility, as amended in March 2021, contains significant restrictions on our ability to pay cash distributions on common and preferred units. 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, 2020. Unregistered Sales of Equity Securities None not previously reported on a current report on Form 8-K. 42                                       Issuer Purchases of Equity Securities None. ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA The following tables 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. The following tables present Adjusted EBITDA and Distributable Cash Flow, which we use in evaluating the performance and liquidity of our business. These financial measures are not calculated or presented in accordance with generally accepted accounting principles, or GAAP. We explain these measures below and reconcile  them  to  net  (loss)  income  and  net  cash  from  operating  activities,  their  most  directly  comparable  financial  measures  calculated  and  presented  in accordance with GAAP. 43           Non-GAAP Financial Measures We define adjusted EBITDA as net income or loss exclusive of (i) interest expense, (ii) depreciation, amortization, and accretion expense, (iii) income tax expense or  benefit,  (iv)  equity-based  compensation  expense,  and  (v)  certain  other  unusual  or  nonrecurring  items.  We  define  adjusted  EBITDA  attributable  to  limited partners as adjusted EBITDA exclusive of amounts attributable to the general partner and to noncontrolling interests. We define distributable cash flow as adjusted EBITDA attributable to limited partners less cash interest paid, cash income taxes paid, maintenance capital expenditures, and distributions on preferred equity. Management believes these measures provide investors meaningful insight into results from ongoing operations. These  non-GAAP  financial  measures  are  used  as  supplemental  liquidity  and  performance  measures  by  our  management  and  by  external  users  of  our  financial statements, such as investors, commercial banks, research analysts, and others to assess: ● the financial performance of our assets without regard to the impact of financing methods, capital structure or the historical cost basis of our assets; ● our operating performance and return on capital as compared to those of other companies, without regard to financing methods or capital structure; and ● the ability of our businesses to generate sufficient cash to pay interest costs, support our indebtedness, and make cash distributions to our unitholders. 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. 44                 The  following  tables  present  a  reconciliation  of  net (loss) income to  Adjusted  EBITDA  and  to  Distributable  Cash  Flow,  a  reconciliation  of  net (loss) 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. Reconciliation of Net (Loss) Income to Adjusted EBITDA and Distributable Cash Flow  Net (loss) income  Add: Interest expense Debt issuance cost write-off Depreciation, amortization and accretion Income tax expense Equity based compensation Foreign currency losses  Less: Gains on asset disposals, net Foreign currency gains  Adjusted EBITDA  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 2020 Years ended December 31, 2019 (in thousands) 2018   $ (366)   $ 17,424    $ 12,098  4,028      —      5,815      542      961      —      —      107      10,873    $ 1,588      9,285    $ 4,133      5,394      (242)    $ 5,330      —      5,537      2,254      1,107      —      —      222      31,430    $ 1,976      29,454    $ 4,133      7,238      18,083    $ 6,206  114  5,480  1,318  1,247  643  4,004  —  23,102  1,219  21,883  1,412  7,611  12,860    $   $   $ Reconciliation of Net (Loss) Income Attributable to Limited Partners to Adjusted EBITDA Attributable to Limited Partners and Distributable Cash Flow  Net (loss) income attributable to limited partners  Add:  Interest expense attributable to limited partners  Debt issuance costs attributable to limited partners  Depreciation, amortization and accretion attributable to limited partners  Impairments attributable to limited partners  Income tax expense attributable to limited partners  Equity based compensation attributable to limited partners  Foreign currency losses attributable to limited partners  Less: Gains on asset disposals attributable to limited partners, net Foreign currency gains attributable to limited partners  Adjusted EBITDA attributable to limited partners  Less: 2020 Years ended December 31, 2019 (in thousands) 2018   $ (1,415)   $ 16,014    $ 11,413  4,028      —      5,305      —      513      961      —      —      107      9,285      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   Preferred unit distributions  Cash interest paid, cash taxes paid and maintenance capital expenditures attributable to limited 4,133      4,133      1,412  partners  Distributable cash flow   $ 5,394      (242)   $ 7,238      18,083    $ 7,611  12,860  45                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Reconciliation of Net Cash Provided by Operating Activities to Adjusted EBITDA and Distributable Cash Flow  Cash flows provided by operating activities  Changes in trade accounts receivable  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 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 2020 Years ended December 31, 2019 (in thousands) 2018   $   $   $   $ 27,922    $ (33,634)     891      11,421      765      3,448      542      (482)     10,873    $ 1,588      9,285    $ 4,133      5,394      (242)    $ 18,179    $ 4,310      (136)     1,506      (356)     4,797      2,290      840      31,430    $ 1,976      29,454    $ 4,133      7,238      18,083    $ 15,409  7,169  (1,004) (5,440) (87) 5,646  1,267  142  23,102  1,219  21,883  1,412  7,611  12,860  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 Inspection Services segment comprises the operations of our TIR Entities and the Pipeline & Process Services segment comprises the operations of CBI. 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  Inspection  Services  segment  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  environmental  services,  including  inspection  and  integrity  services  on  a variety  of  infrastructure  assets  such  as  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  revenues  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 are 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. 46                                                                                                                                          The  Pipeline  &  Process  Services  segment  generates  revenue  primarily  by  providing  essential  environmental  services  including  hydrostatic  testing,  chemical cleaning,  water  transfer  and  recycling,  pumping,  pigging,  flushing,  filling,  dehydration,  caliper  runs,  in-line  inspection  tool  run  support,  nitrogen  purging,  and drying  services  to  energy  companies  and  pipeline  construction  companies.  We  perform  services  on  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 projects we are awarded and the nature and duration of the projects. 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, 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.  We  wholly-own  eight  of  these  water  treatment  facilities  and  we  own  a  25%  interest  in  the  other  facility.  These  water treatment  facilities  are  connected  to  thirteen  (13)  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. 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 Inspection Services segment; ●gross margin percentages in our Inspection Services segment; ● field personnel headcount and utilization in our Pipeline & Process Services segment; ● volume of water treated and residual oil recovered in our Environmental Services segment; ● operating expenses; ● segment gross margin; ● safety metrics; ● Adjusted EBITDA; ● maintenance capital expenditures; and ● distributable cash flow. Inspector Headcount The amount of revenue we generate in our Inspection Services 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 bids we win for hydrostatic testing and other integrity services 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 primarily represent fixed costs (in contrast to the employees of the Inspection Services 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). 47                                 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  treat  and 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, but do contain cancellation terms. The volumes of water processed at our water treatment facilities are driven by water volumes generated from existing oil 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  3%, 6%, and 5% of our Environmental  Services  segment revenue  in 2020, 2019, and 2018, 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 expense, and depreciation, amortization and accretion. Costs of services. Employee-related costs and reimbursable expenses are the primary cost of services components in the Inspection Services segment. Employee- related costs, equipment rentals, supplies, and depreciation on fixed assets are the primary cost of services components in the Pipeline & Process Services segment. 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, and utility expenses are the primary cost of services components in the Environmental Services segment. Certain of these expenses  remain  relatively  stable  with  fluctuations  in  the  volume  of water  processed  (although  certain  expenses,  such  as  utilities,  vary  based  on the volume  of water processed). Maintenance expenses fluctuate depending on the timing of maintenance work. 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, software, travel and promotion, 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 72% of the net book value of our consolidated fixed assets as of December 31, 2020. 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 revenue. We also track Adjusted EBITDA, defined as net income or loss exclusive of (i) interest expense, (ii) depreciation, amortization, and accretion expense, (iii) income tax expense or benefit, (iv) equity-based compensation expense, and (v) certain other unusual or nonrecurring items. We use distributable cash flow, defined  as  Adjusted  EBITDA  less  cash  interest  paid,  cash  taxes  paid,  maintenance  capital  expenditures,  and  distributions  on  preferred  equity,  as  an  additional measure to analyze our performance. Adjusted EBITDA and distributable cash flow do not reflect changes in working capital balances, which could be significant, as  headcounts  of  the  Inspection  Services  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 provide 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. 48                           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 Overall Our  2020  results  were  the  worst  in  our  short  history  following  our  best  year  that  included  record  results  in  2019.  The  financial  results  in  2020  were  adversely affected by the significant decline in oil prices during the year, which was driven in part by increased supply from Russia, Saudi Arabia, and other oil-producing nations as a result of a price war and in part by a significant decrease in demand as a result of the COVID-19 pandemic. The combination of these events led many of our customers to cancel planned construction projects and defer regular maintenance projects whenever possible. The effects of these events placed significant financial pressures on a vast majority of our customers to reduce costs, which led to some of our customers to aggressively pursue pricing concessions. We value our long-term customer relationships and worked closely with them to address this reality which, in turn, required us to modify what pay we could offer to our valued inspectors. Despite the COVID-19 pandemic, we have continued our field operations without any significant disruption in our service to our customers. Previously, OPEC started a price war for market share in November 2014 that led to a downturn that lasted through 2017. The industry, our customers, and we benefitted from the rebound in 2018 and 2019. In the years leading into 2020, many companies had been active in constructing new energy infrastructure, such as pipelines,  gas  plants,  compression  stations,  pumping  stations,  and  storage  facilities,  which  afforded  us  the  opportunity  to  provide  our  inspection  and  integrity services on these projects. The commodity price decline in 2020 led our customers to change their budgets and plans, and to decrease their spending on capital expenditures.  This,  in  turn,  had  an  impact  on  regular  maintenance  work  and  the  construction  of  new  pipelines,  gathering  systems,  and  related  energy infrastructure. Lower exploration and production activity also affected the midstream industry and led to delays and cancellations of projects. The volatility in crude oil prices is illustrated in the chart below, which shows the average monthly spot price for West Texas Intermediate crude oil from 2018 through 2020. Recognizing  the  impact  of  the  COVID-19  pandemic,  we  took  swift  and  decisive  actions  to  reduce  overhead  and  other  costs  through  a  combination  of  salary reductions,  reductions  in  force,  furloughs,  hiring  freezes,  and  other  cost-cutting  measures.  We  elected  to  defer  some  discretionary  capital  expenditures  and  we remain focused on opportunities to reduce our working capital needs. In early 2021, we took additional actions to further reduce our costs with some additional layoffs and furloughs. We believe the actions we have taken have significantly lowered our general and administrative costs to weather the storm. While reducing various costs, we have also made investments in personnel in our account management and business development teams, to position ourselves to take advantage of the market’s eventual recovery. As of December 31, 2020, we had long-term debt, net of cash and cash equivalents, of $44.1 million. We explored the possibility of a Federal Reserve Main Street lending facility. We had too many employees to avail ourselves of any of the federal government's Paycheck Protection Program forgivable loans. In March 2021, we entered into an amendment to our existing credit facility that extended the maturity date to May 2022, reduced the total capacity from $110.0 million to $75.0 million, and made the leverage ratio covenant temporarily less restrictive during 2021. See further discussion regarding our credit facility below in the “Our Credit Agreement” section as part of “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Liquidity”. In  light  of  the  adverse  market  conditions,  we  made  the  difficult  decision  in  July  2020  to  temporarily  suspend  payment  of  common  unit  distributions.  This  has enabled  us  to  retain  more  cash  to  manage  our  working  capital  and  financing  requirements  during  these  challenging  market  conditions.  Our  credit  facility,  as amended in March 2021, contains significant restrictions on our ability to pay cash distributions to common and preferred unitholders. As a result, we expect to use cash generated from operations for working capital to finance revenue growth and to pay down debt. The vaccination process for COVID-19 is currently underway, which has likely been a leading factor in the recent recovery in demand for crude oil. The price of crude oil has increased in early 2021, with the average daily spot price for West Texas Intermediate crude oil increasing to $52.01 in January 2021 and $65.36 on March 15, 2021. We expect this increase in crude oil prices to lead customers to increase their maintenance and capital spending plans. This should provide more opportunity to provide inspection, integrity, and water treatment services. We continue to focus on winning new customers while supporting our existing clients.  Sales and business development remain our top priority, and we are bidding on many projects with both existing and prospective new customers. The near-term                          recovery remains fragile, as market participants evaluate the risks associated with new variants of the coronavirus. Our customers are evaluating these changing circumstances  as  they  prepare  their  capital  expansion  and  maintenance  budgets.  Historically,  as  commodity  prices  increase,  customers  begin  to  increase  their spending, which increases our opportunities to provide our services. Although higher commodity prices typically benefit our business, we typically experience a lag between when commodity prices increase and when our customers begin to increase their spending for inspection, integrity, and water treatment services. We believe there will be significant long-term demand for our services, and we continue our efforts to diversify our customer base. We have continued to invest in talent in the areas of account management and business development. We strive to position ourselves as a stable and reliable provider of high-quality services to our customer base. In 2020 we made the strategic decision to aggressively pursue new inspection markets to diversify our inspection business to markets not tied to commodity prices. We  have  the  expertise  and  systems  to  offer  inspection  services  into  new  markets  including  municipal  water,  sewer,  bridges,  electrical  transmission,  marine coatings, and renewables (such as wind, solar, and hydroelectric).  We have been bidding inspection jobs in these new markets and many of our inspectors and employees have the skills to offer these services to these new markets. Over the long term, we hope to have the majority of our inspection revenue coming from these new segments. 49       We  believe  government  regulation  under  the  new  administration  will  continue  to  grow  with  a  focus  on  protecting  the  environment.  The  U.S.  Pipeline  and Hazardous Materials Safety Administration (“PHMSA”) recently issued new rules that impose several new requirements on operators of onshore gas transmission systems and hazardous liquids pipelines. The new rules expand requirements to address risks to pipelines outside of environmentally sensitive and populated areas. In addition, the rules make changes to integrity  management  requirements,  including emphasizing the use of in-line  inspection  technology. The new rules took effect on July 1, 2020 with various implementation phases over a period of years. We remain optimistic about the long-term demand for environmental services such  as  inspection  services,  integrity  services,  and  water  solutions,  due  to  our  nation’s  aging  pipeline  infrastructure,  and  we  believe  we  continue  to  be  well- positioned  to  capitalize  on  these  opportunities.  The  following  charts  summarize  the  age  of  pipelines  in  the  United  States,  as  developed  from  our  independent research and government data: In 2018, Holdings completed two acquisitions to further broaden our collective suite of environmental services. One acquisition 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”).  Holdings’  next  generation  5G  ultra  high-resolution  magnetic  flux  leakage  (“MFL”)  ILI  technology  called  EcoVision™  UHD,  is  capable  of  helping pipeline owners and operators better manage the integrity of their pipeline assets in both the municipal water and energy industries. We believe Holdings is the only technology provider today capable of offering this service to the large and diverse municipal water industry that provides drinking water to our communities. Holdings has been investing in building tools to serve different size pipelines. At some point in the future, these businesses may be offered to the Partnership when appropriate.  We  do  not  expect  to  acquire  either  of  these  businesses  in  the  near  term,  although  we  continue  to  use  these  affiliated  business  as  cross-selling opportunities for our services. Our  parent  company’s  ownership  interests  continue  to  remain  fully  aligned  with  our  unitholders,  as  our  General  Partner  and  insiders  collectively  own approximately 76% of our total common and preferred units. Inspection Services Revenues of our Inspection Services segment decreased from $372.0 million in 2019 to $181.5 million in 2020, a decrease of 51%. Gross margins in this segment decreased  from  $40.5  million  in  2019  to  $19.8  million  in  2020,  a  decrease  of  51%.  Revenues  during  2019  benefited  from  the  largest  contract  in  the  18-year history of TIR, which was a single-source Inspection Services project in Texas. This project began in late 2018, peaked in 2019, and continued with declining headcounts  into  2020.  Our  revenues  during  2020  did  not  significantly  benefit  from  any  other  large  new  projects.  A  portion  of  our  revenue  in  this  segment  is associated with mileage and per diem allowances for our inspectors who leave their home to work remotely at the client’s location. The majority of the time we are not entitled to a markup or profit margin on these items, and the gross margin percentages reflect this dynamic. 50                             During  2020, the  COVID-19 pandemic,  combined  with  a  significant  decrease  in  crude  oil  prices  resulting  from  reduced  demand  and  an  anticipated  increase  in supply from Saudi Arabia and Russia, led many of our customers to change their budgets and plans. In our Inspection Services segment, most projects that were already in process continued, despite the COVID-19 pandemic. However, many customers announced reductions in their capital expansion budgets and deferrals of planned  construction  projects,  and  these  changes  reduced  our  revenue-generating  opportunities.  We  expect  customers  to  continue  to  conduct  maintenance activities, many of which are government-mandated. However, many customers are deferring maintenance work when possible if they have the option to do so. We  have  many  long-term  customer  relationships  that  go  back  over  18  years.  We  believe  our  reputation  developed  over  this  time  will  give  us  a  competitive advantage during this challenging industry downturn when some of our competitors may not survive. We continue to bid on new work that could benefit us if we are successful in being awarded those inspection opportunities. The vast majority of our customers are under significant financial pressure to reduce costs and have been aggressively pursuing pricing concessions. We value our long-term customer relationships and work closely with our customers to address this reality, which in turn requires us to modify what pay we can offer to our valued inspectors. The net result of the actions has led to less working capital being required to operate the businesses. 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. Today, we  estimate  that  we  serve  less  than  8%  of  the  available  market.  We  believe  we  have  substantial  opportunities  for  organic  growth.  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 and Process Services Revenues of our Pipeline & Process Services segment decreased from $19.3 million in 2019 to $18.7 million in 2020, a decrease of 3%. Gross margins decreased from $5.9 million in 2019 to $5.0 million in 2020, a decrease of 16%. Revenues remained strong in 2020, due to increased success in winning bids for projects as a result of improved business development efforts. We believe we have positioned ourselves as a preferred provider for large hydrotesting projects with our customer base. Although market conditions were adverse in 2020 for our other businesses, hydrotesting is one of the last steps to be completed before a pipeline is placed into service, and during 2020, a number of pipeline construction projects that began prior to the COVID-19 pandemic continued. During late 2020, activity slowed down, and bid activity was lower in early 2021 than in years past. In early 2021, we implemented a cost reduction plan that included salary reductions, furloughs, and a reduction in workforce. In 2018, we opened a new office in Odessa, Texas to better serve the Permian basin market. In early 2019, we opened a new location in the Houston market. CBI continues to enjoy an excellent reputation in the industry. Although the planned reduction in capital expansion projects by many of our customers will reduce our revenue-generating opportunities, we believe we have developed a strong reputation over the last decade that will give us a competitive advantage when bidding on future work, not only with new construction projects, but also with integrity maintenance projects. We remain active in bidding for new projects and we believe this downturn may put some competitors out of business. Environmental Services Revenues of our Environmental Services segment decreased from $10.3 million in 2019 to $5.8 million in 2020, a decrease of 44%. The decrease was primarily due  to  a  decrease  of  5.5  million  barrels  of  water  processed  in  2020  compared  to  2019.  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 $7.3 million in 2019 to $3.7 million in 2020, a decrease of 49%. The  decrease  in  gross  margin  was  due  primarily  to  a  $4.6  million  decrease  in  revenue,  partially  offset  by  a  $1.0  million  decrease  in  cost  of  services.  Low commodity prices, an excess of supply, and low demand have led to a significant reduction in activity by producers in North Dakota. Bakken Clearbrook oil pricing was under intense pressure during 2020, along with WTI oil prices. WTI oil prices, which were at $61.14 at December 31, 2019, decreased in January and February 2020, decreased even more sharply in March and April 2020, gradually increased to $40 per barrel in early July, and begin increasing  in  December  to  $48.35  at  December  31,  2020.  Pipeline  capacity  and  storage  constraints  also  adversely  affected  this  market.  Several  prominent exploration and production customers elected to shut in their production instead of selling oil at the low market prices. According to a published rig count as of December 31, 2020, the Williston basin of the Bakken totaled 11 rigs, down 82% from its peak in 2019 of 61 rigs. During late 2020, the largest customer of one of our highest-volume facilities notified us of its decision to build its own facility and began sending most of its water to that facility in February 2021. Although market conditions are adverse, we expect to continue to benefit from the fact that 99% of our water in 2020 was produced water from existing wells (rather than flowback water from new wells) and 66% of our water in 2020 was from pipelines. We also took steps to reduce our operating costs, including the temporary  closure  during the second  quarter  of 2020 of several  of our facilities.  We have since  reopened these facilities  after  market  conditions  improved. We recently  completed  a  new  contract  with  a  public  energy  company  to  connect  its  pipeline  to  one  of  our  water  treatment  facilities.  This  facility  began  receiving volumes from the pipeline in October 2020. We expect the increase in oil prices in early 2021 to lead to an increase in exploration and production activity in the Bakken. In July 2020, in relation to an ongoing lawsuit challenging various federal authorizations for the Dakota Access Pipeline, a federal court ordered that the Dakota Access Pipeline be shut down and drained of oil by August 5, 2020. The owners of the pipeline appealed the decision, and a federal appeals court stayed the July 2020  order  to  close  the  pipeline  and  ordered  further  briefing  on  the  issue.  The  Dakota  Access  Pipeline  transports  approximately  40%  of  the  crude  oil  that  is produced  in  the  Bakken  region.  Although  most  of  the  production  from  the  wells  that  our  facilities  serve  is  not  transported  on  the  Dakota  Access  Pipeline,  the closure of the pipeline would likely have an adverse effect on overall production in the Bakken, which would likely reduce the volume of water delivered to our facilities. In addition, the uncertainty associated with this litigation may reduce E&P companies’ incentive to invest in new production in the Bakken. 51                                 Critical Accounting Policies and Estimates The preparation of financial statements in conformity with generally accepted accounting principles requires management to select appropriate accounting policies and  make  estimates  and  assumptions  that  affect  the  reported  amounts  of  assets,  liabilities,  revenue  and  expenses.  See  “Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies”  in  the  audited  financial  statements  included  in  “Item 8 — Financial Statements and Supplementary Data”  for  descriptions  of  our  major accounting  policies  and  estimates.  Certain  of  these  accounting  policies  and  estimates  involve  judgments  and  uncertainties  to  such  an  extent  that  there  is  a reasonable  likelihood  that  materially  different  amounts  could  have  been  reported  under  different  conditions,  or  if  different  assumptions  had  been  used.  The following discussions of critical accounting estimates, including any related discussion of contingencies, address all important accounting areas where the nature of accounting  estimates  or  assumptions  could  be  material  due  to  the  levels  of  subjectivity  and  judgment  necessary  to  account  for  highly  uncertain  matters  or  the susceptibility of such matters to change. Business Combinations and Intangible Assets Including Goodwill We account for acquisitions of businesses using the acquisition method of accounting. Accordingly, assets acquired and liabilities assumed are recorded at their estimated  fair  values  at  the  acquisition  date.  The  excess  of  purchase  price  over  fair  value  of  net  assets  acquired,  including  the  amount  assigned  to  identifiable intangible  assets,  is  recorded  as  goodwill.  The  results  of  operations  of  acquired  businesses  are  included  in  the  Consolidated  Financial  Statements  from  the acquisition date. Impairments of Long-Lived Assets Property and Equipment We assess property and equipment for possible impairment whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying value of the assets may not be recoverable. Such indicators include, among others, the nature of the asset, the projected future economic benefit of the asset, changes in regulatory and political environments,  and  historical  and  future  cash  flow  and  profitability  measurements.  If  the  carrying  value  of  an  asset  group  exceeds  the  undiscounted  cash  flows estimated to be generated by the asset group, we recognize an impairment loss equal to the excess of carrying value of the asset group over its estimated fair value. Estimating the future cash flows and the fair value of an asset group involves management estimates on highly uncertain matters such as future commodity prices, the effects of inflation on operating expenses, and the outlook for national or regional market supply and demand for the services we provide. In the Environmental Services segment, Property, Plant, and Equipment is grouped for impairment testing purposes at each water treatment facility, as these asset groups represent the lowest level at which cash flows are separately identifiable. 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. 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. Unfavorable changes in our assumptions might have caused an unknown number of assets to become impaired. Additionally, further unfavorable changes in our assumptions in the future are reasonably possible, and therefore, it is possible that we may incur impairment charges in the future. Identifiable Intangible Assets Our  recorded  net  identifiable  intangible  assets  of  $17.4  million  and  $20.1  million  at  December  31,  2020  and  2019,  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. Goodwill We have $50.4 million  of goodwill on our Consolidated  Balance Sheet at December  31, 2020. Of this amount, $40.3 million  relates  to the Inspection  Services segment and $10.1 million relates to the Environmental Services segment. 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 by the manner in which the business is managed or operated. We have determined that our Inspection 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 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).                     52 Crude oil prices decreased significantly in 2020, due in part to decreased demand as a result of the worldwide COVID-19 pandemic. This decline in oil prices led many of our customers to change their budgets and plans, which resulted in reduced spending on drilling, completions, and exploration. This has had an adverse effect on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration and production activity has also adversely effected the midstream industry and has led to delays and 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. Inspection Services We  completed  our  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  November  1,  2020  and  concluded  the  $40.3  million  of  goodwill  of  the  Inspection  Services segment was not impaired. Our evaluations included various qualitative and corroborating quantitative factors, including current and projected earnings and current customer relationships and projects, and a comparison of our enterprise value to the sum of the estimated fair values of our business segments. The qualitative and supporting quantitative 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  analyses  could  have  resulted  in  the  requirement  to  perform  further quantitative goodwill impairment analyses. Environmental Services We completed our annual goodwill impairment assessment as of November 1, 2020 and updated this analysis as of December 31, 2020 and concluded that the remaining $10.1 million of goodwill of the Environmental Services segment was not impaired. We considered the decline in the price of crude oil and the fact that, during the third quarter of 2020, the largest customer of one of our highest-volume facilities notified us of its decision to build its own facility and to send most of its  water  to  that  facility  beginning  in  February  2021.  We  considered  these  developments  to  be  potential  indicators  of  impairment  and  therefore  performed quantitative  goodwill  impairment  analyses.  We  estimated  the  fair  value  of  the  reporting  unit  utilizing  the  income  approach  (discounted  cash  flows)  valuation method,  which  is  a  Level  3  measurement  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. Since the volume of water we receive at our facilities is heavily influenced by the extent of exploration  and  production  in the  areas  near  our  facilities,  and since  exploration  and production  is in turn  heavily  influenced  by crude  oil prices,  we estimated future revenues by reference to crude prices in the forward markets. We used a forward price curve that reflects a gradual increase in the West Texas Intermediate ("WTI") crude price each month, with the price remaining around $39-$47 per barrel through January 2022 and reaching $49-$53 per barrel in January 2032. We estimated future operating costs by reference to historical per-barrel costs and estimated future volumes. We estimated revenues and costs for a period of ten years and estimated a terminal value calculated as a multiple of the cash flows in the preceding year. We discounted these estimated future cash flows at a rate of 13.5%. We  assumed  that  a  hypothetical  buyer  would  be  a  partnership  that  is  not  subject  to  income  taxes  and  that  could  obtain  savings  in  general  and  administrative expenses through synergies with its other operations. Based on these quantitative analyses, we concluded that the goodwill of the Environmental Services segment was  not  impaired.  Our  analysis  indicated  that  the  fair  value  of  the  reporting  unit  of  the  Environmental  Services  segment  exceeded  their  book  value  by  16%  at December  31,  2020.  The  use  of  different  assumptions  and  estimates  from  those  we  used  in  our  analysis  could  have  resulted  in  the  need  to  record  a  goodwill impairment. Our estimates of fair value are sensitive to changes in a number of variables, many of which relate to broader macroeconomic conditions outside of our control. As a result, actual performance could be different from our expectations and assumptions. Estimates and assumptions used in determining fair value of the reporting units that are outside the control of management include commodity prices, interest rates, and cost of capital. Our water treatment facilities are concentrated in one basin, and changes in oil and gas production in that basin could have a significant impact on the profitability of the Environmental Services segment. 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. Such changes could include, among others, a slower recovery in demand for petroleum products than assumed in our projections, an increase in supply from other areas (or other factors) that result in reduced production in North Dakota, and increased pessimism among market participants, which could increase the discount rate on (and therefore decrease the value of) estimated future cash flows. 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 2020 and 2019, we recognized $0.3 million and $0.2 million of revenue within our Inspection Services 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, 2020, and December 31, 2019, we recognized a refund liability of $0.8 million and $0.7 million within our Inspection Services segment, respectively, for revenue associated with such variable consideration. In addition, we have recorded other refund liabilities of $0.8 million and $0.7 million at December 31, 2020 and 2019, respectively.   53         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. The Consolidated Results of Operations and Segment Operating Results sections generally discuss 2020 and 2019 items and year-to-year comparisons between 2020  and  2019.  Discussions  of  2018  items  and  year-to-year  comparisons  between  2019  and  2018  that  are  not  included  in  this  Form  10-K  can  be  found  in  the Consolidated  Results of  Operations  and  Segment  Operating  Results  sections  of  "Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations" in Part II, Item 7 of our Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019. 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  the  reason described below: ● We  are  party  to  an  omnibus  agreement  with  Holdings  and  other  related  parties.  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. In an effort to simplify this arrangement so it would 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 and are now paid directly by the Partnership. Under our current cost structure, these direct expenses have been lower than the annual administrative fee that we previously paid, although we 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. 54            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  Gain on asset disposals, net  Operating income  Other income (expense):  Interest expense, net  Foreign currency gains  Other, net  Net income before income tax expense  Income tax expense  Net (loss) income   $ 2020 2019 (in thousands) $ 205,996    177,484    28,512    401,648  347,924  53,724  20,100    4,883    (27)   3,556    (4,028)   107    541    176    542    (366)   1,049    (1,415)   4,133    (5,548)   $ 25,626  4,448  (25) 23,675  (5,330) 222 1,111  19,678  2,254  17,424  1,410  16,014  4,133  11,881   Net income attributable to noncontrolling interests  Net (loss) income attributable to limited partners  Net income attributable to preferred unitholder  Net (loss) income attributable to common unitholders   $ 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, 2020 and 2019. 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 changes in interest rates. The interest rate on our Credit Agreement floats based on LIBOR, and changes in the LIBOR rate were the primary driver of changes in the interest rate during 2019 and 2020. In March and April 2020, in an abundance of caution, we borrowed a combined $39.1 million on the Credit Agreement to provide substantial liquidity to manage our business in light of the COVID-19 pandemic and the significant decline in the price of crude oil. In January, May, June, and September 2020, we repaid a combined $52.0 million on the Credit Agreement. The average debt balance outstanding and average interest rates are summarized in the table below: Year Ended December 31 Average Debt Balance Outstanding (in thousands) Average Interest Rate 2020 2019    $    $ 80,763      81,400      4.03% 5.78% 55                                                                                                                                                                                                                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.  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 during 2020 and 2019 resulted from the appreciation 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 Pacific Gas and Electric Company, which is a customer that filed for bankruptcy protection in 2019. Other income in 2020 and 2019 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  decreased  from  $2.3  million  in  2019  to  $0.5  million  in  2020,  primarily  due  a  decrease  in  income  of  our  U.S.  corporate  subsidiary  that provides services to public utility customers and a decrease in revenue that is subject to the Texas franchise tax in our Inspection Services and Pipeline and Process Services segments. 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  2020,  substantially  all  our  gross  income,  which  consisted  of  $139.0  million  of  revenue (exclusive of the income generated by our taxable corporate subsidiaries), represented “qualifying income”. Certain inspection services are not qualifying income and we therefore have separate taxable entities that pay state and federal income tax on these earnings. Net income (loss) attributable to noncontrolling interests. We own a 51% interest in CBI 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 2019 to 2020 related primarily to changes in the net income generated by CBI. 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. 56                     Segment Operating Results Inspection Services The following table summarizes the operating results of our Inspection Services segment for the years ended December 31, 2020 and 2019. 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   $   $   $ 2020 % of Revenue Years Ended December 31 2019 % of Revenue Change % Change (in thousands, except average revenue and inspector data) 181,526      161,726      19,800      15,282      2,217      –      2,301        $ 10.9%    8.4%    1.2%    1.3%  $ 371,994      331,498      40,496      19,086      2,224      1      19,185        $ 10.9%    5.1%    0.6%    0.0%    5.2%  $ (190,468)     (169,772)     (20,696)     (3,804)     (7)     (1)     (16,884)     (51.2)% (51.2)% (51.1)% (19.9)% (0.3)% (100.0)% (88.0)% 730      4,769        $ 1,485      4,804      (755)     (35)     (50.8)% (0.7)% (187,758)     (2,710)       $   $   $ Revenue. Revenue  decreased  $190.5  million  in  2020  compared  to  2019,  due  to  a  decrease  in  the  average  number  of  inspectors  engaged  (a  decrease  of  755 inspectors accounting for $187.8 million of the revenue decrease) and a decrease in the average revenue billed per inspector (accounting for $2.7 million of the revenue decrease). Revenues during 2019 benefited from the largest contract in the 18-year history of TIR, which was a single-source inspection services project in Texas. This project began in the fourth quarter of 2018, peaked in the second quarter of 2019, and continued with declining headcounts into 2020. We generated $8.0 million and $62.9 million of revenue from this project in 2020 and 2019, respectively. Our revenues during 2020 did not significantly benefit from any other large  new  projects.  During  2020,  the  COVID-19  pandemic,  combined  with  a  significant  decrease  in  crude  oil  prices  resulting  from  reduced  demand  and  an anticipated increase in supply from Saudi Arabia and Russia, led many of our customers to change their budgets and plans. Revenues of our subsidiary that serves public utility companies decreased by $19.1 million in 2020 compared to 2019, due in part to lower activity as a result of the COVID-19 pandemic. Revenues of our  nondestructive  examination  service  line  decreased  by  $7.2  million  in  2020  compared  to  2019,  due  in  part  to  lower  activity  as  a  result  of  the  COVID-19 pandemic. The decrease in average revenue per inspector is due to changes in customer mix. Fluctuations in the average revenue per inspector are common, given that  we  charge  different  rates  for  different  types  of  inspectors  and  different  types  of  inspection  services.  In  addition,  certain  of  our  customers  pursued  pricing concessions at the outset of the COVID-19 pandemic, which led us to reduce prices and to also reduce the compensation we could offer to our valued inspectors. Costs of services. Costs  of  services  decreased  $169.8  million  in  2020  compared  to  2019,  primarily  related  to  a  decrease  in  the  average  number  of  inspectors employed during the period. Gross margin. Gross margin decreased $20.7 million in 2020 compared to 2019, as a result of lower revenues. The gross margin percentage was 10.9% in both 2020  and  2019.  Our  gross  margin  percentage  reflects  the  fact  that  we  have  certain  revenue  associated  with  mileage  and  per  diem  reimbursements  for  our inspectors travelling away from home that is typically not entitled to any profit margin or mark up. Gross  margin  in  2020  and  2019  benefited  from  the  fact  that  we  recognized  $0.3  million  and  $0.2  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 decreased by $3.8 million in 2020 compared to 2019, due primarily to a decrease in employee compensation expense through a combination of salary reductions, reductions in workforce, furloughs, hiring freezes, and reductions in incentive compensation and  sales  commission  expense.  Legal  fees  increased  by  $0.4  million  as  a  result  of  costs  associated  with  FLSA  employment  litigation  and  certain  other employment-related lawsuits and claims. We also recorded general and administrative expense of $0.5 million and $0.1 million in 2020 and 2019, respectively, related to the completed or proposed settlements of various litigation matters. Bad debt expense increased by $0.4 million primarily due to new information that changed our estimates regarding the likelihood of collecting accounts receivable from a former customer. Travel and advertising costs decreased by $0.6 million as  a  result  of  the  pandemic  and  the  resultant  slowdown  in  travel.  Expenses  we  incurred  for  costs  that  were  previously  incurred  by  Holdings  pursuant  to  the Omnibus Agreement were lower during 2020 than the administrative fee charged by Holdings during 2019; however, the benefit of this reduced expense was partially offset by increased expense resulting from a reassessment of the allocation of shared expenses to the various segments, which resulted in less expense being charged to the Environmental Services segment and more expense being charged to the Inspection Services segment in 2020. Depreciation, amortization, and accretion. Depreciation, amortization, and accretion expense in 2020 was similar to depreciation, amortization and accretion expense during 2019. 57                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Operating income. Operating income decreased by $16.9 million in 2020 compared to 2019, due primarily to the decrease in gross margin, partially offset by a decrease in general and administrative expenses. Pipeline & Process Services The following table summarizes the results of the Pipeline & Process Services segment for the years ended December 31, 2020 and 2019. 2020 % of Revenue Year Ended December 31 2019 % of Revenue Change % Change   $   $ 18,716      13,743      4,973      2,308      558      (32)     2,139      (in thousands, except average revenue and inspector data)   $ 26.6%     12.3%     3.0%     (0.2)%    11.4%   $ 19,337      13,397      5,940      2,500      574      (26)     2,892        $ 30.7%     12.9%     3.0%     (0.1)%    15.0%   $ (621)     346      (967)     (192)     (16)     (6)     (753)     (3.2)% 2.6% (16.3)% (7.7)% (2.8)% 23.1 %  (26.0)% 28      28      —      0.0% 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   $ 12,819        $ 13,245      Revenue variance due to number of field personnel Revenue variance due to average revenue per field personnel   $   $   $ (424)     (3.2)% —      (621)     Revenue. Revenue  decreased  $0.6  million  in  2020  compared  to  2019.  Our  Pipeline  &  Process  Services  segment  generates  more  of  its  revenues  from  a  smaller number  of  larger-scale  projects  than  does  our  Inspection  Services  segment.  As  a  result,  the  revenues  of  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  can  be significantly influenced by the ability to win a relatively small number of bids for hydrotesting projects. In 2020, 64% of the revenues in the Pipeline & Process Services segment were generated from the 10 largest projects. Costs of services. Costs of services increased $0.3 million in 2020 compared to 2019. This increase was due in part to an increase in the utilization of contract labor as there was more overlap in the timing of projects in 2020 compared to 2019. In addition, one large project during 2020 generated a significantly lower margin than normal, due in part to unplanned delays that were not within our control. Gross margin. Gross  margin  decreased  $1.0  million  in  2020  compared  to  2019.  The  employees  of  the  Pipeline  &  Process  Services  segment  are  full-time employees, and therefore primarily represent fixed costs (in contrast to the employees of the Inspection Services 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 less than fully utilized in 2020 than in 2019, the gross margin percentage was lower. In addition, the gross margin percentage decreased in 2020 compared to 2019 due to an increase in the utilization of contract labor and due to unplanned delays that were not within our control on one large project during 2020. General and administrative. General and administrative expenses primarily include compensation expense for office employees and general office expenses. These expenses  decreased  by  $0.2  million  in  2020  compared  to  2019  due  primarily  to  a  decrease  in  incentive  compensation  expense  resulting  from  the  decrease  in revenue of the business toward the latter part of 2020. 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 2020 was similar to depreciation, amortization, and accretion expense in 2019. Operating income. Operating income decreased by $0.8 million in 2020 compared to 2019. This decrease was due to lower gross margin of $1.0 million partially offset by a decrease of $0.2 million in general and administrative expenses. 58                                                                                                                                                                                                                                                                                             Environmental Services The following table summarizes the operating results of our Environmental Services segment for the years ended December 31, 2020 and 2019. 2020 % of Revenue Year Ended December 31 % of Revenue 2019 Change % Change 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   $   $   $ 5,754      2,015      3,739      1,802      1,648      5      284      7,932      0.73      (in thousands, except per barrel data)   $   $ 10,317      3,029      7,288      2,995      1,632      —      2,661      65.0%    31.3%    28.6%    0.1%    4.9%  $   $ 13,416      0.77      (4,563)     (1,014)     (3,549)     (1,193)     16      5      (2,377)     (5,484)     (0.04)     (4,246)     (317)     (44.2)% (33.5)% (48.7)% (39.8)% 1.0% (89.3)% (40.9)% (5.2)% 70.6%    29.0%    15.8%    25.8%  $   $   $   $ (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 saltwater processed. Revenue. Revenue of the Environmental Services segment decreased by $4.6 million in 2020 compared to 2019. The decrease in revenues was due primarily to a decrease of 5.5 million barrels in the volume of water processed and lower prices on the sale of recovered crude oil. Low commodity prices, an excess of supply, and low demand led to a significant reduction in activity by producers in North Dakota. Bakken Clearbrook oil pricing was under intense pressure during 2020, along with WTI oil prices. WTI oil prices, which were at $61.14 at December 31, 2019, decreased in January and February 2020, decreased even more sharply in March and April 2020, gradually increased to $40 per barrel in early July, and begin increasing in December to $48.35 at December 31, 2020. Pipeline capacity and storage constraints also adversely affected this market. Several prominent exploration and production customers elected to shut in their production instead of selling  oil  at  the  low  market  prices.  The  average  price  per  barrel  of  recovered  crude  oil  also  decreased  in  2020  compared  to  2019.  Revenues  from  the  sale  of recovered crude oil represented 3% and 6% of the revenue in the Environmental Services segment in 2020 and 2019, respectively. Costs of services. Costs  of  services  decreased  by  $1.0  million  in  2020  compared  to  2019  due  in  part  to  a  decrease  of  $0.5  million  in  variable  costs  (such  as chemical  and  utility  expense)  resulting  from  a  decrease  in  volumes,  a  decrease  of  $0.3  million  in  compensation  expense  as  a  result  of  salary  reductions  and reductions in force, and a decrease of $0.2 million in repairs and maintenance expense. Gross margin.  Gross  margin  decreased  $3.5  million  in  2020  compared  to  2019,  due  primarily  to  a  $4.6  million  decrease  in  revenue,  partially  offset  by  a  $1.0 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  through  a  combination  of  salary  reductions,  reductions  in  workforce, furloughs,  hiring  freezes,  reductions  in  incentive  compensation  expense,  and  other  cost-cutting  measures.  Expenses  we  incurred  for  costs  that  were  previously incurred by Holdings pursuant to the Omnibus Agreement were lower during 2020 than the administrative fee charged by Holdings during 2019. In addition, the decrease in general and administrative expenses was partially due to a reassessment of the allocation of shared expenses to the various segments, which resulted in less expense being charged to the Environmental Services segment and more expense being charged to the Inspection Services segment in 2020 than in 2019. 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 2020 was similar to depreciation, amortization, and accretion expense in 2019. Operating income. Operating income decreased by $2.4 million in 2020 compared to 2019. This decrease was due in part to a decrease in gross margin of $3.5 million partially offset by a decrease of $1.2 million in general and administrative expense. 59                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Liquidity and Capital Resources The working capital needs of the Inspection Services segment are substantial, driven by payroll costs 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 Inspection Services 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 capital needs 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, 2020, our sources of liquidity included: ● $17.9 million of cash on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2020 ($5.8 million of which was held by CBI); ● available borrowings under our Credit Agreement; and ● issuance of equity securities through our at-the-market equity program. We had outstanding borrowings of $62.6 million at December 31, 2020 (inclusive of finance lease obligations). At each quarter end, our borrowing capacity is limited by a leverage ratio in the Credit Agreement. The leverage ratio is calculated as the debt outstanding (inclusive of finance leases) divided by trailing-twelve- month EBITDA (as defined in the Credit Agreement). The maximum leverage ratio is 6.0 at December 31, 2020 and March 31, 2021, 5.3 at June 30, 2021, 4.5 at September 30, 2021, and 4.0 at December 31, 2021. At December 31, 2020, our leverage ratio was 5.8. As amended in March 2021, the Credit Agreement has a maximum borrowing capacity of $75.0 million. In 2020, in light of the current market conditions, we made the difficult decision to temporarily suspend payment of common unit distributions. This has enabled us to  retain  more  cash  to  manage  our  financing  needs  during  these  challenging  market  conditions.  As  amended  in  March  2021,  the  Credit  Agreement  contains significant limitations on our ability to pay cash distributions. We may only pay the following cash distributions: ● ● ● distributions to common and preferred unitholders, to the extent of income taxes estimated to be payable by these unitholders resulting from allocations of our earnings; distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year, if our leverage ratio is 4.0 or lower; and distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. The Credit Agreement matures on May 31, 2022. See further discussion below in the “Our Credit Agreement” section. At-the-Market Equity Program In April 2019, 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.  The  maximum  amount  we  may  sell  varies  based  on  changes  in  the  market  value  of  the  units.  Currently,  the maximum amount we may sell is $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 2020, 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. 60                             Common Unit Distributions The following table summarizes the distributions on common and subordinated units declared and paid since our initial public offering: Payment Date Per Unit Cash Distributions Total Cash Distributions Total Cash Distributions to Affiliates (a) (in thousands)  Total 2014 Distributions  Total 2015 Distributions  Total 2016 Distributions  Total 2017 Distributions  Total 2018 Distributions  February 14, 2019  May 15, 2019  August 14, 2019  November 14, 2019   Total 2019 Distributions  February 14, 2020  May 15, 2020   Total 2020 Distributions   $ 1.104646    $ 1.625652      1.625652      1.036413      0.840000      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      0.210000      0.210000      0.420000      13,064    $ 19,232      19,258      12,310      10,019      2,510      2,531      2,534      2,534      10,109      2,534      2,564      5,098      8,296  12,284  12,414  7,928  6,413  1,606  1,622  1,624  1,627  6,479  1,627  1,641  3,268    Total Distributions (since IPO)   $ 7.492363    $ 89,090    $ 57,082  (a) Approximately 64% of the Partnership’s outstanding common units at December 31, 2020 were held by affiliates. 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 have the option to pay 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. Under the terms of our modified credit facility, we are restricted from paying any cash distributions unless our gross leverage is less than four times our trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the Credit Agreement). 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. 61                                                                                                                                        The following table summarizes the distributions paid to our preferred unitholder: 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  May 15, 2020  August 14, 2020  November 14, 2020   Total 2020 Distributions   Total Distributions Cash Distributions (in thousands) 1,412  1,412  1,033  1,033  1,033  1,034  4,133  1,033  1,033  1,033  1,034  4,133  9,678    $   $ (a) This distribution relates to the period from May 29, 2018 (date of preferred unit issuance) through September 30, 2018. CBI CBI’s  company  agreement  generally  requires  CBI  to  make  an  annual  distribution  to  its  members  equal  to  or  greater  than  the  amount  of  CBI’s  taxable  income multiplied by the maximum federal income tax rate. In 2020, CBI declared and paid distributions of $2.8 million, of which $1.4 million was distributed to us and the remainder of which was distributed to noncontrolling interest owners. In 2018, CBI declared and paid distributions of $2.0 million, of which $1.0 million was distributed to us and the remainder of which was distributed to noncontrolling interest owners. 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 investing activities  Net cash used in financing activities  Effect of exchange rates on cash  Net increase in cash and cash equivalents Year Ended December 31 2019 2020 (in thousands)   $   $ 27,922    $ (1,654)     (23,977)     2      2,293    $ 18,179  (1,933) (15,930) 4  320  Operating activities. In 2020, we generated net operating cash inflows of $27.9 million, consisting of a net loss of $0.4 million plus non-cash expenses of $7.7 million and net changes in working capital of $20.6 million. Non-cash expenses included depreciation, amortization, and accretion, and equity-based compensation expense, among others. The net change in working capital includes a net decrease of $33.6 million in accounts receivable, partially offset by a net increase of $0.9 million in prepaid expenses and other, and by a net decrease of $12.2 million in current liabilities. 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 accounts receivable from our customers. During 2020, we experienced a decrease in inspectors in our Inspection Services segment, which reduced the need to expend cash for working capital. 62                                                                                                              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 $23.5 million, consisting of net income of $17.4 million plus non-operating-cash expenses of $6.1 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. Investing activities. In 2020, net cash outflows from investing activities were $1.7 million, which included costs associated with a new software system for payroll and  human  resources  management,  field  equipment  for  our  Inspection  Services  and  Pipeline  &  Process  Services  segments,  and  facility  improvements  for  our Environmental Services segment. 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. Financing activities. In 2020, financing cash outflows primarily consisted of $12.9 million of net repayments on our revolving credit facility. In March and April 2020, in an abundance of caution, we borrowed a combined $39.1 million on the Credit Agreement to provide substantial liquidity to manage our business in light of the COVID-19 pandemic and the significant decline in the price of crude oil. In January, May, June and September 2020, we repaid a combined $52.0 million on the Credit  Agreement.  Financing  cash  outflows  also  included  $5.1 million  of distributions  to common  unitholders,  $4.1 million  of distributions  to preferred unitholders, and $1.4 million of distributions to noncontrolling interests. In  2019,  cash  outflows  from  financing  activities  included  $1.2  million  of  net  payments  on  our  revolving  credit  facility.  Financing  cash  outflows  for  2020  also included $10.1 million of common unit distributions and $4.1 million of preferred unit distributions. Working Capital Our working capital (defined as current assets less current liabilities) was $30.3 million at December 31, 2020. Our Inspection Services 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. A substantial portion of our inspection services revenue is associated with mileage and per diem expense reimbursement for our inspectors that work away from their home on our clients' assets. We generally do not receive any markup or profit margin on these amounts. Several customers are re-visiting their policies and considering deploying more local inspectors. If this occurs, this will reduce our working capital requirements. Please read “Risk Factors — Risks Related to Our Business — The working capital needs of the Inspection Services 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  Inspection  Services  segment  does  not generally require significant capital expenditures, other than the purchase of nondestructive examination technology. Our inspectors provide their own four wheel drive vehicles and receive mileage reimbursement. Our Pipeline & Process Services segment has both maintenance and growth capital needs for equipment and vehicles  in  order  to  perform  hydrostatic  testing  and  other  integrity  procedures.  Our  Environmental  Services  Segment  has  minimal  capital  expenditure requirements  for  the  maintenance  of  existing  water  treatment  facilities.  We  do  not  plan  on  investing  in  any  growth  capital  in  this  segment.  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 for each of the years ended December 31, 2020 and 2019, respectively (cash basis). 63                     ● 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 $1.3 million and $1.5 million in 2020 and 2019, 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. As we expand into new inspection markets such as municipal water, municipal sewer, electrical transmission, bridges, among others, we should be able to use a lot of our NDE equipment. However, we will need to invest in additional growth capital for attractive opportunities to enter these new markets. Credit Agreement We are party to a credit agreement (the “Credit Agreement”) with a syndicate of seven banks, with Deutsche Bank Trust Company Americas (“DB”) serving as the Administrative Agent. DB has served as our agent since 2013. The obligations under the Credit Agreement are secured by a first priority lien on substantially all of our assets. The  Credit  Agreement  has  been  amended  several  times  since  inception  and  most  recently  in  May  2018  and  again  in  March  2021.  Both  recent  amendments reduced the borrowing capacity following two industry downturns. After the March 2021 amendment, the Credit Agreement has a total capacity of $75.0 million and matures on May 31, 2022. Outstanding borrowings at December 31, 2020 and December 31, 2019 were $62.0 million and $74.9 million, respectively, and are reported in our Consolidated Balance Sheets as long-term debt. Outstanding borrowings less cash and cash equivalents was $44.1 million as of December 31, 2020. The average debt balance outstanding in 2020 and 2019 was $80.8 million and $81.4 million, respectively. In March and April 2020, in an abundance of caution, we borrowed a combined $39.1 million on the Credit Agreement to provide substantial liquidity to manage our business in light of the COVID-19 pandemic and the significant decline in the price of crude oil. In January, May, June, and September 2020, we repaid a combined $52.0 million on 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 2.00% to 3.75% per annum (“Base Rate Borrowings”) or (ii) an adjusted LIBOR rate plus a margin of 3.00% to 4.75% per annum (“LIBOR Borrowings”). The applicable margin is determined based on our leverage ratio, as defined in the Credit Agreement. Under the March 2021 amendment, the applicable margins are 0.50% to 0.75% higher (depending on the leverage ratio) than they were prior to the amendment. 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  2020  and  2019  was  $3.4  million  and  $4.8  million,  respectively,  including  commitment  fees.  The  interest  rate  on  our borrowings ranged from 3.33% to 4.80% in 2020 and 4.70% to 6.02% in 2019. The  Credit  Agreement  contains  various  customary  covenants  and  restrictive  provisions.  The  Credit  Agreement  also  requires  us  to  maintain  certain  financial covenants, including a leverage ratio and an interest coverage ratio. The interest coverage ratio is calculated as the trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the Credit Agreement) divided by trailing-twelve-month pro forma interest expense (as defined in the Credit Agreement). The minimum interest coverage ratio is 3.0 at each quarter end. At December 31, 2020, our interest coverage ratio was 4.7. The leverage ratio is calculated as the gross debt outstanding (inclusive of finance leases) divided by trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the Credit Agreement). The maximum leverage ratio is 6.0x at December 31, 2020 and March 31, 2021, 5.3x at June 30, 2021, 4.5x at September 30, 2021, and 4.0x at December 31, 2021. At December 31, 2020, our leverage ratio was 5.8. As  of  December  31,  2020,  we  were  in  compliance  with  all  covenants  of  the  Credit  Agreement  (as  amended  in  March  2021).  We  currently  are  forecasting  a sufficient level of EBITDA to remain in compliance with the financial covenants in the Credit Agreement throughout the term of the Credit Agreement. However, maintaining a sufficient level of EBITDA will be dependent on the level of activity in the markets we serve and on our ability to win awards for work from our customers, and may require us to sell common units through our at-the-market equity program to raise proceeds to repay debt and/or to delay reimbursements to affiliates on a short-term basis. It is reasonably possible that we could fail to meet one or both of the financial covenant ratios. If this were to occur, and if we were unable to obtain from the lenders a waiver of the covenant violation, we would be in default on 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. The Credit Agreement contains significant limitations on our ability to pay cash distributions. We may only pay the following cash distributions: ● ● ● distributions to common and preferred unitholders, to the extent of income taxes estimated to be payable by these unitholders resulting from allocations of our earnings; distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year if our leverage ratio is 4.0 or lower; and distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. In addition, the Credit Agreement restricts our ability to redeem or repurchase our equity interests. The Credit Agreement requires us to make payments to reduce the outstanding balance if, for any consecutive period of five business days, our cash on hand (less amounts expected to be paid in the following five business days) exceeds $10.0 million. We incurred certain debt issuance costs at the inception of the Credit Agreement, which we were amortizing on a straight-line basis over the original term of the 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  Statement  of  Operations  for  2018,  which  represented  the  portion  of  the  unamortized  debt  issuance  costs attributable to lenders who were no longer participating in the credit facility subsequent to the amendment. The remaining debt issuance costs associated with the inception of the Credit Agreement, along with $1.3 million of debt issuance costs associated with the May 2018 amendment, were being amortized on a straight-                             line basis over the remaining term of the Credit Agreement. Debt issuance costs total $0.2 million and $0.8 million at December 31, 2020 and December 31, 2019, respectively, and are reported as debt issuance costs, net on the Consolidated Balance Sheets. In 2021, we incurred $1.0 million of debt issuance costs related to the March 2021 amendment to the Credit Agreement. 64   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 Our customers are regularly exposed to commodity price risk. Less than 1% of our consolidated revenues in 2020 and 2019 were directly 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 less than $0.1  million.  Increases  or  decreases  in  commodity  prices  can  also  result  in  changes  in  demand  for  our  water  treatment,  inspection  services,  and  pipeline  and process services, resulting in an increase or decrease of our revenues and gross margins. Crude oil prices decreased significantly in 2020, due in part to decreased demand as a result of the worldwide COVID-19 pandemic. This decline in oil prices led many of our customers to change their budgets and plans, which decreased their spending on drilling, completions, and exploration. This had an adverse effect on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration and production activity also affected the midstream industry and  to  delays  and  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. For further discussion of the volatility of crude oil prices, please read “Risk Factors”. 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  $62.0 million as of December 31, 2020 and $74.9 million as of December 31, 2019. 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 for both 2020 and 2019, 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  accounts  receivable  for  services  we  have  provided  to  our  customers.  If  significant  customers  were  to  have  credit  or financial problems resulting in a delay or failure to pay the amounts they owe to us, this could have a material adverse effect on our business, financial condition, results of operations, or cash flows. The current adverse market conditions could 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 our customers. We would aggressively act to protect our rights in any such event, as we have done in the past. A  former  customer  of  our  Inspection  Services  segment,  Sanchez  Energy  Corporation  and  certain  of  its  affiliates  (collectively,  “Sanchez”),  filed  for  bankruptcy protection in August 2019. As of December 31, 2020, we have $0.5 million of pre-petition accounts receivable from Sanchez. We filed liens to secure $0.4 million of  these  accounts  receivable  from  Sanchez,  although  these  liens  may  prove  to  be  ineffective  in  our  efforts  to  collect  the  pre-petition  accounts  receivable  from Sanchez as there are other parties that have secured higher priority liens on the same assets. We have recorded an allowance of $0.5 million against these accounts receivable from Sanchez as of December 31, 2020. 65                         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, 2020 and 2019 Consolidated Statements of Operations for the Years Ended December 31, 2020, 2019, and 2018 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the Years Ended December 31, 2020, 2019, and 2018 Consolidated Statement of Owners’ Equity for the Years Ended December 31, 2020, 2019, and 2018 Consolidated Statements of Cash Flows for the Years Ended December 31, 2020, 2019, and 2018 Notes to Consolidated Financial Statements 66 Page 67 Page 68 Page 69 Page 70 Page 71 Page 72 Page 73                               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, 2020 and 2019, 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, 2020, and the related notes (collectively referred to as the “consolidated financial statements”). In our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the consolidated financial position of the Partnership at December 31, 2020 and 2019, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2020, 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 Company’s consolidated financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the 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. 67                       Critical Audit Matter The critical audit matters communicated below are matters arising from the current period audit of the financial statements that were communicated or required to be communicated to the audit committee and that: (1) relate to accounts or disclosures that are material to the financial statements and (2) involved our especially challenging, subjective, or complex judgments. The communication of critical audit matters does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matters below, providing separate opinions on the critical audit matters or on the accounts or disclosure to which they relate. Description of the Matter  How We Addressed the Matter in Our Audit    Goodwill Impairment Assessment   At December 31, 2020, the Partnership's goodwill was $50.4 million, of which $40.3 million relates to the Inspection Services segment and $10.1 million relates to the Environmental Services segment. As discussed in Note 2 to the consolidated financial statements, goodwill is tested annually on November 1 (or at other dates if events or changes in circumstances indicate the carrying value of goodwill may be impaired) for impairment at the reporting unit level. The Partnership considered the decline in the price of crude oil during the first quarter of 2020 and the loss of the largest customer at one of the Partnership’s highest volume facilities in the third quarter of 2020 as potential indicators of impairment, and thus performed quantitative goodwill impairment analyses for the Environmental Services segment. Auditing management's goodwill impairment analysis was complex and highly judgmental and required the involvement of specialists due to the significant estimation required to determine the fair value of the reporting units. In particular, the fair value estimates were sensitive to significant assumptions, such as changes in the discount rate, revenue growth rate, gross margin, and terminal value, which are affected by expectations about future market or economic conditions, including future commodity prices.   To test the estimated fair value of the Environmental Services reporting unit, we performed audit procedures that included, among others, assessing methodologies and testing the significant assumptions discussed above and the underlying data used by the Partnership in its analyses. We compared the significant assumptions used by management to current industry and economic trends and also by assessing the historical accuracy of management's estimates. For example, we compared the revenue growth rate in the prospective financial data used by management to analysts’ forecasted commodity prices and historical performance. We performed sensitivity analyses of significant assumptions to evaluate the changes in the fair value of the reporting unit that would result from changes in the assumptions. In addition, we tested the reconciliation of the fair value of the Partnership’s reporting units to the market capitalization of the Partnership. We also involved a valuation specialist to assist us in our evaluation of the valuation methodologies applied and evaluating the significant assumptions in the fair value estimate.   Risk and uncertainty related to forecasted debt covenant compliance Description of the Matter   At December 31, 2020, the Partnership's outstanding borrowings on its Credit Agreement were $62.0 million. As discussed in Note 6 to the consolidated financial statements, the Partnership’s Credit Agreement requires maintenance of certain financial covenants, including a leverage ratio and an interest coverage ratio. Failure to maintain the covenants, or to obtain from the lenders a waiver of a covenant violation, would result in a default on 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. The Partnership has disclosed that it is reasonably possible it could fail to meet one or both financial covenants. Auditing management’s assessment of the likelihood of compliance with the financial covenants was complex and highly judgmental. In particular, projections of Consolidated EBITDA, as defined in the Credit Agreement, were sensitive to significant assumptions, primarily revenue growth rates. How We Addressed the Matter in Our Audit   To test management’s forecasted debt covenant compliance, our audit procedures included, among others, testing the significant assumption discussed above and the underlying data used by the Partnership in its forecast of Consolidated EBITDA. For example, we compared the revenue growth rates used by management to historical performance, current macroeconomics trends, current operating trends and publicly available data. We performed sensitivity analyses of certain significant assumptions to evaluate the changes in forecasted Consolidated EBITDA and its effect on debt covenant compliance that would result from changes in the assumptions. We further evaluated management’s disclosure in the consolidated financial statements regarding the risks and uncertainties associated with management’s forecast. /s/ Ernst & Young LLP We have served as the Partnership’s auditor since 2012. Tulsa, Oklahoma March 22, 2021 68                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Consolidated Balance Sheets As of December 31, 2020 and 2019 (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 (12,213 and 12,068 units outstanding at December 31, 2020 and 2019, respectively)  Preferred units (5,769 units outstanding at December 31, 2020 and 2019) General partner Accumulated other comprehensive loss  Total partners' capital  Noncontrolling interests  Total owners' equity  Total liabilities and owners' equity See accompanying notes. 69 December 31, 2020 December 31, 2019   $   $   $   $ 17,893    $ 18,420      2,033      38,346      26,929      16,470      10,459      17,386      50,389      607      1,987      242      570      119,986    $ 2,070    $ 58      4,876      328      250      439      8,021      62,029      300      1,549      182      72,081      27,507      44,291      (25,876)     (2,655)     43,267      4,638      47,905      119,986    $ 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                                                                                                                                                                                                                                                                                                      CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Operations For the Years Ended December 31, 2020, 2019 and 2018 (in thousands, except per unit data)  Revenues  Costs of services  Gross margin  Operating costs and expense:  General and administrative  Depreciation, amortization and accretion  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 before income tax expense  Income tax expense  Net (loss) income  Net income attributable to noncontrolling interests  Net (loss) income attributable to limited partners  Net income attributable to preferred unitholder  Net (loss) income attributable to common unitholders  Net (loss) income per common limited partner unit:  Basic  Diluted  Weighted average common units outstanding:  Basic  Diluted 2020 2019 2018   $ 205,996    $ 177,484      28,512      401,648    $ 347,924      53,724      314,960  270,914  44,046  20,100      4,883      (27)     3,556      (4,028)     —      107      541      176      542      (366)      1,049      (1,415)     4,133      (5,548)   $ 25,626      4,448      (25)     23,675      (5,330)     —      222      1,111      19,678      2,254      17,424      1,410      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  2,445  8,968  (0.46)   $ (0.46)   $ 0.99    $ 0.88    $ 0.75  0.72  12,181      12,181      12,039      18,289      11,929  15,757    $   $   $ See accompanying notes. 70                                                                                                                                                                                                                                                                                                                CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Comprehensive (Loss) Income For the Years Ended December 31, 2020, 2019 and 2018 (in thousands)  Net (loss) income  Other comprehensive (loss) income - foreign currency translation  Comprehensive (loss) income 2020 2019 2018   $   $ (366)    $ (78)     17,424    $ (163)     12,098  263  (444)    $ 17,261    $ 12,361   Comprehensive income attributable to preferred unitholders  Comprehensive income attributable to noncontrolling interests 4,133      1,049      4,133      1,410       Comprehensive (loss) income attributable to common unitholders   $ (5,626)   $ 11,718    $ 2,445  685  9,231  See accompanying notes. 71                                                                                                                  CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Consolidated Statement of Owners' Equity For the Years Ended December 31, 2020, 2019 and 2018 (in thousands) Common Units Preferred Units General Partner Accumulated Other Comprehensive Gain (Loss) Noncontrolling Interests Total Owners' Equity  Owners’ equity at December 31, 2017   $ 34,614    $ —    $ (25,876)   $ (2,677)   $ 3,924    $ 9,985   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 8,968      —      —      (10,019)     1,247      2,445      43,258      —      (1,412)     —      (133)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      263      —      —      —      685      —      —      (1,000)     —      12,098  43,258  263  (12,431) 1,247  —      (133)  Owners' equity at December 31, 2018 34,677      44,291      (25,876)     (2,414)     3,609      54,287   Net income  Foreign currency translation adjustment  Distributions  Equity-based compensation  Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation 11,881      —      (10,109)     1,107      4,133      —      (4,133)     —      (222)     —      —      —      —      —      —      —      (163)     —      —      1,410      —      —      —      17,424  (163) (14,242) 1,107  —      —      (222)  Owners' equity at December 31, 2019 37,334      44,291      (25,876)     (2,577)     5,019      58,191   Net (loss) income  Foreign currency translation adjustment  Distributions  Equity-based compensation  Taxes paid related to net share settlement of equity-based compensation (5,548)     —      (5,098)     961      4,133      —      (4,133)     —      (142)     —      —      —      —      —      —      —      (78)     —      —      —      1,049      —      (1,430)     —      (366)  (78) (10,661) 961  —      (142)  Owners' equity at December 31, 2020   $ 27,507    $ 44,291    $ (25,876)   $ (2,655)   $ 4,638    $ 47,905  See accompanying notes. 72                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Consolidated Statements of Cash Flows For the Years Ended December 31, 2020, 2019 and 2018 (in thousands) Operating activities:  Net (loss) income  Adjustments to reconcile net (loss) income to net cash provided by operating activities: 2020 2019 2018   $ (366)    $ 17,424    $ 12,098   Depreciation, amortization and accretion  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  Foreign currency (gains) losses  Bad debt expense, net of recoveries  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  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, 2019 and 2018, and $490 at December 31, 2017) Cash and cash equivalents, end of period (includes restricted cash equivalents of $651 at December 31, 2020 and $551 at December 31, 2019 and 2018)  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 See accompanying notes. 73 5,815      (27)     580      —      961      (249)     288      —      (107)     470      —      —      33,634      (891)     (1,453)     (9,968)     (765)     27,922      41      (1,695)     (1,654)     —      39,100      (52,000)     (19)     (255)     (142)     (10,661)     (23,977)     5,537      (25)     533      —      1,107      (214)     75      (36)     (222)     63      (1,254)     515      (4,310)     136      (3,681)     2,175      356      18,179      43      (1,976)     (1,933)     —      7,800      (9,000)     (75)     (191)     (222)     (14,242)     (15,930)     5,480  (4,108) 560  114  1,247  (217) 175  51  643  4  —  —  (7,169) 1,004  2,273  3,167  87  15,409  12,769  (5,762) 7,007  43,258  2,500  (63,271) (1,327) (62) (133) (12,431) (31,466) 2      4      (17) 2,293      320      (9,067)  16,251       15,931       24,998  18,544    $ 16,251    $ 15,931  5    $ 247    $ 1,148    $ 357    $ 1,487    $ 3,374    $ 1,980    $ 4,783    $ 25  400  1,174  5,781    $   $   $   $   $                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          1. Organization and Operations CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 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  Inspection  Services  (“Inspection  Services”),  Pipeline  &  Process  Services  (“Pipeline  &  Process  Services”),  and  Water  and  Environmental Services (“Environmental Services”) segments. The  Inspection  Services  segment  generates  revenue  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. We typically charge our customers a daily or hourly fee for our services, in addition to per diem, mileage, and other reimbursable items. Revenue and costs are 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  of  newly-constructed  and  existing  pipelines  and  related  infrastructure.  Our  customers  include  energy  companies  and  pipeline  construction companies. We generally charge our customers on a fixed-bid basis, depending on the size and length of the pipeline being tested and the complexity of services provided.  Revenue  and  costs  are  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. We wholly-own eight of these water treatment facilities and we own a 25% interest in the remaining facility. These water treatment  facilities  are  connected  to  thirteen  (13)  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  transportation  of  water  via  pipeline,  and  receive  fees  from  a  partially  owned  water treatment facility for management and staffing services (see Note 11).  2. Basis of Presentation and Significant Accounting Policies Basis of Presentation The accompanying Consolidated Financial Statements include our accounts and those of our controlled subsidiaries. All intercompany transactions and account balances have been eliminated in consolidation. Investments over which we exercise significant influence, but do not control, are accounted for using the equity method of accounting. The  accompanying  Consolidated  Financial  Statements  have  been  prepared  in  accordance  with  accounting  principles  generally  accepted  in  the  United  States (“GAAP”) for consolidated financial information and in accordance with the rules and regulations of the Securities and Exchange Commission. The Consolidated Financial  Statements  include  all  adjustments  considered  necessary  for  a  fair  presentation  of  the  financial  position  and  results  of  operations  for  the  periods presented. Certain previously-reported amounts have been reclassified to conform to the current presentation. Use of Estimates in the Preparation of Financial Statements The  preparation  of  our  Consolidated  Financial  Statements  in  conformity  with  GAAP  requires  management  to  make  estimates  and  assumptions  that  affect  the amounts reported in these financial statements and accompanying notes. Actual results could differ from those estimates. The COVID-19 pandemic and the significant decline in the price of crude oil have created and may continue to create significant uncertainty in macroeconomic conditions, which may continue to cause decreased demand for our services and adversely impact our results of operations. We consider these changing economic conditions as we develop accounting estimates, such as our annual effective tax rate, allowance for bad debts, and long-lived asset impairment assessments. We expect our accounting estimates to continue to evolve depending on the duration and degree of the impact of the COVID-19 pandemic and the significant decline in the price of crude oil. Our accounting estimates may change as new events and circumstances arise. 74                           Fair Value Measurement CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 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. ● 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. 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.  As of December 31, 2020, 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 $0.7 million and $0.6 million at December 31, 2020 and 2019, 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 our customers’ 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 our 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 and we do not typically require collateral on our trade receivables. We had an allowance for doubtful accounts of $0.5 million and $0.2 million at December 31, 2020 and 2019, respectively. We recorded bad debt expense of  $0.4 million in 2020, $0.2 million in 2019, and less than $0.1 million in 2018. In 2020, we wrote off one uncollectable account in the amount of $0.1 million. In 2019, we received $0.1 million on accounts receivable previously written off. We report bad debt expense and recoveries within general and administrative on our Consolidated Statements of Operations. We had two customers, Pacific Gas & Electric Company and Enbridge Inc., that represented more than 10% of total accounts receivable as of December 31, 2020. The majority of our revenues are generated in the United States. In 2020, 2019, and 2018, we generated revenues of less than $0.1 million, $0.2 million, and $1.3 million, respectively, from services performed in Canada. Sanchez Bankruptcy A  former  customer  of  our  Inspection  Services  segment,  Sanchez  Energy  Corporation  and  certain  of  its  affiliates  (collectively,  “Sanchez”),  filed  for  bankruptcy protection in August 2019. As of December 31, 2020, we have $0.5 million of pre-petition accounts receivable from Sanchez. We filed liens to secure $0.4 million of  these  accounts  receivable  from  Sanchez,  although  these  liens  may  prove  to  be  ineffective  in  our  efforts  to  collect  the  pre-petition  accounts  receivable  from Sanchez as there are other parties that have secured higher priority liens on the same assets. We have recorded an allowance of $0.5 million against these accounts receivable from Sanchez as of December 31, 2020.                               75 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Pacific Gas and Electric Bankruptcy PG&E  Corporation  and  its  wholly-owned  subsidiary  Pacific  Gas  and  Electric  Company  (collectively,  “PG&E”),  a  customer,  filed  for  bankruptcy  protection  in January 2019. We had accounts receivable from PG&E of $12.1 million at 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 in the fourth quarter of 2019 on the sale of these pre-petition receivables, which is 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”. In July 2020, PG&E emerged from bankruptcy protection. 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 Inspection Services segment that performs 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, 2020 or 2019. Any interest or penalties would be recognized as a component of income tax expense. Revenue Recognition Under Accounting  Standards  Codification  (“ASC”) 606 -  Revenue from Contracts with Customers, an entity  should recognize  revenue  to depict  the transfer  of promised  goods  or  services  to  customers  in  an  amount  that  reflects  the  consideration  to  which  the  entity  expects  to  be  entitled  in  exchange  for  those  goods  or services. Based on this accounting guidance, our revenue is earned and recognized through the service offerings of our three reportable business segments. Our sales contracts have terms of less than one year. As such, we have used the practical expedient contained within the accounting guidance which exempts us from the requirement to disclose the transaction price allocated to remaining performance obligations if the performance obligation is part of a contract with an original expected duration of one year or less. We apply judgment in determining whether we are the principal or the agent in instances where we utilize subcontractors to perform all or a portion of the work under our contracts. Based on the criteria in ASC 606, we have determined we are principal in all such circumstances. See Note 14 for disaggregated revenue reported by segment.                       76 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements In 2020, 2019, and 2018, we recognized $0.3 million, $0.2 million, and $0.5 million of revenue within our Inspection Services 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, 2020 and December 31, 2019, we recognized a refund liability of $0.8 million and $0.7 million, respectively, for revenue associated with such variable consideration. In addition, we have recorded other refund liabilities of $0.8 million and $0.7 million at December 31, 2020 and 2019, respectively.   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 settlements (Note 13)  Other Fair Value of Financial Instruments December 31, 2020 December 31, 2019   $   $ (in thousands) 1,799    $ 1,694      424      959      4,876    $ 9,670  1,682  1,900  1,598  14,850  The carrying amounts reported in the Consolidated Balance Sheets for cash and cash equivalents, trade accounts receivable, prepaid expenses and other, accounts payable, accounts payable – affiliates, accrued payroll and other, and income taxes payable approximate their fair values. Assets and Liabilities Measured at Fair Value on a Nonrecurring Basis Certain assets and liabilities are reported at fair value on a nonrecurring basis in 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  and  the  outlook  for  national  or  regional  market  supply  and  demand  for  the  services  we  provide.  In  the  Environmental  Services segment, Property, Plant, and Equipment is grouped for impairment testing purposes at each water treatment facility, as these asset groups represent the lowest level at which cash flows are separately identifiable. For our Environmental Services segment, we considered the decline in the price of crude oil and the fact that, during the third quarter of 2020, the largest customer of one of our highest-volume facilities notified us of its decision to build its own facility and to send most of its water to that facility beginning in February 2021. We considered these developments to be potential indicators of impairment and therefore performed a step 1 recoverability impairment test. We used the same forward crude oil price curve for our property and equipment impairment analysis that we used for our goodwill impairment analysis. Based on this analysis, we concluded that the property and equipment was not impaired. The use of different assumptions and estimates from those we used in our analysis could have resulted in the need to record an impairment. While we believe we have made reasonable estimates and assumptions to estimate the future undiscounted cash flows expected from the assets, it is reasonably possible that changes could occur that would require an impairment charge in the future. Location-specific market considerations could also lead us to record an impairment to the property, plant, and equipment of one or more individual facilities in the future. Goodwill We have $50.4 million of goodwill on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2020. Of this amount, $40.3 million relates to the Inspection Services segment and $10.1 million relates to the Environmental Services segment. 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 by the manner in which the business is managed or operated. We  have  determined  that  our  Inspection  Services  and  Environmental  Services  operating  segments  are  the  appropriate  reporting  units  for  testing  goodwill impairment. 77                                         CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 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 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). Crude oil prices have decreased significantly in 2020, due in part to decreased demand as a result of the worldwide COVID-19 pandemic. This decline in oil prices led many of our customers to change their budgets and plans, which has resulted in reduced spending on drilling, completions, and exploration. This has had an adverse effect on construction of new pipelines, gathering systems, and related energy infrastructure. Lower exploration and production activity has also adversely effected the midstream industry and has led to delays and 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. Inspection Services We completed our annual goodwill impairment assessment as of November 1, 2020 and concluded the $40.3 million of goodwill of the Inspection Services segment was not impaired. Our evaluations included various qualitative and corroborating quantitative factors, including current and projected earnings and current customer relationships and projects, and a comparison of our enterprise value to the sum of the estimated fair values of our business segments. The qualitative and supporting quantitative 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  analyses  could  have  resulted  in  the requirement to perform further quantitative goodwill impairment analyses. Environmental Services We completed our annual goodwill impairment assessment as of November 1, 2020 and updated this analysis as of December 31, 2020 and concluded that the remaining $10.1 million of goodwill of the Environmental Services segment was not impaired. We considered the decline in the price of crude oil in 2020 and the fact that, during the third quarter of 2020, the largest customer of one of our highest-volume facilities notified us of its decision to build its own facility and to send most of its water to that facility beginning in February 2021. We considered these developments to be potential indicators of impairment and therefore performed quantitative goodwill impairment analyses. We estimated the fair value of the reporting unit utilizing the income approach (discounted cash flows) valuation method, which is a Level 3 measurement 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. Since the volume of water we receive at our facilities is heavily influenced by the extent of exploration and production in the areas near our facilities, and since exploration and production is in turn heavily influenced by crude oil prices, we estimated future revenues by reference to crude prices in the forward markets. We used a forward price curve that reflects a gradual increase in the West Texas Intermediate ("WTI") crude price each month, with the price remaining around $39-$47 per barrel through January 2022 and reaching $49-$53 per barrel in January 2032. We estimated future operating costs by reference to historical per-barrel costs and estimated future volumes. We estimated revenues and costs for a period of ten years and estimated a terminal value calculated as a multiple of the cash flows in the preceding year. We discounted these estimated future cash flows at a rate of 13.5%. We assumed that a hypothetical buyer would be a partnership that is not subject to income taxes and that could obtain savings in general and administrative expenses through synergies with its other operations. Based on these quantitative analyses, we concluded that the goodwill of the Environmental  Services  segment  was  not  impaired.  Our  analysis  indicated  that  the  fair  value  of  the  reporting  unit  of  the  Environmental  Services  segment exceeded  their  book  value  by  16%  at  December  31,  2020.  The  use  of  different  assumptions  and  estimates  from  those  we  used  in  our  analysis  could  have resulted in the need to record a goodwill impairment. Our  estimates  of  fair  value  are  sensitive  to  changes  in  a  number  of  variables,  many  of  which  relate  to  broader  macroeconomic  conditions  outside  of  our control. As a result, actual performance could be different from our expectations and assumptions. Estimates and assumptions used in determining fair value of the reporting units that are outside the control of management include commodity prices, interest rates, and cost of capital. Our water treatment facilities are concentrated  in  one  basin,  and  changes  in  oil  and  gas  production  in  that  basin  could  have  a  significant  impact  on  the  profitability  of  the  Environmental Services segment. 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. Such changes could include, among others, a slower recovery in demand for petroleum products than assumed in our projections, an increase in supply from other areas (or other factors) that result in reduced production in North Dakota, and increased pessimism among market participants, which could increase the discount rate on (and therefore decrease the value of) estimated future cash flows. 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. 78                         CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Depending  on  future  events,  it  is  reasonably  possible  that  we  could  incur  impairment  charges  associated  with  our  property  and  equipment,  goodwill,  or intangible assets. 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 sales and settlements are reported within gain on asset disposals, net in our Consolidated Statements of Operations. Noncontrolling Interests We own a 51% interest in CBI 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. CBI’s company agreement generally requires CBI to make an annual distribution to its members equal to or greater than the amount of CBI’s taxable income multiplied by the maximum federal income tax rate. 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,  2020  includes  $2.7  million  of  accumulated other comprehensive loss associated  with  accumulated  currency translation  adjustments,  all  of  which  relate  to  our  Canadian  operations.  If  at  some  point  in  the  future  we  were  to  substantially  complete  a  liquidation  of  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  as  we  no  longer  consider  these  intercompany  balances  long-term  investments  in  nature.  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 2020, we adopted the following new accounting standard issued by the Financial Accounting Standards Board (“FASB”): The FASB issued ASU 2020-15 – 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 2020.  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, 2020, including interim periods within those fiscal years. We adopted this guidance prospectively from the date of adoption (January 1, 2020) and this guidance has not had a material effect on our Consolidated Financial Statements. In 2019, we adopted the following new accounting standard issued by the 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. 79                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements In July 2020, the FASB issued ASU 2020-11 – 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,  2020  and  used  a  modified retrospective approach as permitted under ASU 2020-11. 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. 3. Property and Equipment Property and equipment consist of the following, recorded at cost, as of December 31, 2020 and 2019: Asset Category  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 Useful Lives (years) December 31, 2020 2019 15  30 - 39  5 - 15  3 - 9  3 - 5     $     $ (in thousands) 1,301    $ 984      1,183      19,731      3,388      342      26,929      (16,470)     10,459    $ 1,301  984  1,183  19,231  3,454  346  26,499  (13,738) 12,761  Depreciation expense is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of the assets. Depreciation expense was $3.1 million, $2.8 million, and $2.8 million in 2020, 2019, and 2018, respectively, of which $0.9 million, $1.1 million, and $1.1 million was included as a component of costs of services in 2020, 2019, and 2018, respectively. In 2020 and 2019, depreciation expense included $0.3 million and $0.2 million related to finance leases, respectively. We sold property and equipment which reduced accumulated depreciation by $0.1 million in each of 2020 and 2019, respectively. 80                                                                                                       CYPRESS ENVIRONMENTAL 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, 2017  Foreign currency adjustments  Dispositions  Balance - December 31, 2018  Foreign currency adjustments  Balance - December 31, 2019  Foreign currency adjustments  Balance - December 31, 2020 Inspection Services Environmental Services (in thousands) Total   $   $   $   $ 40,344    $ (116)     —      40,228    $ 62      40,290    $ 33      40,323    $ 13,091    $ —      (3,025)     10,066    $ —      10,066    $ —      10,066    $ 53,435  (116) (3,025) 50,294  62  50,356  33  50,389  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 Inspection Services and Environmental Services operating segments are the appropriate reporting units for testing goodwill for impairment. For additional information regarding the annual reviews of the goodwill on the Consolidated Balance Sheets, please see Note 2. 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. 81                                                 CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 5. Intangible Assets Intangible assets consist of the following at December 31, 2020 and 2019: Asset Category  Customer relationships  Contracts  Non-compete agreements  Trademarks and trade names  Inspector database  Less accumulated amortization  Net intangibles Amortization expense was $2.7 million in each of 2020, 2019, and 2018, respectively. Future amortization expense of our intangible assets is estimated to be as follows: Year ending December 31, 2021 2022 2023 2024 2025 Thereafter 6. Credit Agreement     $ Useful Lives (years)  5 - 20 3 3 10 10     $ December 31, 2020 2019 (in thousands) 22,853    $ 241      —      11,679      2,080      36,853      (19,467)     17,386    $ 22,853  241  143  11,679  2,080  36,996  (16,933) 20,063  (in thousands) 2,668  2,668  2,070  1,497  1,150  7,333  17,386    $   $ We  are  party  to  a  credit  agreement  (the  “Credit  Agreement”)  with  a  syndicate  of  seven  banks,  with  Deutsche  Bank  Trust  Company  Americas  serving  as  the Administrative Agent. The obligations under the Credit Agreement are secured by a first priority lien on substantially all of our assets. The Credit Agreement was amended in May 2018 and again in March 2021. Both amendments reduced the borrowing capacity. After the March 2021 amendment, the Credit Agreement has a total capacity of $75.0 million, subject to various customary covenants and restrictive provisions, and matures on May 31, 2022. The Credit Agreement had a total capacity of $110.0 million, subject to certain limitations, prior to the March 2021 amendment. Outstanding borrowings at December 31, 2020 and December 31, 2019 were $62.0 million and $74.9 million, respectively, and are reported in our Consolidated Balance  Sheets  as  long-term debt.  Prior  to  the  Credit  Agreement  amendment  in  March  2021,  our  borrowings  as  of  December  31,  2020,  were  a  short-term obligation  scheduled  to  mature  on  May  29,  2021.  Accounting  Standards  Codification  (“ASC”)  470  states  that  short-term  obligations  should  be  excluded  from current liabilities upon completing a refinancing through a long-term obligation after the reporting period but before the date of the filing, among other criteria. The average debt balance outstanding in 2020, 2019, and 2018 was $80.8 million, $81.4 million, and $98.6 million, respectively. 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 2.00% to 3.75% per annum (“Base Rate Borrowings”) or (ii) an adjusted LIBOR rate plus a margin of 3.00% to 4.75% per annum (“LIBOR Borrowings”). The applicable margin is determined based on our leverage ratio, as defined in the Credit Agreement. 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 2020, 2019, and 2018 was $3.4 million, $4.8 million, and $5.8 million, respectively, including commitment fees. The interest rate on our borrowings ranged from 3.33% to 4.80% in 2020, 4.70% to 6.02% in 2019, and 4.74% to 6.02% in 2018. 82                                                                                                                         CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements The  Credit  Agreement  contains  various  customary  covenants  and  restrictive  provisions.  The  Credit  Agreement  also  requires  us  to  maintain  certain  financial covenants, including a leverage ratio and an interest coverage ratio. The interest coverage ratio is calculated as the trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the Credit Agreement) divided by trailing-twelve-month pro forma interest expense (as defined in the Credit Agreement). The minimum interest coverage ratio is 3.0 at each quarter end. At December 31, 2020, our interest coverage ratio was 4.7. The leverage ratio is calculated as the debt outstanding (inclusive of finance leases) divided by trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the Credit Agreement). The maximum leverage ratio is 6.0 at December 31, 2020 and March 31, 2021, 5.3 at June 30, 2021, 4.5 at September 30, 2021, and 4.0 at December 31, 2021. At December 31, 2020, our leverage ratio was 5.8. As  of  December  31,  2020,  we  were  in  compliance  with  all  covenants  of  the  Credit  Agreement  (as  amended  in  March  2021).  We  currently  are  forecasting  a sufficient level of EBITDA to remain in compliance with the financial covenants in the Credit Agreement throughout the term of the Credit Agreement. However, maintaining a sufficient level of EBITDA will be dependent on the level of activity in the markets we serve and on our ability to win awards for work from our customers, and may require us to sell common units through our at-the-market equity program to raise proceeds to repay debt and/or to delay reimbursements to affiliates on a short-term basis. It is reasonably possible that we could fail to meet one or both of the financial covenant ratios. If this were to occur, and if we were unable  to  obtain  from  the  lenders  a  waiver  of  the  covenant  violation,  we  would  be  in  default  on  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. The Credit Agreement contains significant limitations on our ability to pay cash distributions. We may only pay the following cash distributions: ● ● ● distributions to common and preferred unitholders, to the extent of income taxes estimated to be payable by these unitholders resulting from allocations of our earnings; distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year if our leverage ratio is 4.0 or lower; and distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. In addition, the Credit Agreement restricts our ability to redeem or repurchase our equity interests. The Credit Agreement requires us to make payments to reduce the outstanding balance if, for any consecutive period of five business days, our cash on hand (less amounts expected to be paid in the following five business days) exceeds $10.0 million. We incurred certain debt issuance costs at the inception of the Credit Agreement, which we were amortizing on a straight-line basis over the original term of the 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  Statement  of  Operations  for  2018,  which  represented  the  portion  of  the  unamortized  debt  issuance  costs attributable to lenders who were no longer participating in the credit facility subsequent to the amendment. The remaining debt issuance costs associated with the inception of the Credit Agreement, along with $1.3 million of debt issuance costs associated with the May 2018 amendment, were being amortized on a straight- line basis over the remaining term of the Credit Agreement. Debt issuance costs total $0.2 million and $0.8 million at December 31, 2020 and December 31, 2019, respectively, and are reported as debt issuance costs, net on the Consolidated Balance Sheets. In 2021, we incurred $1.0 million of debt issuance costs related to the March 2021 amendment to the Credit Agreement. 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). On  March  15,  2021,  we  made  a  payment  of  $8.0  million  on  the  Credit  Agreement,  which  reduced  the  outstanding  balance  on  the  Credit  Agreement  to  $54.0 million. 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). 83                             Significant components of income tax expense (benefit) are as follows for the years ended December 31: CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Current tax expense (benefit)  U.S. federal  State  Canadian  Total Deferred tax expense (benefit)  U.S. federal  State  Canadian  Total Total income tax expense   $ 2020 2019 (in thousands) 2018 169    $ 370      —      539      2      1      —      3      1,007    $ 1,329      (46)     2,290      (36)     (15)     15      (36)     497  797  (27) 1,267  36  15  —  51    $ 542    $ 2,254    $ 1,318  The following table reconciles the differences between the U.S. federal statutory rate of 21% in each of 2020, 2019, and 2018, respectively, to the Partnership's income tax expense on the Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31:  Tax computed at statutory rate  Income not subject to federal tax  State income taxes, net of federal benefit  Other 2020 2019 (in thousands) 2018   $   $ 37    $ 140      377      (12)     542    $ 4,132    $ (3,102)     1,265      (41)     2,254    $ 2,817  (2,396) 787  110  1,318  Tax years that remain subject to examination by various taxing authorities for each of our consolidated entities include the years 2018 through 2020. Tax-related interest and penalties were insignificant in 2020, 2019, and 2018. We had no uncertain tax positions that required recognition in the financial statements at December 31, 2020 or 2019. 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 As of December 31, 2020 and 2019, there were 12,212,532 and 12,068,343 common units outstanding, respectively. As described in Note 6, our Credit Agreement, as amended in March 2021, places significant restrictions on our ability to pay common unit distributions. 84                                                                                                                                                                                                            Series A Preferred Units CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements In  May  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, under which 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.  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. We have the option to pay 7.0% of the 9.5% 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. We 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. As described in Note 6, our Credit Agreement, as amended in March 2021, places significant restrictions on our ability to pay cash distributions. 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 common unit. There were no incentive distribution payments in 2020, 2019, or 2018. At-the-Market Equity Program In April 2019, 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.  The  maximum  amount  we  may  sell  varies  based  on  changes  in  the  market  value  of  the  units.  Currently,  the maximum amount we may sell is $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 2020, 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. Net (Loss) Income Per Unit Our net (loss) income is attributable and allocable to three ownership groups: (1) our preferred unitholder, (2) the noncontrolling interests in certain subsidiaries, and  (3)  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 CBI and 51% of the income (loss) generated by CF Inspection. Net (loss) income attributable to common unitholders represents our remaining net (loss) income, after consideration of amounts attributable to our preferred unitholder and the noncontrolling interests. 85                             CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Basic net (loss) income per common limited partner unit is  calculated  as  net (loss) income attributable to common unitholders divided  by  the  basic  weighted average  common  units  outstanding.  Diluted net (loss) 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 (loss) income per common limited partner unit for the periods presented: Net (loss) income attributable to common unitholders Weighted average common units outstanding Basic net (loss) income per common limited partner unit 2020 Year Ended December 31 2019 (in thousands, except per unit data) 2018   $   $ (5,548)   $ 12,181      (0.46)   $ 11,881    $ 12,039      0.99    $ 8,968  11,929  0.75  The following summarizes the calculation of the diluted net (loss) income per common limited partner unit for the periods presented: Net (loss) 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 (loss) income per common limited partner unit 2020 Year Ended December 31 2019 (in thousands, except per unit data) 2018   $   $   $ (5,548)   $ —      (5,548)   $ 11,881    $ 4,133      16,014    $ 8,968  2,445  11,413  12,181      12,039      11,929  —      —      12,181      (0.46)   $ 5,769      481      18,289      0.88    $ 3,413  415  15,757  0.72  For the year ended December 31, 2020, the preferred units and long-term incentive plan unvested units would have been antidilutive and, therefore, were not included in the computation of diluted net (loss) income per common limited partner unit. 9. Major Customers The following table sets forth the customers who accounted for more than 10% of our consolidated revenue for the years ended December 31, 2020, 2019, and 2018: 2020 2019 2018 Enterprise Products Partners L.P. Pacific Gas and Electric Company   Pacific Gas and Electric Company   Phillips 66 (a)   Pacific Gas and Electric Company   Plains All American Pipeline, L.P. (a) Phillips 66 accounted for more than 15% of our consolidated revenue during 2019. 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 Inspection Services segment. 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 of our directors and employees  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 2020, 2019, and 2018, compensation expense of $1.0 million, $1.1 million and $1.2 million, respectively, was recorded under the LTIP (including expense associated with the Profit Interest Units described below). 86                                                                                                                                                                       CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 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, 2020 and 2019 was $2.5 million and $2.3 million, respectively,  with an average remaining life of 2.0 years and 1.9 years, respectively.  The following table summarizes the activity of the Service Units in 2020, 2019, and 2018:  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  Units granted  Units vested  Units forfeited  Units at December 31, 2020 Number of Unvested Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit 587,014    $ 399,726    $ (69,296)   $ (44,383)   $ 873,061    $ 201,306    $ (145,200)   $ (64,635)   $ 864,532    $ 420,181    $ (168,969)   $ (144,723)   $ 971,021    $ 8.56  3.24  13.97  5.76  5.83  4.40  8.48  6.10  5.04  4.15  7.66  4.39  4.29  Performance-Based Unit Awards – 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 2020 had an estimated grant date fair value of $4.19 per unit and are being expensed over a service period of 3.73 years. In addition, 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. Total unearned compensation associated with the Performance Units at December 31, 2020 and 2019 was less than $0.1 million and $0.4 million, respectively, with an average remaining life of 1.5 years and 2.6 years, respectively. The following table summarizes the activity of the Performance Units in 2020, 2019, and 2018: 87                                                                                                                         CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Number of Unvested Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit 77,495    $ 72,046    $ (7,184)   $ (40,709)   $ 101,648    $ 89,402    $ (6,167)   $ (24,310)   $ 160,573    $ 1,050    $ —    $ (20,574)   $ 141,049    $ 7.75  4.52  8.49  8.49  5.11  4.19  6.54  6.45  4.34  4.19  —  4.19  4.36   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  Units granted  Units vested  Units forfeited  Units at December 31, 2020 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”). 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 are being expensed over a derived service period of 2.73 years. The other 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. The Market Units granted in 2020 had an estimated fair value on the grant date of $3.58 per unit and are being 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,  2020  and  2019  was  $0.1  million  and  $0.3 million, respectively, with an average remaining life of 1.3 years and 2.3 years, respectively. The following table summarizes the activity of the Market Units for 2019 and 2020: 88                                                                                                                   CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Number of Unvested Units Weighted Average Grant Date Fair Value / Unit —    $ 89,403    $ —    $ (875)   $ 88,528    $ 1,050    $ —    $ (20,576)   $ 69,002    $ —  3.54  —  3.54  3.54  3.54  —  3.54  3.54   Units at December 31, 2018  Units granted  Units vested  Units forfeited  Units at December 31, 2019  Units granted  Units vested  Units forfeited  Units at December 31, 2020 In addition to the awards shown above, at the time of our Initial Public Offering, certain profit interest units previously issued were converted into 44,451 units of the  Partnership  outside  of  the  LTIP. Compensation  expense  associated  with these  profit  interest  units was $0.1 million  for the  year  ended  December  31, 2018. There were no unvested profit interest units at December 31, 2019 or 2020. 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. In an effort to simplify this arrangement so it would 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, these direct expenses have been lower than the annual administrative fee that we previously paid, although we 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. For the years ended December 31, 2019 and 2018, Holdings charged us an administrative fee of $4.5 million and $4.0 million, respectively, recorded within general and administrative in the Consolidated Statement of Operations. Because of our limited partnership structure, all of the employees who conduct our business are employed by affiliates  of Holdings, although we often refer to these individuals in this report as our employees. We generally reimburse Holdings for the compensation costs associated with these employees, although Holdings has committed to waiving certain expense reimbursements if certain specified events occur during a specified period of time, up to a maximum expense waiver of $4.0 million. 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 in each of 2020, 2019, and 2018, 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  in  2020,  2019,  and  2018,  respectively.  Accounts receivable from Arnegard totaled $0.2 million and $0.1 million at December 31, 2020 and 2019, respectively, and is included in trade accounts receivable, net on the  Consolidated  Balance  Sheets.  Our  investment  in  Arnegard  totaled  approximately  $0.4  million  at  both  December  31,  2020  and  2019,  respectively  and  is included in other assets on the Consolidated Balance Sheets. 89                                                                                           CF Inspection Management, LLC CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements We  have  entered  into  a  joint  venture  with  CF  Inspection,  a  nationally-qualified  woman-owned  company.  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. For the years ended December  31,  2020,  2019,  and  2018,  CF  Inspection,  which  is  part  of  the  Inspection  Services  segment,  represented  5.0%,  3.3%,  and  3.4%  of  our  consolidated revenue, respectively. 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. Pipeline and Process Services Entities owned by Holdings provide contract labor support to our Pipeline & Process Services segment. During the years ended December 31, 2020, 2019, and 2018, we incurred $0.6 million, $0.2 million, and $0.1 million of expense associated with these services, which is included in costs of services in our Consolidated Statements of Operations. 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 $1.8 million of our Operating ROU asset at December 31, 2020 of $2.0 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 extend 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, 2020, the weighted average remaining lease term and weighted average discount rate for our operating leases was 4.2 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 Sheets. 90                           Our operating lease obligations at December 31, 2020 with terms that are greater than one year mature as follows (in thousands): CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 2021 2022 2023 2024 2025 Thereafter Total lease payments Less imputed interest Total operating lease obligation   $    $   $ 557  557  557  513  29  66  2,279  (291) 1,988  Finance Leases Our finance leases primarily include leases for vehicles. As of December 31, 2020, the weighted average remaining lease term and weighted average discount rate for our finance leases was 2.3 years and 5.4%, 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 Sheets. Our finance lease obligations at December 31, 2020 with terms that are greater than one year mature as follows (in thousands): 2021 2022 2023 Total lease payments Less imputed interest Total finance lease obligation   $   $   $ 274  206  93  573  (23) 550  Lease Expense Components During the years ended December 31, 2020 and 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 2020   $   $ 276    $ 37      681      67      3,695      7      (28)     4,735    $ 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. 91                                                                                                     CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements 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  $0.7  million  and  $0.6  million  at  December  31,  2020  and  2019,  respectively.  These  amounts  are  reported  in prepaid expenses and other on the Consolidated Balance Sheets. Compliance Audit Contingencies Certain  agreements  with  customers  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 agreements, the agreements may provide the customer the right to receive a credit or refund for overcharges identified. At any given time, we may have multiple audits ongoing. As of December 31, 2020 and 2019, we established a reserve of $0.3 million and $0.2 million, respectively, as an estimate of potential liabilities related to these compliance audit contingencies. Litigation Settlements In 2019, we agreed to a settlement with a former subcontractor. As part of the settlement, we made specified cash payments in November 2019, January 2020, and 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. In  addition,  we  recorded  expense  of  $0.5  million  and  $0.1  million  in  2020  and  2019,  respectively,  related  to  the  completed  or  proposed  settlement  of  various litigation matters. We recorded this expense within general and administrative in the Consolidated Statements of Operations. Legal Proceedings Other We are 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. The outcome of related litigation is unknown at this time but could be material to our financial statements in future periods. 92                     14. Segment Disclosures CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements The  Partnership’s  operations  consist  of  three  reportable  segments:  (i)  Inspection  Services,  (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. Inspection Services Pipeline and Process Services Environmental Services (in thousands) Other Total Year ended December 31, 2020 Revenues Costs of services Gross margin General and administrative Depreciation, amortization and accretion (Gains) losses on asset disposals, net Operating income (loss) Interest expense, net Foreign currency gains Other, net Net income before income tax expense Year 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 Year 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 loss Other, net Net income before income tax expense Total Assets December 31, 2020 December 31, 2019   $   $   $   $   $   $   $   $ 181,526  161,726  19,800  15,282  2,217  —  2,301    $   $ 18,716    $ 13,743      4,973      2,308      558      (32)     2,139    $ 5,754  2,015  3,739  1,802  1,648  5  284    $   $   $ 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    $ —    $ —      —      708      460      —      (1,168)            $ —    $ —      —      1,045      18      —      (1,063)          $ —    $ —      —      1,060      —      —      (1,060)   $      $ 205,996  177,484  28,512  20,100  4,883  (27) 3,556  (4,028) 107  541  176  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  82,458    $ 11,988    $ 19,708    $ 5,832    $ 119,986  114,858    $ 14,318    $ 21,911    $ 6,255    $ 157,342  (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. 93   CYPRESS ENVIRONMENTAL 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: 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  Total 2018 Distributions  February 14, 2019  May 15, 2019  August 14, 2019  November 14, 2019   Total 2019 Distributions  February 14, 2020  May 15, 2020   Total 2020 Distributions   $ 1.104646    $ 1.625652      1.625652      1.036413      0.840000      0.210000      0.210000      0.210000      0.210000      0.840000      0.210000      0.210000      0.420000      (in thousands) 13,064    $ 19,232      19,258      12,310      10,019      2,510      2,531      2,534      2,534      10,109      2,534      2,564      5,098      8,296  12,284  12,414  7,928  6,413  1,606  1,622  1,624  1,627  6,479  1,627  1,641  3,268    Total Distributions (since IPO)   $ 7.492363    $ 89,090    $ 57,082  (a) Approximately 64% of the Partnership's outstanding common units at December 31, 2020 were held by affiliates. 94                                                                                                                                            The following table summarizes the distributions paid to our preferred unitholder: CYPRESS ENVIRONMENTAL PARTNERS, L.P. Notes to Consolidated Financial Statements Payment Date Cash Distributions (in thousands)  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  May 15, 2020  August 14, 2020  November 14, 2020   Total 2020 Distributions   Total Distributions   $   $ 1,412  1,412  1,033  1,033  1,033  1,034  4,133  1,033  1,033  1,033  1,034  4,133  9,678  (a) This distribution relates to the period from May 29, 2018 (date of preferred unit issuance) through September 30, 2018. In July 2020, in light of the challenging market conditions, we made the difficult decision to temporarily suspend payment of common unit distributions. This has enabled  us  to  retain  more  cash  to  manage  our  financing  needs.  As  described  in  Note  6,  our  Credit  Facility,  as  amended  in  March  2021,  contains  significant restrictions on our ability to pay cash distributions. 16. Sale of Water Treatment facilities 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.  These  calculation  are  considered  Level  3  and  the  fair  values  included  in  these calculations 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 dates of sales. We used the proceeds from these transactions to reduce our outstanding debt. The Pecos and Orla facilities generated combined revenues and operating income (loss) of $0.2 million and approximately ($0.1) million in 2018, respectively. 95                                                                                                       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, 2020. 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. 96                           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,  2020  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, 2020, 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,  2020  that  have  materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. ITEM 9B. OTHER INFORMATION None. ITEM 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE MANAGEMENT Management of Cypress Environmental Partners, L.P. PART III 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 Jack H. Stark, John T. McNabb II, and Stanley A. Lybarger are independent under the independence standards of the NYSE and eligible to serve on the audit committee. 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. 97                           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. Jack H. Stark, 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, Mr. Stark, 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,  Jack  H.  Stark,  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 Cynthia A. Field Stanley A. Lybarger John T. McNabb, II Jack H. Stark Charles C. Stephenson, Jr.   Age   Position with Cypress Environmental Partners GP, LLC 57   Chairman of the Board, Chief Executive Officer and President 54   Senior Vice President and General Counsel 44   Vice President and Chief Financial Officer 60   Director 71   Director & Audit Committee Chairman 76   Director & Conflicts Committee Chairman 76   Director 84   Director 98                                                                                                   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  on  the  board  of  directors  of  Land  Legacy,  an environmental conservation land trust. 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. 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. 99               John T. McNabb II has served as a director on the board of Cypress Environmental Partners GP, LLC since January 14, 2014 and serves as Chairman of our 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 2018. 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. Jack H. Stark became a director of our board in April 2020.  Mr. Stark has over 40 years of experience in the upstream E&P industry and is currently President and Chief Operating Officer of Continental Resources, Inc. ("Continental"). Mr. Stark joined Continental as Exploration Manager in 1992 and over his 28 years with Continental served as Senior Vice President of Exploration from 1998 to 2014 and was appointed President and Chief Operating Officer in 2014. Mr. Stark also  served  on  Continental’s  Board  of  Directors  from  1998  until  2008.  Prior  to  joining  Continental,  Mr.  Stark  was  Exploration  Manager  for  the  Western  Mid- Continent Region for Pacific Enterprises from 1988 to 1992 and held various staff and middle management positions with Cities Service Company, Texas Oil and Gas and Western Nuclear from 1978 to 1988. Mr. Stark holds a master’s degree of Science in Geology from Colorado State University and is a member of the American  Association  of  Petroleum  Geologists,  The  Petroleum  Alliance  of  Oklahoma,  WildCatters  Club,  Rocky  Mountain  Association  of  Geologists,  Houston Geological Society and the Oklahoma City Geological Society. 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. 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. 100                 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 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. We intend to disclose any amendments to or waivers from the Code of Business Conduct and Ethics on our website. 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 who 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  often  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, 2020, 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, 2020, 2019, and 2018. 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 Year 2020 2019 2018 2020 2019 2018 2020 2019 2018     $     $     $ Salary Bonus (a) Unit Awards (b) Total 366,667    $ 466,807      438,062      252,000    $ 312,500      305,000      180,000    $ 222,502      196,253      —    $ 891,159      —      —    $ 234,500      65,500      —    $ 197,500      37,500      536,250    $ 463,881      382,500      151,866    $ 161,350      158,440      120,549    $ 80,675      61,145      902,917  1,821,847  820,562  403,866  708,350  528,940  300,549  500,677  294,898  (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. Narrative Disclosure to Summary Compensation Table Elements of the compensation program. For 2020, the primary elements of compensation for our NEOs included base salary, cash bonus awards and equity awards. 101                                                                                                                                                                     Base compensation for 2020. 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 Current Base Salary 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   $   $   $ 300,000  220,500  157,500  On  May  1,  2020,  Mr.  Boylan’s  annual  salary  was  temporarily  reduced  from  $500,000  to  $300,000,  Mr.  Carson’s  annual  salary  was  temporarily  reduced  from $315,000 to $220,500, and Mr. Herbers’ annual salary was temporarily reduced from $225,000 to $157,500. These reductions were made as part of a cost savings initiative, which included salary reductions for a large percentage of our corporate salaried employees. We implemented this cost savings initiative in response to the adverse market conditions in 2020. 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. No bonuses were paid to our NEOs for 2020, as part of our cost savings initiative in light of the adverse market conditions in 2020. 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, Texas water treatment facility and toward the acquisition by Holdings of two businesses. The following table summarizes bonus awards to our NEOs: Year Description Boylan Carson Herbers 2020 2019 2019 2018 2018 2018  STI for 2020 plan year  STI for 2019 plan year  STI for 2018 plan year  Bonus for sale of Pecos, Texas facility  First bonus for acquisition of business by Holdings  Second bonus for acquisition of business by Holdings   $   $   $   $   $ —    $ —    $ —  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  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.” 102                                                                                                                                                                                                                 Outstanding Equity Awards at December 31, 2020 The following table provides information regarding the outstanding and unvested long-term equity incentive awards held by our NEOs as of December 31, 2020. None of our NEOs held any option awards that were outstanding as of December 31, 2020. Name and Principal Position Grant Date Unit Awards Number of Units That Have Not Vested # Market Value of Units That Have Not Vested (a) Peter C. Boylan III Chairman, Chief Executive Officer and President Richard M. Carson Senior Vice President and General Counsel Jeffrey A. Herbers Vice President and Chief Financial Officer   May 5, 2020     July 9, 2019       April 9, 2018       March 9, 2017    March 10, 2016   May 5, 2020     July 9, 2019       April 9, 2018       March 9, 2017    March 10, 2016   May 5, 2020     July 9, 2019       April 9, 2018       March 9, 2017    November 2, 2016 125,000(b)     115,000(c)     125,000(b)     47,120(b)     287,500  264,500  287,500  108,376  29,546(b)     67,956  35,400(b)     40,000(c)     44,000(b)     15,737(b)     81,420  92,000  101,200  36,195  9,868(b)     22,696  28,100(b)     20,000(c)     13,500(b)     5,008(b)     64,630  46,000  31,050  11,518  3,384(b)     7,783  (a) Amount shown reflects the per-unit value based upon the December 31, 2020 closing price of $2.30 per common unit. (b) 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. (c) 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  maintain  a  defined  benefit  pension  plan  for  our  executive  officers, because we believe such plans primarily reward longevity rather than performance. 103                                                                                                                                               Director Compensation Officers  and  owners  of  our  general  partner  who  also  serve  as  directors  do  not  receive  additional  compensation  for  their  service  as  directors.  Our  independent directors who are not officers, employees, or owners of our general partner 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. The following table provides information regarding the compensation earned by our non-employee directors during the year ended December 31, 2020. Name  Henry Cornell (d)  Stanley A. Lybarger (b)  John T. McNabb II (b)  Jack Stark (c) Cash Fees Earned Unit Awards (a) Total   $   $   $   $ 6,250    $ —    $ 6,250  32,500    $ 39,384    $ 71,884  30,000    $ 39,384    $ 69,384  18,750    $ 39,384    $ 58,134  (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, 2020, Mr. Lybarger and Mr. McNabb held 15,124 unvested restricted units. (c) On April 6, 2020, Jack H. Stark was appointed as a new director of the General Partner’s Board. Mr. Stark's annual retainer is $25,000, which is paid in quarterly installments. As of December 31, 2020, Mr. Stark held 7,200 unvested restricted units. (d) On April 1, 2020, Henry Cornell resigned as a director of the General Partner’s Board. Mr. Cornell’s annual retainer was $25,000, payable in quarterly installments. 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 We do not have 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 Jack H. Stark 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 104                                                                                                                                  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 15, 2021, 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 12,313,305 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 15, 2021, 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. Name of Beneficial Owner  Cypress Environmental Holdings, LLC  (a)  Charles C. Stephenson, Jr.  Cynthia A. Field  Peter C. Boylan III  John T. McNabb II  Richard M. Carson  Stanley A. Lybarger  Jeffrey A. Herbers  Jack H. Stark Common Units Beneficially Owned Preferred Units Beneficially Owned Total Units Beneficially Owned Percentage of Units Beneficially Owned 6,957,349      413,740      118,900      205,223      83,826      78,772      45,880      16,921      —      —      5,769,231      —      —      —      —      —      —      —      6,957,349      6,182,971      118,900      205,223      83,826      78,772      45,880      16,921      —      38.4% 34.2%  *   *   *   *   *   *   *  37.3% All directors and executive officers as a group (consisting of 8 persons) 963,262      5,769,231      6,732,493      * indicates that person or entity owns less than one percent. (a) As of year-end, Holdings owns 57% of our common units. The following table sets forth the beneficial ownership of Cypress Environmental Holdings, LLC as of March 15, 2021: Name of Beneficial Owner  Cynthia A. Field Trust  Charles C. Stephenson, Jr.  CEP Capital Partners, LLC (2)  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% (1) Holdings 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. 105                                                                                                                                                       (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, 2020: Plan Category  Equity compensation plans approved by security holders  Equity compensation plans not approved by security holders  Total Number of Securities to be Issued upon Exercise of Outstanding Options, Warrants and Rights Weighted Average Exercise Price of Outstanding Options, Warrants and Rights Number of Securities Remaining Available for Future Issuance under Equity Compensation Plans 1,181,072      —      1,181,072      —      —      —      931,396  —  931,396  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 57% 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. 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, 2020, the general partner, its controlled affiliates, and the directors and executive officers own 7,858,462 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. 106                                                                                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 Withdrawal or removal of our general partner Liquidation Stage Liquidation   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  2020,  2019,  and  2018,  our  general  partner  and  its  affiliates  received  common  and  subordinated distributions of approximately $3.3 million, $6.5 million, and $6.4 million, respectively. In 2020, 2019 and 2018, an affiliate of our general partner received preferred unit distributions of $4.1 million, $4.1 million, and $1.4 million, respectively.   Prior  to  January  1,  2020,  the  omnibus  agreement  required  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.  In  an  effort  to  simplify  this arrangement so it would 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 and are now paid directly by the Partnership. Under our current cost structure, these direct expenses have been lower than the annual administrative fee that we previously paid, although we 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. In 2019 and 2018, we reimbursed our general partner $4.5 million and $4.0 million in annual administrative  fees,  respectively,  for  expenses  incurred  by  it  and  its  affiliates  in  providing  certain partnership  overhead  services  to  us,  including  the  provision  of  executive  management  services  by certain officers of our general partner. The  Partnership  does  not  have  any  employees.  We  are  managed  and  operated  by  the  directors  and officers  of  our  general  partner.  All  of  the  employees  who  conduct  our  business  are  employed  by affiliates  of  our  general  partner,  although  we  often  refer  to  these  individuals  in  this  report  as  our employees.  Affiliates  of  our  general  partner  charge  us  the  actual  compensation  costs  for  these employees.  For  employees  who  support  both  our  business  and  also  businesses  of  our  affiliates,  the compensation cost is allocated among us and our affiliates based on estimates of the amount of time these employees spend on our businesses relative to those of our affiliates. If  our  general  partner  withdraws  or  is  removed,  its  general  partner  interest  and  its  incentive distribution  rights  will  either  be  sold  to  the  new  general  partner  for  cash  or  converted  into  common units, in each case for an amount equal to the fair market value of those interests.   Upon our liquidation, the partners, including our general partner, will be entitled to receive liquidating distributions according to their respective capital account balances. 107                                               Agreements with Affiliates On January 21, 2014, we and other parties entered into the various agreements associated with the closing of our IPO, including the vesting of assets in, and the assumption of liabilities by, us and our subsidiaries. Omnibus Agreement We are party to an 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. 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 in each of 2020, 2019, and 2018. CF Inspection Management, LLC We have also entered into an agreement with CF Inspection, a nationally-qualified woman-owned company affiliated with one of Holdings’ owners and a Director of our General Partner. 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 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. For the years ended December 31, 2020,  2019,  and  2018,  CF  Inspection,  which  is  part  of  the  Inspection  Services  segment,  represented  5.0%,  3.3%,  and  3.4%  of  our  consolidated  revenue, respectively. Pipeline and Process Services Entities owned by Holdings provide contract labor support to our Pipeline & Process Services segment. During the years ended December 31, 2020, 2019, and 2018, we incurred $0.6 million, $0.2 million, and $0.1 million of expense associated with these services, which is included in costs of services in our Consolidated Statements of Operations. 108                               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. 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 have the option to pay 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. Our Credit Agreement, as amended in March 2021, contains significant restrictions on our ability to pay cash distributions on common and preferred units. 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 2020, 2019, and 2018. Audit and Non-Audit Fees Audit fees (a) Tax fees (b) Other (c) Total 2020 Year Ended December 31 2019 (in thousands) 2018 $ $ 594    107    2    703    $ $ 678    107    2    787    $ $ 648  121  2  771  (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. 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. 109   ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES (a) Documents to be filed as part of this Annual Report PART IV 1. A list of the financial statements included in this Annual Report on Form 10-K is set forth in Part II, Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. 2. Financial  Statement  Schedules:  Financial  Statement  Schedules  are  omitted  because  they  are  not  required,  not  significant,  not  applicable  or  the information is shown in another schedule, the financial statements or the notes to Consolidated Financial Statements. 3. Exhibits: See “Exhibit Index” below. 110               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  4.2  of  our Registration Statement on Form S-8 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   Amendment No. 1 to Credit Agreement dated March 2, 2021, 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 and other lenders from time to time party thereto, and Deutsche Bank Trust Company Americas, as the administrative agent (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of our Current Report on Form 8-K filed on March 4, 2021) 111                                                                                         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 1, 2020) 10.8   At Market Issuance Sales Agreement by and between Cypress Energy Partners, L.P. and B. Riley FBR, Inc., dated April 5, 2020 (incorporated by reference to Exhibit 1.1 of our Current Report on Form 8-K filed on April 5, 2020) 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 12, 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 112                                                                                       101DEF*   XBRL Definition Linkbase Document 101LAB*   XBRL Label Linkbase Document 101PRE*   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. 113                                   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 /s/ Peter C. Boylan III Peter C. Boylan III /s/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers /s/ Cynthia A. Field Cynthia A. Field /s/ Stanley A. Lybarger Stanley A. Lybarger /s/ John T. McNabb, II John T. McNabb, II /s/ Jack H. Stark Jack H. Stark /s/ Charles C. Stephenson, Jr. Charles C. Stephenson, Jr.   Chief Executive Officer and Chairman of the Board   Vice President and Chief Financial Officer (Principal Accounting and Financial Officer)   Director   Director   Director   Director   Director 114 Date March 22, 2021 March 22, 2021 March 22, 2021 March 22, 2021 March 22, 2021 March 22, 2021 March 22, 2021                                                                                                                                                                           Cypress Environmental Partners, L.P. 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. Our Cash Distribution Policy CASH DISTRIBUTION POLICY AND RESTRICTIONS ON DISTRIBUTIONS 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. 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 affect the  amount  of  cash  we  have  available  to  distribute  to  unitholders.  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.  In  July  2020,  in  light  of  the  current  market  conditions,  we  made  the  difficult  decision  to  temporarily  suspend  payment  of common unit distributions. This has enabled us to retain more cash to manage our financing needs during these challenging market conditions. As amended in March 2021, our revolving credit facility contains significant limitations on our ability to pay cash distributions. We may only pay the following cash distributions: ● distributions  to  common  and  preferred  unitholders,  to  the  extent  of  income  taxes  estimated  to  be  payable  by  these  unitholders  resulting  from allocations of our earnings; ● distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year if our leverage ratio is 4.0 or lower; and ● distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. We  hope  to  resume  quarterly  cash  distributions  to  common  unitholders  when  circumstances  warrant.  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, the terms of future financing arrangements, and our ability to pay arrearages on the preferred units.                             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.  We may only pay the following cash distributions: ● distributions to common and preferred unitholders, to the extent of income taxes estimated to be payable by these unitholders resulting from allocations of our earnings; ● distributions to the preferred unitholder up to $1.1 million per year if our leverage ratio is 4.0 or lower; and ● distributions to the noncontrolling interest owners of CBI and CF Inspection. ● 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. ● We may elect to use cash to service or repay our debt or fund 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 capital expenditures. 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. 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. Under the terms of our credit facility (as amended in March 2021), we are restricted from paying any cash distributions unless our gross leverage is less than four times our trailing-twelve-month EBITDA (as defined in the Credit Agreement). 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. 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,  inspection  services,  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, 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. 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. In addition, our Series A Preferred Units may be converted into common units on other terms negotiated by the conflicts committee of our board of directors. 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. 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. 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. 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 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. We consent to the incorporation by reference in the following Registration Statements: Consent of Independent Registered Public Accounting Firm (1) (2) (3) Registration Statement (Form S-3 No 333-230380) of Cypress Environmental Partners, L.P. Registration Statement (Form S-8 No 333-230381) pertaining to the 2013 Long Term Incentive Plan of Cypress Environmental Partners, L.P. 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 22, 2021, 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, 2020. Exhibit 23.1 /s/ Ernst & Young LLP Tulsa, Oklahoma March 22, 2021                         Cypress Environmental Partners, L.P. 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 22, 2021 /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.)                                       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 22, 2021 /s/ Jeffrey A. Herbers Jeffrey A. Herbers Chief Financial Officer Cypress Environmental Partners, GP, LLC (as general partner of Cypress Environmental Partners, L.P.)                                     Cypress Environmental Partners, L.P. CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350 AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 Exhibit 32.1 In  connection  with  the  Annual  Report  on  Form  10-K  of  Cypress  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 22, 2021 Date: March 22, 2021 /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.)                             

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