Patterson-UTI Energy
Annual Report 2017

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 For the fiscal year ended December 31, 2017 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 0-22664 Patterson-UTI Energy, Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware (State or other jurisdiction of incorporation or organization) 10713 W. Sam Houston Pkwy N, Suite 800, Houston, Texas (Address of principal executive offices) 75-2504748 (I.R.S. Employer Identification No.) 77064 (Zip Code) Registrant’s telephone number, including area code: (281) 765-7100 Securities Registered Pursuant to Section 12(b) of the Act: Title of Each Class Common Stock, $0.01 Par Value Name of Exchange on Which Registered The Nasdaq Global Select Market Securities Registered Pursuant to Section 12(g) of the Act: None Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act.    Yes   ☒ or    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   ☐ or    No   ☒ Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.    Yes   ☒     No   ☐ Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically and posted on its corporate Website, if any, every Interactive Data File required to be submitted and posted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit and post such files).    Yes   ☒  or No   ☐ Indicate by check mark if disclosure of delinquent filers pursuant to Item 405 of Regulation S-K is not contained herein, and will not be contained, to the best of registrant’s knowledge, in definitive proxy or information statements incorporated by reference in Part III of this Form 10-K or any amendment to this Form 10-K.   ☐ Indicate by check mark whether the registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer or a smaller reporting company. See definition of “large accelerated filer,” “accelerated filer” and “smaller reporting company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. Large accelerated filer Non-accelerated filer   ☒   ☐    Accelerated filer Smaller reporting company    Emerging growth company   ☐   ☐   ☐ If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. ☐ Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Act).    Yes   ☐     No   ☒ The aggregate market value of the voting and non-voting common equity held by non-affiliates of the registrant as of June 30, 2017, the last business day of the registrant’s most recently completed second fiscal quarter, was approximately $4.2 billion, calculated by reference to the closing price of $20.19 for the common stock on the Nasdaq Global Select Market on that date. As of February 16, 2018, the registrant had outstanding 222,286,372 shares of common stock, $0.01 par value, its only class of common stock. Documents incorporated by reference: Portions of the registrant’s definitive proxy statement for the 2018 Annual Meeting of Stockholders are incorporated by reference into Part III of this report.                                             SPECIAL NOTE REGARDING FORWARD-LOOKING STATEMENTS This Annual Report on Form 10-K (this “Report”) and other public filings and press releases by us contain “forward-looking statements” within the meaning of the Securities Act of 1933, as amended (the “Securities Act”), the Securities Exchange Act of 1934, as amended (the “Exchange Act”), and the Private Securities Litigation Reform Act of 1995, as amended.  These forward-looking statements involve risk and uncertainty.  These forward-looking statements include, without limitation, statements relating to: liquidity; revenue and cost expectations and backlog; financing of operations; oil and natural gas prices; rig counts; source and sufficiency  of funds required  for building  new equipment,  upgrading  existing equipment  and additional  acquisitions  (if opportunities  arise);  impact  of inflation; demand for our services; competition; equipment availability; government regulation; debt service obligations; and other matters.  Our forward-looking statements can be identified by the fact that they do not relate strictly to historical or current facts and often use words such as “anticipate,” “believe,” “budgeted,” “continue,” “could,” “estimate,” “expect,” “intend,” “may,” “plan,” “predict,” “potential,” “project,” “pursue,” “should,” “strategy,” “target,” or “will,” or the negative thereof and  other  words  and  expressions  of  similar  meaning.    The  forward-looking  statements  are  based  on  certain  assumptions  and  analyses  we  make  in  light  of  our experience  and  our  perception  of  historical  trends,  current  conditions,  expected  future  developments  and  other  factors  we  believe  are  appropriate  in  the circumstances. On April 20, 2017, we completed our merger with Seventy Seven Energy Inc. (“SSE”), pursuant to which a subsidiary of ours was merged with and into SSE, with SSE continuing as the surviving entity and one of our wholly owned subsidiaries (the “SSE merger”).  On October 11, 2017, we completed our acquisition of MS Directional, LLC (f/k/a Multi-Shot, LLC) (“MS Directional”).  These forward-looking statements include, without limitation, our expectations with respect to: • • • synergies, costs and other anticipated financial impacts of the SSE merger and the MS Directional acquisition; future financial and operating results of the combined company; and the combined company’s plans, objectives, expectations and intentions with respect to future operations and services. Although we believe that the expectations reflected in such forward-looking statements are reasonable, we can give no assurance that such expectations will prove to have been correct.  These forward-looking statements involve known and unknown risks, uncertainties and other factors that may cause our actual results, performance  or  achievements  to  be  materially  different  from  actual  future  results  expressed  or  implied  by  the  forward-looking  statements.    These  risks  and uncertainties  also  include  those  set  forth  under  “Risk  Factors”  contained  in  Item  1A  of  this  Report  and  in  Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial Condition  and  Results  of  Operations  included  in  this  Report  and  other  sections  of  our  filings  with  the  United  States  Securities  and  Exchange  Commission  (the “SEC”) under the Exchange Act and the Securities Act, as well as, among others, risks and uncertainties relating to: • • • • • • • • • • • • • • • the diversion of management time on merger-related issues; the ultimate timing, outcome and results of integrating our operations with those of SSE and MS Directional; the effects of our business combination with SSE and MS Directional, including the combined company’s future financial condition, results of operations, strategy and plans; potential adverse reactions or changes to business relationships resulting from the SSE merger and MS Directional acquisition; expected benefits from the SSE merger and MS Directional acquisition and our ability to realize those benefits; the results of merger-related litigation, settlements and investigations; availability of capital and the ability to repay indebtedness when due; volatility in customer spending and in oil and natural gas prices that could adversely affect demand for our services and their associated effect on rates; loss of key customers; utilization, margins and planned capital expenditures; synergies, costs and financial and operating impacts of acquisitions; interest rate volatility; compliance with covenants under our debt agreements; excess availability of land drilling rigs, pressure pumping and directional drilling equipment, including as a result of reactivation, improvement or construction; specialization of methods, equipment and services and new technologies; 1                                       • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • operating hazards attendant to the oil and natural gas business; failure by customers to pay or satisfy their contractual obligations (particularly with respect to fixed-term contracts); difficulty in building and deploying new equipment; expansion and development trends of the oil and natural gas industry; weather; shortages, delays in delivery, and interruptions in supply, of equipment and materials; the ability to retain management and field personnel; the ability to effectively identify and enter new markets; the ability to realize backlog; strength and financial resources of competitors; environmental risks and ability to satisfy future environmental costs; global economic conditions; adverse oil and natural gas industry conditions; adverse credit and equity market conditions; operating costs; competition and demand for our services; liabilities from operational risks for which we do not have and receive full indemnification or insurance; governmental regulation; ability to obtain insurance coverage on commercially reasonable terms; financial flexibility; legal proceedings and actions by governmental or other regulatory agencies; technology-related disputes; and other financial, operational and legal risks and uncertainties detailed from time to time in our SEC filings. We caution that the foregoing list of factors is not exhaustive.  Additional information concerning these and other risk factors is contained in this Report and may  be  contained  in  our  future  filings  with  the  SEC.    You  are  cautioned  not  to  place  undue  reliance  on  any  of  our  forward-looking  statements.    The  forward- looking statements speak only as of the date made and, other than as required by law, we undertake no obligation to update publicly or revise any of these forward- looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise.  In the event that we update any forward-looking statement, no inference should  be  made  that  we  will  make  additional  updates  with  respect  to  that  statement,  related  matters  or  any  other  forward-looking  statements.    All  subsequent written and oral forward-looking statements concerning us or other matters and attributable to us or any person acting on our behalf are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements above. 2                                                   Item 1. Business Available Information PART I This Report, along with our 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 Exchange Act, are available free of charge through our internet website ( www.patenergy.com ) as soon as reasonably practicable after we electronically file such material with, or furnish it to, the SEC.  The information contained on our website is not part of this Report or other filings that we make with the SEC.  You may read and copy any materials we file with the SEC at the SEC’s Public Reference Room at 100 F Street, NE, Washington, DC 20549.  You may obtain information on the operation of the Public Reference Room by calling the SEC at 1-800-SEC-0330.  The SEC maintains an internet site ( www.sec.gov ) that contains reports, proxy and information statements and other information regarding issuers that file electronically with the SEC.   Overview We are a Houston, Texas-based oilfield services company that primarily owns and operates in the United States one of the largest fleets of land-based drilling rigs and a large fleet of pressure pumping equipment.  We were formed in 1978 and reincorporated in 1993 as a Delaware corporation.   Our contract drilling business operates in the continental United States and western Canada, and we are pursuing contract drilling opportunities outside of North America.  As of December 31, 2017, we had a drilling fleet that consisted of 295 marketed land-based drilling rigs.  A drilling rig includes the structure, power source and machinery necessary to cause a drill bit to penetrate the earth to a depth desired by the customer.  We also have a substantial inventory of drill pipe and drilling rig components that support our drilling operations.   We provide pressure pumping services to oil and natural gas operators primarily in Texas and the Mid-Continent and Appalachian regions.  Pressure pumping services consist primarily of well stimulation services (such as hydraulic fracturing) and cementing services for completion of new wells and remedial work on existing wells.  As of December 31, 2017, we had approximately 1.6 million fracturing horsepower to provide these services.  Our pressure pumping operations are supported by a fleet of other equipment, including blenders, tractors, manifold trailers and numerous trailers for transportation of materials to and from the worksite as well as bins for storage of materials at the worksite.   We also provide a comprehensive suite of directional drilling services in most major producing onshore oil and gas basins in the United States.  Our directional drilling services include directional drilling, downhole performance motors, directional surveying, measurement-while-drilling, and wireline steering tools. We have other operations where we provide oilfield rental equipment in many of the major producing onshore oil and gas basins in the United States, and we also manufacture and sell pipe handling components and related technology to drilling contractors in North America and other select markets.  In addition, we own and invest, as a non-operating working interest owner, in oil and natural gas assets that are primarily located in Texas and New Mexico. Recent Developments On January 19, 2018, we completed an offering of $525 million aggregate principal amount of our 3.95% Senior Notes due 2028 (the “2028 Notes”) initially guaranteed on a senior unsecured basis by certain of our subsidiaries.  The net proceeds before offering expenses were approximately $521 million, of which we used  $239  million  to  repay  amounts  outstanding  under  our  revolving  credit  facility.    We  intend  to  use  the  remainder  of  the  net  proceeds  for  general  corporate purposes. On October 11, 2017, we acquired all of the issued and outstanding limited liability company interests of MS Directional.  The aggregate consideration paid by us consisted of $69.8 million in cash and approximately 8.8 million shares of our common stock.  Based on the closing price of our common stock on the closing date of the transaction, the total fair value of the consideration transferred to effect the acquisition of MS Directional was approximately $257 million.   3     On December 12, 2016, we entered into an Agreement and Plan of Merger (the “merger agreement”) with SSE.  On April 20, 2017, pursuant to the m erger agreement, a subsidiary of ours was merged with and into SSE, with SSE continuing as the surviving entity and one of our wholly - owned subsidiaries.  Pursuant to the terms of the merger agreement, we acquired all of the issued and outstanding shares o f common stock of SSE, in exchange for approximately 46.3 million shares of our common stock.  Concurrent with the closing of the merger, we repaid all of the outstanding debt of SSE totaling $472 million.  Based on the closing price  of  our  common  stock  on  April  20,  2017,  the  total  fair  value  of  the  consideration  transferred  to  effect  the  acquisition  of  SSE  was  approximately  $1.5 billion.  On April 20, 2017, following the SSE merger, SSE was merged with and into our newly-formed subsidiary named Seventy Sev en Energy LLC (“SSE LLC”), with SSE LLC continuing as the surviving entity and one of our wholly - owned subsidiaries. Through  the  SSE  merger,  we  acquired  a  fleet  of  91  drilling  rigs,  36  of  which  we  consider  to  be  APEX®  rigs.  Additionally,  through  the  SSE  merger,  we acquired  approximately  500,000  horsepower  of  modern,  efficient  fracturing  equipment  located  in  Oklahoma  and  Texas.    The  oilfield  rentals  business  acquired through the SSE merger has a modern, well-maintained fleet of premium oilfield rental tools, and provides specialized services for land-based oil and natural gas drilling, completion and workover activities.   Operational data in the discussion and analysis in this Report includes the results of operations of the MS Directional business since October 11, 2017 and the results of operations of the SSE businesses since April 20, 2017. Quarterly average oil prices and our quarterly average number of rigs operating in the United States for 2015, 2016 and 2017 are as follows: 2015: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2016: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2017: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter   $   $   $ 48.54    $ 165    33.18    $ 71    51.77    $ 81    57.85    $ 122    45.41    $ 55    48.24    $ 145    46.42    $ 105    44.85    $ 60    48.16    $ 159    41.96  88  49.15  66  55.37  159  (1) The average oil price represents the average monthly WTI spot price as reported by the United States Energy Information Administration. (2) A rig is considered to be operating if it is earning revenue pursuant to a contract on a given day. The closing price of oil was as high as $107.95 per barrel in June 2014.  Prices began to fall in the third quarter of 2014 and reached a twelve-year low of $26.19 in February 2016.  Oil and natural gas prices have modestly recovered from the lows experienced in the first quarter of 2016.  Oil prices averaged $55.37 per barrel in the fourth quarter of 2017.   Our rig count in the United States declined significantly during the industry downturn that began in late 2014, but has improved since the second quarter of 2016.  Our average rig count in the United States was 159 rigs for both the third and fourth quarter of 2017, with the third quarter of 2017 being the first quarter with a full quarter contribution from the rigs acquired in the SSE merger.  Our rig count in the United States at December 31, 2017 was 163 rigs.  Term contracts have supported our operating rig count during the last three years.  Based on contracts currently in place, we expect an average of 96 rigs operating under term contracts during the first quarter of 2018 and an average of 67 rigs operating under term contracts throughout 2018. Activity levels in our pressure pumping business also improved during 2017, especially in the Permian Basin.  We reactivated two frac spreads during the third quarter  and  one  additional  frac  spread  during  the  fourth  quarter.    With  the  addition  of  these  three  frac  spreads,  we  exited  2017  with  23  active  frac  spreads  or approximately 1.25 million active fracturing horsepower. Industry Segments Our revenues, operating income (loss) and identifiable assets are primarily attributable to two industry segments: • • contract drilling services, and pressure pumping services. Our contract drilling services industry segment had operating losses in 2017, 2016 and 2015.  Our pressure pumping services industry segment had operating income in 2017 and operating losses in 2016 and 2015.  Our third industry segment, directional drilling services, is a new segment for us as a result of the MS Directional acquisition and accounted for approximately two percent of our 2017 consolidated revenues. 4                                                                                                                                                                                         See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” and Note 14 of Notes to Consolidat ed Financial Statements included as a part of Items 7 and 8, respectively, of this Report for financial information pertaining to these industry segments.   Contract Drilling Operations General — We  market  our  contract  drilling  services  to  major,  independent  and  other  oil  and  natural  gas  operators.    As  of  December  31,  2017,  we  had 295 marketed land-based drilling rigs based in the following regions: • • • • • • • 71 in west Texas and southeastern New Mexico, 32 in north central and east Texas and northern Louisiana, 42 in the Rocky Mountain region (Colorado, Wyoming and North Dakota), 40 in south Texas, 55 in western Oklahoma, 48 in the Appalachian region (Pennsylvania, Ohio and West Virginia), and 7 in western Canada.   Our marketed drilling rigs have rated maximum depth capabilities ranging from approximately 13,200 feet to 25,000 feet.  All of these drilling rigs are electric rigs.  An electric rig converts the power from its diesel engines into electricity to power the rig.  We also have a substantial inventory of drill pipe and drilling rig components, which may be used in the activation of additional drilling rigs or as upgrades or replacement parts for marketed rigs.   Drilling rigs are typically equipped with engines, drawworks, top drives, masts, pumps to circulate the drilling fluid, blowout preventers, drill pipe and other related equipment.  Over time, components on a drilling rig are replaced or rebuilt.  We spend significant funds each year as part of a program to modify, upgrade and maintain our drilling rigs.  We have spent approximately $954 million during the last three years on capital expenditures to (1) build new land drilling rigs and (2)  modify,  upgrade  and  extend  the  lives  of  components  of  our  drilling  fleet.    During  fiscal  years  2017,  2016  and  2015,  we  spent  approximately  $354  million, $73 million and $527 million, respectively, on these capital expenditures.   Depth and complexity of the well, drill site conditions and the number of wells to be drilled on a pad are the principal factors in determining the specifications of the rig selected for a particular job.   Our contract drilling operations depend on the availability of drill pipe, drill bits, replacement parts and other related rig equipment, fuel and other materials and qualified personnel.  Some of these have been in short supply from time to time.   Drilling Contracts — Most of our drilling contracts are with established customers on a competitive bid or negotiated basis.  Our bid for each job depends upon location, equipment to be used, estimated risks involved, estimated duration of the job, availability of drilling rigs and other factors particular to each proposed contract.  Our drilling contracts are either on a well-to-well basis or a term basis.  Well-to-well contracts are generally short-term in nature and cover the drilling of a single well or a series of wells.  Term contracts are entered into for a specified period of time (frequently six months to two years) and provide for the use of the drilling rig to drill multiple wells.  During 2017, our average number of days to drill a well (which includes moving to the drill site, rigging up and rigging down) was approximately 15 days.   Our  drilling  contracts  obligate  us  to  provide  and  operate  a  drilling  rig  and  to  pay  certain  operating  expenses,  including  wages  of  our  drilling  personnel  and necessary maintenance expenses.  Most drilling contracts are subject to termination by the customer on short notice and may or may not contain provisions for an early termination payment to us in the event that the contract is terminated by the customer.   Our drilling contracts provide for payment on a daywork basis.  Under daywork contracts, we provide the drilling rig and crew to the customer.  The customer provides the program for the drilling of the well.  Our compensation is based on a contracted rate per day during the period the drilling rig is utilized.  We often receive  a  lower  rate  when  the  drilling  rig  is  moving  or  when  drilling  operations  are  interrupted  or  restricted  by  adverse  weather  conditions  or  other  conditions beyond our control.  Daywork contracts typically provide separately for mobilization of the drilling rig.  All of the wells we drilled in 2017, 2016 and 2015 were under daywork contracts.   5               From time to time more than five y ears ago, we contracted to drill some wells to a certain depth under specified conditions for a fixed price per foot (on a footage basis) or for a fixed fee (on a turnkey basis).  We generally assume greater operational and economic risk drilling on a turn key basis than on a footage basis and greater operational and economic risk drilling on a footage basis than on a daywork basis.   Contract Drilling Activity — Information regarding our contract drilling activity for the last three years follows: Average rigs operating per day - U.S.(1) Average rigs operating per day - Canada(1) Number of rigs operated during the year Number of wells drilled during the year Number of operating days 2017 Year Ended December 31, 2016 2015 136    2    179    3,160    50,427    63    2    100    1,470    23,596    120  4  223  2,448  45,142 (1) A rig is considered to be operating if it is earning revenue pursuant to a contract on a given day.   Drilling Rigs and Related Equipment —  We  have  made  significant  upgrades  during  the  last  several  years  to  our  drilling  fleet  to  match  the  needs  of  our customers.   While  conventional  wells  remain  a  source  of  oil and  natural  gas,  our customers  have  expanded  the development  of  shale  and other  unconventional wells to help supply the long-term demand for oil and natural gas in North America.   To address our customers’ needs for drilling horizontal wells in shale and other unconventional resource plays, we have expanded our areas of operation and improved the capability of our drilling fleet.  We have delivered new APEX ® rigs to the market and have made performance and safety improvements to existing high capacity rigs.  APEX  ® rigs  are  electric  rigs with advanced  electronic  drilling  systems,  500 ton top drives,  iron roughnecks,  hydraulic  catwalks,  and other automated pipe handling equipment.  APEX ® rigs that are pad capable are designed to efficiently drill multiple wells from a single pad, by “walking” between the wellbores without requiring time to lower the mast and lay down the drill pipe.  As of December 31, 2017, our marketed land-based drilling fleet was comprised of the following: Classification APEX ® 1500 HP rigs APEX ® 1000 HP rigs APEX ® 1200 HP rigs APEX ® 1400 HP rigs APEX ® 2000 HP rigs Other electric rigs Total Average horsepower United States Number of Rigs Canada Total   Percent Pad Capable 164    20    4    5    5    90    288    1    —    —    —    —    6    7    165    20    4    5    5    96    295    1,394    1,171    1,389    86% 100% 100% 100% 60% 49% 75% The  U.S.  land  rig  industry  has  recently  begun  referring  to  certain  high  specification  rigs  as  “super-spec”  rigs.    We  consider  a  super-spec  rig  to  be  a  1,500 horsepower,  AC  powered  rig  that  has  a  750,000  pound  hookload,  has  a  7,500  psi  circulating  system  and  is  pad  capable.    We  currently  estimate  there  are approximately 550 super-spec rigs in the United States, which includes 130 of our APEX® rigs. We perform repair and/or overhaul work to our drilling rig equipment at our yard facilities located in Texas, Oklahoma, Wyoming, Colorado, North Dakota, Pennsylvania and western Canada. Pressure Pumping Operations General — We provide pressure pumping services to oil and natural gas operators primarily in Texas (West and South Regions) and the Mid-Continent (Mid- Con  Region)  and  Appalachian  regions  (Northeast  Region).    Pressure  pumping  services  consist  of  well  stimulation  services  (such  as  hydraulic  fracturing)  and cementing services for the completion of new wells and remedial work on existing wells.  Wells drilled in shale formations and other unconventional plays require well stimulation through hydraulic fracturing to allow the flow of oil and natural gas.  This is accomplished by pumping fluids under pressure into the well bore to fracture the formation.  Many wells in conventional plays also receive well stimulation services.  The cementing process inserts material between the wall of the well bore and the casing to support and stabilize the casing.   6                                                                                                                                                   Pressure Pumping Contracts – Our pressure pumping operations are conducted pursuant to a work order for a specific job or pursuant to a term contract.  The term contracts are generally entered into for a specified period of time and may include minimum rev enue, usage or stage requirements.  We are compensated based on a combination of charges for equipment, personnel, materials, mobilization and other items.   Equipment — We have pressure pumping equipment used in providing hydraulic fracturing services as well as nitrogen, cementing and acid pumping services, with a total of approximately 1.6 million horsepower as of December 31, 2017.  Pressure pumping equipment at December 31, 2017 included: West Texas Region Number of units Approximate horsepower South Texas Region Number of units Approximate horsepower Mid-Con Region Number of units Approximate horsepower Northeast Region Number of units Approximate horsepower Combined: Number of units Approximate horsepower Fracturing Equipment Other Pumping Equipment Total 235    537,950    147    361,250    134    305,500    169    353,800    30    30,890    —    —    —    —    95    55,400    265  568,840  147  361,250  134  305,500  264  409,200  685    1,558,500    125    86,290    810  1,644,790 Our  pressure  pumping  operations  are  supported  by  a  fleet  of  other  equipment  including  blenders,  tractors,  manifold  trailers  and  numerous  trailers  for transportation of materials to and from the worksite as well as bins for storage of materials at the worksite.   Materials – Our pressure pumping operations require the use of acids, chemicals, proppants, fluid supplies and other materials, any of which can be in short supply,  including  severe  shortages,  from  time  to  time.    We  purchase  these  materials  from  various  suppliers.    These  purchases  are  made  in  the  spot  market  or pursuant to other arrangements that do not cover all of our required supply and sometimes require us to purchase the supply or pay liquidated damages if we do not purchase the material.  Given the limited number of suppliers of certain of our materials, we may not always be able to make alternative arrangements if we are unable to reach an agreement with a supplier for delivery of any particular material, or should one of our suppliers fail to timely deliver our materials. Directional Drilling Operations General – We generally utilize our own proprietary downhole motors and equipment to provide a comprehensive suite of directional drilling services, including directional drilling, downhole performance motors, directional surveying, measurement while drilling (“MWD”), and wireline steering tools, in most major onshore oil and natural gas basins in the United States. We generally design, manufacture and maintain our own fleet of downhole drilling motors and MWD equipment. We occasionally rent motors and equipment from third parties during periods in which we experience shortages from our vendors, which can occur during periods of  increased  industry  activity.  As a  complement  to  our  core  directional  drilling  services,  we  provide  downhole  survey  services  and  rent  our  proprietary  drilling motors to both oil and natural gas operators and other oilfield service companies. Our customers primarily consist of major integrated energy companies and large North American independent oil and natural gas operators. We believe our customers use our services because of the quality of our specialized, technology-driven equipment  and  our  well-trained  and  experienced  workforce,  which  enable  us  to  provide  our  customers  with  high-quality,  reliable  and  safe  directional  drilling services.  We utilize our fleet  of directional  drilling motors, MWD equipment and survey equipment to provide:  (1) directional  drilling services,  (2) third-party motor rentals and (3) downhole survey services. 7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Directional Drilling Services –  We  provide  our  directional  drilling  services  on  a  day-rate  basis,  typically  under  master  service  agreements.  Revenue from directional drilling services is recognized as work progresses based on the numbe r of days of work completed. Our day rates and other charges generally vary by location and depend on the equipment and personnel required for the job and market conditions in the region in which the services are performed. In addition to rates that are charged during periods of active directional drilling, a stand-by rate is typically agreed upon in advance and charged on a daily basis during periods when drilling is temporarily suspended while other on-site activity is conducted at the direction of the operator or another service provider.   Third-Party Motor Rental –  We  rent  our  drilling  motors  on  an  hourly-  or  day-rate  basis  to  complement  our  directional  drilling  services  and  optimize  the utilization of our asset base. Our third-party motor rental revenue is recognized as work progresses based on the number of days or hours our motors are used or are on location.   Downhole Survey Services – We provide our downhole survey services on a day-rate, hourly-rate or completed-job basis. Revenue for our downhole survey services is recognized upon the completion of each day’s work. Our downhole survey services are typically non-contractual.  We normally provide a quote to our customers in advance and then issue an invoice for the downhole survey services provided based on a completed field ticket. Equipment – We generally design, manufacture, maintain and inspect our own equipment. We occasionally rent motors and equipment from third parties during periods  in  which  we  experience  shortages  from  our  vendors,  which  can  occur  during  periods  of  increased  industry  activity.  We  have  developed  proprietary equipment for our drilling motors, mud pulse and electromagnetic data transfer MWD equipment and survey tools. We believe that our vertical integration strategy allows us to deliver better operational performance and higher equipment reliability to our customers. Vertical integration also allows us to build our tools more efficiently and at a lower cost than if purchased from third parties. In addition, we have th e ability to upgrade our tools in response to market conditions or our customers’  job  requirements,  which  allows  us  to  minimize  the  costs  and  delays  associated  with  sending  equipment  to  original  manufacturers.  Our  internal maintenance capability also affords us enhanced control over our supply chain and increases the effective utilization of our assets.  As of December 31, 2017, we had a comprehensive fleet of over 1,600 motors that serve both internal needs and external motor rental requirements.  In addition to our motor fleet, we had 112 MWD systems as well as downhole surveying equipment to provide accurate wellbore surveys. Oilfield Rentals Our  oilfield  rentals  business  has  a  modern,  well-maintained  fleet  of  premium  oilfield  rental  tools,  and  provides  specialized  services  for  land-based  oil  and natural gas drilling, completion and workover activities.  We offer an extensive line of rental tools, including a full line of tubular products specifically designed for horizontal  drilling  and  completion,  with  high-torque,  premium-connection  drill  pipe,  drill  collars  and  tubing.  Additionally,  we  offer  surface  rental  equipment including  blowout  preventers,  frac  tanks,  mud  tanks  and  environmental  containment  that  encompass  all  phases  of  the  hydrocarbon  extraction  and  production process.  Our  air  drilling  equipment  and  services  enable  extraction  in  select  basins  where  certain  segments  of  formations  preclude  the  use  of  drilling  fluid, permitting  operators  to drill  through problematic  zones  without  the  risk  of  fluid  absorption  and  damage  to  the  wellbore.  We  also  provide  frac-support  services, including delivery of on-site frac water through a water transfer operation using innovative lay-flat pipe, and monitoring and controlling of production returns. We offer oilfield rental services in many of the major producing onshore oil and gas basins in the United States. We price our rentals and services based on the type of equipment being rented and the services being performed. Substantially all rental revenue we earn is based upon a charge for the actual period of time the rental is provided to our customer on a market-based, fixed per-day or per-hour fee. Contracts We  believe  that  our  contract  drilling,  pressure  pumping,  directional  drilling  and  oilfield  rentals  contracts  generally  provide  for  indemnification  rights  and obligations that are customary for the markets in which we conduct those operations.  However, each contract contains the actual terms setting forth our rights and obligations  and those  of  the  customer,  any  of  which  rights  and  obligations  may  deviate  from  what  is  customary  due  to  particular  industry  conditions,  customer requirements, applicable law or other factors. Customers Our  customer  base  includes  major,  independent  and  other  oil  and  natural  gas  operators.    With  respect  to  our  consolidated  operating  revenues  in  2017,  we received  approximately  43% from  our ten largest  customers  and approximately  29% from  our five  largest  customers.   During 2017, no customer  accounted  for more than 10% of our consolidated  operating  revenues.   The loss of, or reduction  in business from, one or more of our larger  customers  could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. 8 Backlog Our contract drilling backlog as of December 31, 2017 and 2016 was $544 million and $417 million, respectively.  Approximately 19% of the total contract drilling  backlog  at  December  31,  2017  is  reasonably  expected  to  remain  after  2018.    See  “Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and Results of Operations” included as a part of Item 7 of this Report for information pertaining to backlog.   Competition The  businesses  in  which  we  operate  are  highly  competitive.    Historically,  available  equipment  used  in  these  businesses  has  frequently  exceeded  demand, particularly in an industry downturn, such as the current market environment.  The price for our services is a key competitive factor, in part because equipment used in our businesses can be moved from one area to another in response to market conditions.  In addition to price, we believe availability, condition and technical specifications of equipment, quality of personnel, service quality and safety record are key factors in determining which contractor is awarded a job.  We expect that the market for our services will continue to be highly competitive.   Government and Environmental Regulation All of our operations and facilities are subject to numerous federal, state, foreign, regional and local laws, rules and regulations related to various aspects of our business, including: • • • • • • drilling of oil and natural gas wells, hydraulic fracturing, cementing, nitrogen and acidizing and related well servicing activities, directional drilling services, third-party motor rentals and downhole survey services, containment and disposal of hazardous materials, oilfield waste, other waste materials and acids, use of underground storage tanks and injection wells, and our employees.   To date, applicable environmental laws and regulations in the places in which we operate have not required the expenditure of significant resources outside the ordinary course of business.  We do not anticipate any material capital expenditures for environmental control facilities or extraordinary expenditures to comply with environmental rules and regulations in the foreseeable future.  However, compliance costs under existing laws or under any new requirements could become material, and we could incur liability in any instance of noncompliance.   Our business is generally affected by political developments and by federal, state, foreign, regional and local laws, rules and regulations that relate to the oil and natural gas industry.  The adoption of laws, rules and regulations affecting the oil and natural gas industry for economic, environmental and other policy reasons could increase costs relating to drilling, completion and production, and otherwise have an adverse effect on our operations.  Federal, state, foreign, regional and local  environmental  laws,  rules  and  regulations  currently  apply  to  our  operations  and  may  become  more  stringent  in  the  future.    Any  limitation,  suspension  or moratorium of the services we or others provide, whether or not short-term in nature, by a federal, state, foreign, regional or local governmental authority, could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations.   We believe we use operating and disposal practices that are standard in the industry.  However, hydrocarbons and other materials may have been disposed of, or released in or under properties currently or formerly owned or operated by us or our predecessors, which may have resulted, or may result, in soil and groundwater contamination  in  certain  locations.    Any  contamination  found  on,  under  or  originating  from  the  properties  may  be  subject  to  remediation  requirements  under federal, state, foreign, regional and local laws, rules and regulations.  In addition, some of these properties have been operated by third parties over whom we have no  control  of  their  treatment  of  hydrocarbon  and  other  materials  or  the  manner  in  which  they  may  have  disposed  of  or  released  such  materials.    We  could  be required to remove or remediate wastes disposed of or released by prior owners or operators.  In addition, it is possible we could be held responsible for oil and natural gas properties in which we own an interest but are not the operator.   Some of the environmental laws and regulations that are applicable to our business operations are discussed in the following paragraphs, but the discussion does not cover all environmental laws and regulations that govern our operations.   In  the  United  States,  the  Federal  Comprehensive  Environmental  Response  Compensation  and  Liability  Act  of  1980,  as  amended,  commonly  known  as CERCLA, and comparable state statutes impose strict liability on: • • owners and operators of sites, including prior owners and operators who are no longer active at a site; and persons who disposed of or arranged for the disposal of “hazardous substances” found at sites.   9                 The Federal Resource Conservation and Recovery Act (“RCRA”), as amended, and comparable state statutes and implementing regulations govern the disposal of “hazardous wastes.” Although CERCLA currently excludes petroleum from the definition of “hazardous substances,” and RCRA also excludes certain classes of exploration  and  production  wastes  from  regulation,  such  exemptions  by  Congress  under  both  CERCLA and  RCRA may  be  deleted, limited, or modified in the future.  For example, in December 2016, the U.S. Environmental Protection Agency (“EPA”) and environmental groups entered into a consent decree to address the EPA’s  alleged  failure  to  timely  assess  its  RCRA  Subtitle  D  criteria  regulations  exempting  certain  exploration  and  production  related  oil  and  gas  wastes  from regulation as hazardous wastes under RCRA.  The consent decree requires the EPA to propose a rulemaking by March 2019 for revision of certain Subtitle D crite ria regulations pertaining to oil and gas wastes or to sign a determination that revision of the regulations is not necessary.  If changes are made to the classification of exploration and production wastes under CERCLA and/or RCRA, we could be required to remove and remediate previously disposed of materials (including materials disposed of or released by prior owners or operators) from properties (including ground water contaminated with hydrocarbons) and to perform removal or remedial actions to prevent future contamination.   The Federal Water Pollution Control Act and the Oil Pollution Act of 1990, each as amended, and implementing regulations govern: • • the prevention of discharges, including oil and produced water spills, into jurisdictional waters; and liability for drainage into such waters.   The  Oil  Pollution  Act  imposes  strict  liability  for  a  comprehensive  and  expansive  list  of  damages  from  an  oil  spill  into  jurisdictional  waters  from facilities.   Liability  may be imposed  for oil removal  costs and a variety  of public and private  damages.  Penalties  may also be imposed for violation  of federal safety, construction and operating regulations, and for failure to report a spill or to cooperate fully in a clean-up.   The Oil Pollution Act also expands the authority and capability of the federal government to direct and manage oil spill clean-up and operations, and requires operators to prepare oil spill response plans in cases where it can reasonably be expected that substantial harm will be done to the environment by discharges on or into navigable waters.  Failure to comply with ongoing requirements or inadequate cooperation during a spill event may subject a responsible party, such as us, to civil or criminal actions.  Although the liability for owners and operators is the same under the Federal Water Pollution Act, the damages recoverable under the Oil Pollution Act are potentially much greater and can include natural resource damages.   The U.S. Occupational Safety and Health Administration (“OSHA”) promulgates and enforces laws and regulations governing the protection of the health and safety of employees.  The OSHA hazard communication standard, EPA community right-to-know regulations under Title III of CERCLA and similar state statutes require that information be maintained about hazardous materials used or produced in our operations and that this information be provided to employees, state and local governments and citizens.  Also, OSHA has established a variety of standards related to workplace exposure to hazardous substances and employee health and safety.   Our activities include the performance of hydraulic fracturing services to enhance the production of oil and natural gas from formations with low permeability, such as shale and other unconventional formations.  Due to concerns raised relating to potential impacts of hydraulic fracturing, including on groundwater quality and  seismic  activity,  legislative  and  regulatory  efforts  at  the  federal  level  and  in  some  state  and  local  jurisdictions  have  been  initiated  to  render  permitting  and compliance requirements more stringent for hydraulic fracturing or prohibit the activity altogether.  Such efforts could have an adverse effect on oil and natural gas production  activities,  which  in  turn  could  have  an  adverse  effect  on  the  hydraulic  fracturing  services  that  we  render  for  our  exploration  and  production customers.  See “Item 1A. Risk Factors – Potential Legislation and Regulation Covering Hydraulic Fracturing or Other Aspects of the Oil and Gas Industry Could Increase Our Costs and Limit or Delay Our Operations.” In  Canada,  a  variety  of  federal,  provincial  and  municipal  laws,  rules  and  regulations  impose,  among  other  things,  restrictions,  liabilities  and  obligations  in connection  with the  generation,  handling,  use,  storage,  transportation,  treatment  and  disposal  of hazardous  substances  and  wastes  and in  connection  with  spills, releases and emissions of various substances to the environment.  Other jurisdictions where we may conduct operations have similar environmental and regulatory regimes  with which we would be required  to comply.   These laws, rules and regulations  also require  that  facility  sites  and other  properties  associated  with our operations  be  operated,  maintained,  abandoned  and  reclaimed  to  the  satisfaction  of  applicable  regulatory  authorities.    In  addition,  new  projects  or  changes  to existing projects may require the submission and approval of environmental assessments or permit applications.  These laws, rules and regulations are subject to frequent change, and the clear trend is to place increasingly stringent limitations on activities that may affect the environment.   10     Our  operations  are  also  subject  to  federal,  state,  foreign,  regional  and  local  laws,  rules  and  regulations  for  the  control  of  air  emissions,  including  those associated with the Federal Clean Air Act and the Canadian Environmental Protection Act.  We and our customers may be required to make capital expenditures in the  future  for  air  pollution  control  equipment  in  connection  with  obtaining  and  maintaining  operating  permits  and  approvals  for  air  emissions.    For  more information, please refer to our discussion under “Item 1A. Risk Factors – Environmental and Occupatio nal Health and Safety Laws and Regulations, Including Violations Thereof, Could Materially Adversely Affect Our Operating Results.” We are aware of the increasing  focus of local, state,  national and international  regulatory bodies on greenhouse gas (“GHG”) emissions and climate change issues.  We are also aware of legislation proposed by U.S. lawmakers and the Canadian legislature to reduce GHG emissions, as well as GHG emissions regulations enacted  by  the  EPA  and  the  Canadian  provinces  of  Alberta  and  British  Columbia.    We  will  continue  to  monitor  and  assess  any  new  policies,  legislation  or regulations in the areas where we operate to determine the impact of GHG emissions and climate change on our operations and take appropriate actions, where necessary.  Any direct and indirect costs of meeting these requirements may adversely affect our business, results of operations and financial condition.  See “Item 1A. Risk Factors – Legislation and Regulation of Greenhouse Gases Could Adversely Affect Our Business.” Risks and Insurance Our  operations  are  subject  to  many  hazards  inherent  in  the  businesses  in  which  we  operate,  including  inclement  weather,  blowouts,  well  fires,  loss  of  well control, pollution, exposure and reservoir damage.  These hazards could cause personal injury or death, work stoppage, and serious damage to equipment and other property,  as  well  as  significant  environmental  and  reservoir  damages.    These  risks  could  expose  us  to  substantial  liability  for  personal  injury,  wrongful  death, property damage, loss of oil and natural gas production, pollution and other environmental damages.   We  have  indemnification  agreements  with  many  of  our  customers,  and  we  also  maintain  liability  and  other  forms  of  insurance.    In  general,  our  contracts typically contain provisions requiring our customers to indemnify us for, among other things, reservoir and certain pollution damage.  Our right to indemnification may, however, be unenforceable or limited due to negligent or willful acts or omissions by us, our subcontractors and/or suppliers.  Our customers and other third parties may dispute, or be unable to meet, their indemnification obligations to us due to financial, legal or other reasons.  Accordingly, we may be unable to transfer these  risks  to  our  customers  and  other  third  parties  by  contract  or  indemnification  agreements.    Incurring  a  liability  for  which  we  are  not  fully  indemnified  or insured could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. We  maintain  insurance  coverage  of  types  and  amounts  that  we believe  to  be  customary  in  the  industry,  but  we are  not  fully  insured  against  all  risks,  either because insurance is not available or because of the high premium costs.  The insurance coverage that we maintain includes insurance for fire, windstorm and other risks of physical loss to our equipment and certain other assets, employer’s liability, automobile liability, commercial general liability, workers’ compensation and insurance for other specific risks.  We cannot assure, however, that any insurance obtained by us will be adequate to cover any losses or liabilities,  or that this insurance  will  continue  to  be  available  or  available  on  terms  that  are  acceptable  to  us.    While  we  carry  insurance  to  cover  physical  damage  to,  or  loss  of,  a substantial portion of our equipment and certain other assets, such insurance does not cover the full replacement cost of such equipment or other assets.  We have also elected in some cases to accept a greater amount of risk through increased deductibles on certain insurance policies.  For example, we generally maintain a $1.5 million per occurrence deductible on our workers’ compensation insurance coverage, a $1.0 million per occurrence deductible on our equipment insurance coverage,  a  $2.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  general  liability  coverage  and  a  $2.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  automobile  liability insurance coverage.  We also self-insure a number of other risks, including loss of earnings and business interruption and cybersecurity risks, and we do not carry a significant amount of insurance to cover risks of underground reservoir damage.   Our insurance will not in all situations provide sufficient funds to protect us from all liabilities that could result from our operations.  Our coverage includes aggregate policy limits and exclusions.  As a result, we retain the risk for any loss in excess of these limits or that is otherwise excluded from our coverage.  There can be no assurance that insurance will be available to cover any or all of our operational risks, or, even if available, that insurance premiums or other costs will not rise significantly in the future, so as to make the cost of such insurance prohibitive, or that our coverage will cover a specific loss.  Further, we may experience difficulties in collecting from insurers or such insurers may deny all or a portion of our claims for insurance coverage.  Incurring a liability for which we are not fully insured or indemnified could materially adversely affect our business, financial condition, cash flows and results of operations.   If a significant accident or other event occurs that is not fully covered by insurance or an enforceable and recoverable indemnity from a third party, it could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.  See “Item 1A. Risk Factors – Our Operations Are Subject to a Number of Operational Risks, Including Environmental and Weather Risks, Which Could Expose Us to Significant Losses and Damage Claims.  We Are Not Fully Insured Against All of These Risks and Our Contractual Indemnity Provisions May Not Fully Protect Us.” 11 Employees We had approximately 8,000 full-time employees as of February 16, 2018.  The number of employees fluctuates depending on the current and expected demand for our services.  We consider our employee relations to be satisfactory.  None of our employees are represented by a union.   Seasonality Seasonality has not significantly affected our overall operations.  However, our drilling operations in Canada are subject to slow periods of activity during the annual spring thaw.  Additionally, toward the end of some years, we experience slower activity in our pressure pumping operations in connection with the holidays and as customers’ capital expenditure budgets are depleted.  Occasionally, our operations have been negatively impacted by severe weather conditions.   Raw Materials and Subcontractors We use many suppliers of raw materials and services.  Although these materials and services have historically been available, there is no assurance that such materials and services will continue to be available on favorable terms or at all.  We also utilize numerous independent subcontractors from various trades.   Item 1A. Risk Factors. You should consider each of the following factors as well as the other information in this Report in evaluating our business and our prospects.  Additional risks and uncertainties not presently known to us or that we currently consider immaterial may also impair our business operations.  If any of the following risks actually occur,  our  business,  financial  condition,  cash  flows  and  results  of  operations  could  be  harmed.    You  should  also  refer  to  the  other  information  set  forth  in  this Report, including our consolidated financial statements and the related notes.   We Are Dependent on the Oil and Natural Gas Industry and Market Prices for Oil and Natural Gas. Declines in Customers’ Operating and Capital Expenditures and in Oil and Natural Gas Prices May Adversely Affect Our Operating Results. We  depend  on  our  customers’  willingness  to  make  operating  and  capital  expenditures  to  explore  for,  develop  and  produce  oil  and  natural  gas  in  North America.  When these expenditures decline, our business may suffer.  Our customers’ willingness to explore, develop and produce depends largely upon prevailing industry conditions that are influenced by numerous factors over which we have no control, such as: • • • • • the supply of and demand for oil and natural gas, including current natural gas storage capacity and usage, the prices, and expectations about future prices, of oil and natural gas, the supply of and demand for drilling, pressure pumping and directional drilling services, the cost of exploring for, developing, producing and delivering oil and natural gas, the environmental, tax and other laws and governmental regulations regarding the exploration, development, production and delivery of oil and natural gas, and  in  particular,  public  pressure  on,  and  legislative  and  regulatory  interest  within,  federal,  state,  foreign,  regional  and  local  governments  to  stop, significantly limit or regulate drilling and pressure pumping activities, including hydraulic fracturing, and • merger and divestiture activity among oil and natural gas producers.   In  particular,  our  revenue,  profitability  and  cash  flows  are  highly  dependent  upon  prevailing  prices  for  oil  and  natural  gas  and  expectations  about  future prices.  For many years, oil and natural gas prices and markets have been extremely volatile.  Prices, and expectations about future prices, are affected by factors such as: • market supply and demand, • • • • • the desire and ability of the Organization of Petroleum Exporting Countries (“OPEC”) to set and maintain production and price targets, the level of production by OPEC and non-OPEC countries, domestic and international military, political, economic and weather conditions, legal and other limitations or restrictions on exportation and/or importation of oil and natural gas, technical advances affecting energy consumption and production, and 12                         • the price and availability of alternative fuels.   All of these factors are beyond our control.  The closing price of oil was as high as $107.95 per barrel in June 2014.  Prices began to fall in the third quarter of 2014 and reached a twelve-year low of $26.19 in February 2016.  As a result of the lower level of oil prices, our industry has experienced a severe decline in both contract drilling and pressure pumping activity levels.  While oil and natural gas prices modestly recovered since the first quarter of 2016, and we have experienced an increase in the demand for our services since 2016, our average number of rigs operating remains well below the number of our available rigs, and a portion of our pressure pumping horsepower remains stacked. We expect oil and natural gas prices to continue to be volatile and to affect our financial condition, operations and ability to access sources of capital.  Higher oil and natural gas prices do not necessarily result in increased activity because demand for our services is generally driven by our customers’ expectations of future oil and natural gas prices.  A decline in demand for oil and natural gas, prolonged low oil or natural gas prices or expectations of decreases in oil and natural gas prices, would likely result in reduced capital expenditures by our customers and decreased demand for our services, which could have a material adverse effect on our operating results, financial condition and cash flows. Even during periods of high prices for oil and natural gas, companies exploring for oil and natural gas may cancel or curtail programs, or reduce their levels of capital expenditures for exploration and production for a variety of reasons, which could reduce demand for our services.   Global Economic Conditions May Adversely Affect Our Operating Results. Global economic conditions and volatility in commodity prices may cause our customers to reduce or curtail their drilling and well completion programs, which could result in a decrease in demand for our services.  In addition, uncertainty in the capital markets, whether due to global economic conditions, low commodity prices or otherwise may result in reduced access to, or an inability to obtain, financing by us, our customers and our suppliers and result in reduced demand for our services.  Furthermore, these factors may result in certain of our customers experiencing an inability or unwillingness to pay suppliers, including us.  The global economic  environment  in  the  past  has  experienced  significant  deterioration  in  a  relatively  short  period,  and  there  is  no  assurance  that  the  global  economic environment  will  not  quickly  deteriorate  again  due  to  one  or  more  factors,  including  a  decline  in  the  price  for  oil  or  natural  gas.    A  deterioration  in  the  global economic environment could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   Excess Equipment and a Highly Competitive Oil Service Industry May Adversely Affect Our Utilization and Profit Margins and the Carrying Value of our Assets. The  North  American  land  drilling  and  pressure  pumping  businesses  are  highly  competitive,  and  at  times  available  land  drilling  rigs  and  pressure  pumping equipment  exceed  the  demand  for  such  equipment.    A  low  commodity  price  environment  can  result  in  substantially  more  drilling  rigs  and  pressure  pumping equipment being available than are needed to meet demand.  In addition, in recent years there has been a substantial increase in the construction of new technology drilling rigs and new pressure pumping equipment and the improvement of existing drilling rigs.  Low commodity prices and construction of new equipment and the  improvement  of  existing  drilling  rigs  can  result  in  excess  capacity  and  substantial  competition  for  a  declining  number  of  drilling  and  pressure  pumping contracts.    Even  in  an  environment  of  high  oil  and  natural  gas  prices  and  increased  drilling  activity,  reactivation  and  improvement  of  existing  drilling  rigs  and pressure  pumping  equipment,  construction  of  new  technology  drilling  rigs  and  new  pressure  pumping  equipment,  and  movement  of  drilling  rigs  and  pressure pumping equipment from region to region in response to market conditions or otherwise can lead to an excess supply of equipment.  In addition, we may be unable to replace fixed-term contracts that were terminated early, extend expiring contracts or obtain new contracts in the spot market, and the rates and other material terms under any new or extended contracts may be on substantially less favorable rates and terms.  Accordingly, high competition and excess equipment can cause drilling,  pressure  pumping  and  directional  drilling  contractors  to  have  difficulty  maintaining  utilization  and  profit  margins  and,  at  times,  result  in  operating losses.  We cannot predict the future level of competition or excess equipment in the oil and natural gas contract drilling, pressure pumping or directional drilling businesses or the level of demand for our contract drilling, pressure pumping or directional drilling services.   The excess supply of operable land drilling rigs, increasing rig specialization and excess pressure pumping and directional drilling equipment, which has been exacerbated by a decline in oil and natural gas prices could affect the fair market value of our drilling, pressure pumping and directional drilling equipment, which in turn could result in additional impairments of our assets.  A prolonged period of lower oil and natural gas prices could result in future impairment to our long- lived assets and goodwill. 13   Our Operations Are Subject to a Number of Operational Risks, Including Environmental and Weather Risks, Which Could Expose Us to Significant Losses and Damage Claims. We Are Not Fully Insured Against All of These Risks and Our Contractual Indemnity Provis ions May Not Fully Protect Us. Our  operations  are  subject  to  many  hazards  inherent  in  the  businesses  in  which  we  operate,  including  inclement  weather,  blowouts,  well  fires,  loss  of  well control, pollution, exposure and reservoir damage.  These hazards could cause personal injury or death, work stoppage, and serious damage to equipment and other property,  as  well  as  significant  environmental  and  reservoir  damages.    These  risks  could  expose  us  to  substantial  liability  for  personal  injury,  wrongful  death, property damage, loss of oil and natural gas production, pollution and other environmental damages.   We  have  indemnification  agreements  with  many  of  our  customers,  and  we  also  maintain  liability  and  other  forms  of  insurance.    In  general,  our  customer contracts  typically  contain  provisions  requiring  our  customers  to  indemnify  us  for,  among  other  things,  reservoir  and  certain  pollution  damage.    Our  right  to indemnification may, however, be unenforceable or limited due to negligent or willful acts or omissions by us, our subcontractors and/or suppliers.  In addition, certain  states,  including  Louisiana,  New  Mexico,  Texas  and  Wyoming,  have  enacted  statutes  generally  referred  to  as  “oilfield  anti-indemnity  acts”  expressly prohibiting certain indemnity agreements contained in or related to oilfield services agreements.  Such oilfield anti-indemnity acts may restrict or void a party’s indemnification of us.   Our  customers  and  other  third  parties  may  dispute,  or  be  unable  to  meet,  their  indemnification  obligations  to  us  due  to  financial,  legal  or  other reasons.  Accordingly, we may be unable to transfer these risks to our customers and other third parties by contract or indemnification agreements.  Incurring a liability  for  which  we  are  not  fully  indemnified  or  insured  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  financial  condition,  cash  flows  and  results  of operations.   We  maintain  insurance  coverage  of  types  and  amounts  that  we believe  to  be  customary  in  the  industry,  but  we are  not  fully  insured  against  all  risks,  either because insurance is not available or because of the high premium costs.  The insurance coverage that we maintain includes insurance for fire, windstorm and other risks of physical loss to our equipment and certain other assets, employer’s liability, automobile liability, commercial general liability, workers’ compensation and insurance for other specific risks.  We cannot assure, however, that any insurance obtained by us will be adequate to cover any losses or liabilities,  or that this insurance  will  continue  to  be  available  or  available  on  terms  that  are  acceptable  to  us.    While  we  carry  insurance  to  cover  physical  damage  to,  or  loss  of,  a substantial portion of our equipment and certain other assets, such insurance does not cover the full replacement cost of such equipment or other assets.  We have also elected in some cases to accept a greater amount of risk through increased deductibles on certain insurance policies.  For example, we generally maintain a $1.5 million per occurrence deductible on our workers’ compensation insurance coverage, a $1.0 million per occurrence deductible on our equipment insurance coverage,  a  $2.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  general  liability  coverage,  and  a  $2.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  automobile  liability insurance  coverage.    We  also  self-insure  a  number  of  other  risks,  including  loss  of  earnings  and  business  interruption  and  cyber  risks,  and  we  do  not  carry  a significant amount of insurance to cover risks of underground reservoir damage.   Our insurance will not in all situations provide sufficient funds to protect us from all liabilities that could result from our operations.  Our coverage includes aggregate policy limits and exclusions.  As a result, we retain the risk for any loss in excess of these limits or that is otherwise excluded from our coverage.  There can be no assurance that insurance will be available to cover any or all of our operational risks, or, even if available, that insurance premiums or other costs will not rise significantly in the future, so as to make the cost of such insurance prohibitive, or that our coverage will cover a specific loss.  Further, we may experience difficulties in collecting from insurers or such insurers may deny all or a portion of our claims for insurance coverage.  Incurring a liability for which we are not fully insured or indemnified could materially adversely affect our business, financial condition, cash flows and results of operations.   On  January  22,  2018,  an  accident  at  a  drilling  site  in  Pittsburg  County,  Oklahoma  resulted  in  the  losses  of  life  of  five  people,  including  three  of  our employees.  Based on the information we have available as of the date of this Report, we believe that we have adequate insurance to cover any losses, excluding the applicable insurance deductibles and investigation-related expenses.  However, if this accident is not, or another significant accident or other event occurs that is not, fully covered by insurance or an enforceable and recoverable indemnity from a third party, it could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   14 Our Current Backlog of Contract Drilling Revenue May Decline and May Not Ultimately Be Realized, as Fixed-Term Cont racts May in Certain Instances Be Terminated Without an Early Termination Payment. Fixed-term  drilling  contracts  customarily  provide  for  termination  at  the  election  of  the  customer,  with  an  early  termination  payment  to  us  if  a  contract  is terminated  prior  to  the  expiration  of  the  fixed  term.    However,  in  certain  circumstances,  for  example,  destruction  of  a  drilling  rig  that  is  not  replaced  within  a specified  period  of  time,  our  bankruptcy,  or  a  breach  of  our  contract  obligations,  the  customer  may  not  be  obligated  to  make  an  early  termination  payment  to us.  Additionally, during depressed market conditions or otherwise, customers may be unable to satisfy their contractual obligations or may seek to terminate or renegotiate  or otherwise fail  to honor their  contractual  obligations.  In addition, we may not be able to perform under these contracts due to events beyond our control, and our customers may seek to terminate or renegotiate our contracts for various reasons, including those described above.  As a result, we may be unable to realize all of our current contract drilling backlog.  In addition, the termination or renegotiation of fixed-term contracts without the receipt of early termination payments could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.  As of December 31, 2017, our contract drilling  backlog  for  future  revenues  under  term  contracts,  which  we  define  as  contracts  with  a  fixed  term  of  six  months  or  more,  was  approximately $544 million.  Our contract drilling backlog may decline, as fixed-term drilling contract coverage over time may not be offset by new contracts, including as a result of the decline in the price of oil and natural gas, capital spending reductions by our customers or other factors.  For these and other reasons, our contract drilling backlog may not generate sufficient liquidity for us during periods of reduced demand for our services. New Technologies May Cause Our Operating Methods, Equipment and Services to Become Less Competitive, and Higher Levels of Capital Expenditures May Be Necessary to Remain Competitive in Our Industry. The market for our services is characterized by continual technological and process developments that have resulted in, and will likely continue to result in, substantial  improvements  in  the  functionality  and  performance  of  drilling  rigs  and  other  equipment.   Our  customers  are  increasingly  demanding  the  services  of newer, higher specification drilling rigs and other equipment.  Accordingly, a higher level of capital expenditures may be required to maintain and improve existing rigs and other equipment and purchase and construct newer, higher specification drilling rigs and other equipment to meet the increasingly sophisticated needs of our customers.  In addition, technological changes, process improvements and other factors that increase operational efficiencies could continue to result in oil and natural gas wells being drilled and completed more quickly, which could reduce the number of revenue earning days.  Technological and process developments in the pressure pumping and directional drilling businesses could have similar effects.   In  recent  years,  we  have  added  drilling  rigs  to  our  fleet  through  new  construction,  purchased  new  pressure  pumping  equipment  and  acquired  a  directional drilling services company.  We have also improved existing drilling rigs and pressure pumping equipment by adding equipment designed to enhance functionality and performance.  Although we take measures to ensure that we use advanced oil and natural gas drilling, pressure pumping and directional drilling technology, changes  in  technology,  improvements  in  competitors’  equipment  and  changes  relating  to  the  wells  to  be  drilled  and  completed  could  make  our  equipment  less competitive.   If  we  are  not  successful  keeping  pace  with  technological  advances  in  a  timely  and  cost-effective  manner,  demand  for  our  services  may  decline.    If  any technology  that  we  need  to  successfully  compete  is  not  available  to  us  or  that  we  implement  in  the  future  does  not  work  as  we  expect,  we  may  be  adversely affected.  Additionally, new technologies, services or standards could render some of our equipment and services obsolete, which could have a material adverse impact on our business, financial condition, cash flows and results of operation.   Shortages, Delays in Delivery, and Interruptions in Supply, of Equipment and Materials Could Adversely Affect Our Operating Results. During periods of increased demand for oilfield services, the industry has experienced shortages of equipment for upgrades, drill pipe, replacement parts and other equipment and materials, including, in the case of our pressure pumping operations, proppants, acid, gel and water.  These shortages can cause the price of these items to increase significantly and require that orders for the items be placed well in advance of expected use.  In addition, any interruption in supply could result in significant delays in delivery of equipment and materials or prevent operations.  Interruptions may be caused by, among other reasons: • weather issues, whether short-term such as a hurricane, or long-term such as a drought, • • transportation and other logistical challenges, and a shortage in the number of vendors able or willing to provide the necessary equipment and materials, including as a result of commitments of vendors to other customers or third parties or bankruptcies or consolidation.   These  price  increases,  delays  in  delivery  and  interruptions  in  supply  may  require  us  to  increase  capital  and  repair  expenditures  and  incur  higher  operating costs.    Severe  shortages,  delays  in  delivery  and  interruptions  in  supply  could  limit  our  ability  to  operate,  maintain,  upgrade  and  construct  our  drilling  rigs  and pressure pumping and other equipment and could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   15       Loss of Key Personnel and Competition for Experienced Personnel May Neg atively Impact Our Financial Condition and Results of Operations . We greatly depend on the efforts of our key employees to manage our operations.  The loss of members of management could have a material adverse effect on our business.  In addition, we utilize highly skilled personnel in operating and supporting our businesses.  In times of increasing demand for our services, it may be difficult to attract and retain qualified personnel, particularly after a prolonged industry downturn.  During periods of high demand for our services, wage rates for operations  personnel  are  also  likely  to  increase,  resulting  in  higher  operating  costs.    During  periods  of  lower  demand  for  our  services,  we  may  experience reductions in force and voluntary departures of key personnel, which could adversely affect our business and make it more it difficult to meet customer demands when demand for our services improves.  In addition, even if it is generally a period of lower demand for our services, if there is a high demand for our services in certain areas, it may be difficult to attract and retain qualified personnel to perform services in such areas.  The loss of key employees, the failure to attract and retain  qualified  personnel  and  the  increase  in  labor  costs  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  financial  condition,  cash  flows  and  results  of operations.   The Loss of Large Customers Could Have a Material Adverse Effect on Our Financial Condition and Results of Operations. With  respect  to  our  consolidated  operating  revenues  in  2017,  we  received  approximately  43%  from  our  ten  largest  customers,  29%  from  our  five  largest customers and 8% from our largest customer.  The loss of, or reduction in business from, one or more of our larger customers could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   Growth Through Acquisitions or the Building of New Rigs and Pressure Pumping Equipment Is Not Assured. We  have  increased  our  drilling  rig  fleet  and  pressure  pumping  fleet  and  expanded  our  business  lines  in  the  past  through  mergers,  acquisitions  and  new construction.    For  example,  we  completed  the  SSE  merger  and  the  MS  Directional  acquisition  during  2017.    There  can  be  no  assurance  that  acquisition opportunities  will  be  available  in  the  future  or  that  we  will  be  able  to  execute  timely  or  efficiently  any  plans  for  building  new  rigs  and  pressure  pumping equipment.  We are also likely to continue to face intense competition from other companies for available acquisition opportunities.  In addition, because improved technology  has  enhanced  the  ability  to  recover  oil  and  natural  gas,  improved  commodity  prices  may  cause  contract  drillers  to  continue  to  build  new,  high technology rigs and providers of pressure pumping services to continue to build new, high horsepower equipment.   There can be no assurance that we will: • • • • have sufficient capital resources to complete additional acquisitions or build new rigs or pressure pumping equipment, successfully integrate additional drilling rigs, pressure pumping equipment or other assets or businesses, including SSE and MS Directional, effectively manage the growth and increased size of our organization, drilling fleet and pressure pumping equipment, successfully deploy idle, stacked, upgraded or additional rigs and pressure pumping equipment, • maintain the crews necessary to operate additional drilling rigs and pressure pumping equipment, or • successfully improve our financial  condition, results  of operations, business or prospects as a result of any completed  acquisition or the building of new drilling rigs and pressure pumping equipment.   Our failure to achieve consolidation savings, to integrate acquired businesses and assets into our existing operations successfully or to minimize any unforeseen operational difficulties could have a material adverse effect on our business. In addition, we may incur liabilities arising from events prior to any acquisitions or prior  to  our  establishment  of  adequate  compliance  oversight.  While  we  generally  seek  to  obtain  indemnities  for  liabilities  for  events  occurring  before  such acquisitions, these are limited in amount and duration, may be held to be unenforceable or the seller may not be able to indemnify us. We may incur substantial indebtedness to finance future acquisitions, build new drilling rigs or build new pressure pumping equipment, and we also may issue equity, convertible or debt securities in connection with any such acquisitions or building program.  Debt service requirements could represent a significant burden on our results of operations and financial condition, and the issuance of additional equity or convertible securities could be dilutive to existing stockholders.  Also, continued growth could strain our management, operations, employees and other resources.   16             Environmental and Occupational Health and Safety Laws and Regulatio ns, Including Violations Thereof, Could Materially Adversely Affect Our Operating Results. Our  business  is  subject  to  numerous  federal,  state,  foreign,  regional  and  local  laws,  rules  and  regulations  governing  the  discharge  of  substances  into  the environment, protection of the environment and worker health and safety, including, without limitation, laws concerning the containment and disposal of hazardous substances, oil field waste and other waste materials, the use of underground storage tanks, and the use of underground injection wells.  The cost of compliance with these laws and regulations could be substantial.  A failure to comply with these requirements could expose us to: • substantial civil, criminal and/or administrative penalties, • modification, denial or revocation of permits or other authorizations, • • imposition of limitations on our operations, and performance of site investigatory, remedial or other corrective actions.   In addition, environmental laws and regulations in the countries in which we operate impose a variety of requirements on “responsible parties” related to the prevention  of  spills  and  liability  for  damages  from  such  spills.    As  an  owner  and  operator  of  land-based  drilling  rigs  and  pressure  pumping  equipment,  a manufacturer and servicer of oilfield service equipment and a provider of directional drilling services, we may be deemed to be a responsible party under these laws and regulations.   Changes  in  environmental  laws  and  regulations  occur  frequently  and  such  laws  and  regulations  tend  to  become  more  stringent  over  time.    Stricter  laws, regulations or enforcement policies could significantly increase compliance costs for us and our customers and have a material adverse effect on our operations or financial  position.    For example,  on  August  16,  2012,  the  EPA  issued  final  rules  that  establish  new air  emission  control  requirements  for  natural  gas  and  NGL production,  processing  and  transportation  activities,  including  New  Source  Performance  Standards  to  address  emissions  of  sulfur  dioxide  and  volatile  organic compounds  and  National  Emissions  Standards  for  Hazardous  Air  Pollutants  (“NESHAPS”)  to  address  hazardous  air  pollutants  frequently  associated  with  gas production and processing activities.  In June 2016, the EPA published a final rule that updates and expands the New Source Performance Standards by setting additional emissions limits for volatile organic compounds and regulating methane emissions for new and modified sources in the oil and gas industry. In addition, the EPA has announced that it intends to impose methane emission standards for existing sources and has issued information collection requests for oil and natural gas facilities.  The EPA also published a final rule in June 2016 concerning aggregation of sources that affects source determinations for air permitting in the oil and gas industry.  In November 2016, the Department of the Interior issued final rules relating to the venting, flaring and leaking of natural gas by oil and natural gas producers who operate on federal and Indian lands.  The rules limited routine flaring of natural gas, require the payment of royalties on avoidable gas losses and require plans or programs relating to gas capture and leak detection and repair. The EPA issued a two-year stay of these requirements in December 2017 and has indicated that the requirements could be rescinded or significantly revised in the future. These or other initiatives could increase costs to us and our customers or reduce demand for our services, which could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   Potential Legislation and Regulation Covering Hydraulic Fracturing or Other Aspects of the Oil and Gas Industry Could Increase Our Costs and Limit or Delay Our Operations. Members  of  the  U.S.  Congress  and  the  EPA  are  reviewing  proposals  for  more  stringent  regulation  of  hydraulic  fracturing,  a  technology  employed  by  our pressure  pumping  business,  which  involves  the  injection  of  water,  sand  and  chemicals  under  pressure  into  rock  formations  to  stimulate  oil  and  natural  gas production.  For example, the EPA conducted a study of the potential environmental effects of hydraulic fracturing on drinking water and groundwater.  As part of this  study,  the  EPA  sent  requests  to  a  number  of  companies,  including  our  company,  for  information  on  hydraulic  fracturing  practices.    We  responded  to  the inquiry.  The EPA released its final report in December 2016.  It concluded that hydraulic fracturing activities can impact drinking water resources under some circumstances, including large volume spills and inadequate mechanical integrity of wells.  Further, we conduct drilling, pressure pumping and directional drilling activities in numerous states.  Some parties believe that there is a correlation between hydraulic fracturing and other oilfield related activities and the increased occurrence of seismic activity.  When caused by human activity, such seismic activity is called induced seismicity.  The extent of this correlation, if any, is the subject of studies of both state and federal agencies.  In addition, a number of lawsuits have been filed against other industry participants alleging damages and regulatory violations in connection with such activity. These and other ongoing or proposed studies could spur initiatives to further regulate hydraulic fracturing under the Safe Drinking Water Act (“SDWA”) and other aspects of the oil and gas industry.    17         In addition, legi slation has been proposed, but not enacted, in the U.S. Congress to amend the SDWA to require the disclosure of chemicals used by the oil and gas industry in the hydraulic fracturing process, which could make it easier for third parties opposing the hydrau lic fracturing process to initiate legal proceedings based  on  allegations  that  specific  chemicals  used  in  the  fracturing  process  are  impairing  ground  water  or  causing  other  damage.    These  bills,  if  enacted,  could establish an additional level of regulation at the federal or state level that could limit or delay operational activities or increase operating costs and could result in additional regulatory burdens that could make it more difficult to perform or limit hydraulic fracturing and increase our costs of compliance and doing business.   Regulatory efforts at the federal level and in many states have been initiated to require or make more stringent the permitting and compliance requirements for hydraulic  fracturing  operations.    The  EPA  has  asserted  federal  regulatory  authority  over  hydraulic  fracturing  using  fluids  that  contain  “diesel  fuel”  under  the SDWA Underground Injection Control Program and has released a revised guidance regarding the process for obtaining a permit for hydraulic fracturing involving diesel  fuel.   In May  2014, the  EPA issued an Advanced  Notice  of Proposed  Rulemaking,  seeking  comment  on the development  of regulations  under  the Toxic Substances Control Act to require companies to disclose information regarding the chemicals used in hydraulic fracturing.  Further, in March 2015, the Bureau of Land Management (“BLM”) issued a final rule to regulate hydraulic fracturing on Indian land. The rule requires companies to publicly disclose chemicals used in hydraulic fracturing operations to the BLM.  However, these rules were rescinded by rule in December 2017.  In June 2016, the EPA published final pretreatment standards for disposal of wastewater produced from shale gas operations to publicly owned treatment works.  These regulatory initiatives could each spur further action  toward  federal  and/or  state  legislation  and  regulation  of  hydraulic  fracturing  activities.   Certain  states  where  we operate  have  adopted  or  are  considering disclosure  legislation  and/or  regulations.    For  example,  Colorado,  Louisiana,  Montana,  North  Dakota,  Texas  and  Wyoming  have  adopted  a  variety  of  well construction,  set  back  and  disclosure  regulations  limiting  how  fracturing  can  be  performed  and  requiring  various  degrees  of  chemical  disclosure.    Additional regulation could increase the costs of conducting our business and could materially reduce our business opportunities and revenues if our customers decrease their levels of activity in response to such regulation.   In addition, in light of concerns about induced seismicity, some state regulatory agencies have modified their regulations or issued orders to address induced seismicity.  For example, the Oklahoma Corporation Commission (“OCC”) has implemented volume reduction plans, and at times required shut-ins, for oil and natural gas disposal wells injecting wastewater into the Arbuckle formation. The OCC also recently released well completion seismicity guidelines for operators in the SCOOP and STACK plays that call for hydraulic fracturing operations to be suspended following earthquakes of certain magnitudes in the vicinity. Finally, some jurisdictions have taken steps to enact hydraulic fracturing bans or moratoria.  In June 2015, New York banned high volume fracturing activities combined with horizontal drilling.  Certain communities in Colorado have also enacted bans on hydraulic fracturing.  Voters in the city of Denton, Texas approved a moratorium on hydraulic fracturing in November 2014, though it was later lifted in 2015.  These actions have been the subject of legal challenges.   The adoption of any future federal, state, foreign, regional or local laws that impact permitting requirements for, result in reporting obligations on, or otherwise limit or ban, the hydraulic fracturing process could make it more difficult to perform hydraulic fracturing and could increase our costs of compliance and doing business and reduce demand for our services.  Regulation that significantly restricts or prohibits hydraulic fracturing could have a material adverse impact on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   The Design, Manufacture, Sale and Servicing of Products, including Rig Components, May Subject Us to Liability for Personal Injury, Property Damage and Environmental Contamination Should Such Equipment Fail to Perform to Specifications. We provide products, including rig components such as top drives, to customers involved in oil and gas exploration, development and production. Because of applications which use our products and services, a failure of such equipment, or a failure of our customer to maintain or operate the equipment properly, could cause damage to the equipment, damage to the property of customers and others, personal injury and environmental contamination, leading to claims against us. Legislation and Regulation of Greenhouse Gases Could Adversely Affect Our Business We  are  aware  of  the  increasing  focus  of  local,  state,  regional,  national  and  international  regulatory  bodies  on  GHG  emissions  and  climate  change issues.  Legislation to regulate GHG emissions has periodically been introduced in the U.S. Congress, and there has been a wide-ranging policy debate, both in the United States and internationally, regarding the impact of these gases and possible means for their regulation.  Some of the proposals would require industries to meet stringent new standards that would require substantial reductions in carbon emissions.  Those reductions could be costly and difficult to implement.  The EPA has adopted rules requiring the reporting of GHG emissions from specified large GHG emission sources on an annual basis.  Further, following a finding by the EPA  that  certain  GHGs  represent  an  endangerment  to  human  health,  the  EPA  finalized  a  rule  to  address  permitting  of  GHG  emissions  from  stationary  sources under the Clean Air Act’s New Source Review Prevention of Significant Deterioration (“PSD”) and Title V programs.  This final rule “tailors” the PSD and Title V programs to apply to certain stationary sources of GHG 18 emissions in a multi-step process, with the largest sources first subject to permitting.  However, in June 2014, the U. S. Supreme Court in UARG v. EPA limited application  of  this  rule  to  sources  that  would  otherwise  need  permits  based  on  emission  of  conventional  pollutants.    In  April  2015,  the  D.C.  Circuit  Court  of Appeals narrowed the rule in accordance with the Supreme C ourt’s decision.  In October 2015, the EPA finalized rules that added new sources to the scope of the GHG monitoring and reporting requirements.  These new sources include gathering and boosting facilities as well as completions and workovers from hydrauli cally fractured oil wells.  The revisions also include the addition of well identification reporting requirements for certain facilities.  Also, in November 2016, the EPA published a final rule adding monitoring methods for detecting leaks from oil and gas equipment and emission factors for leaking equipment to be used to calculate and report GHG emissions resulting from equipment leaks.  In addition, the United States was actively involved in the United Nations Conference on Climate Change in Paris, which led to the creation of the Paris Agreement.  In April 2016, the United States signed the Paris Agreement, which requires countries to  review  and  “represent  a  progression”  in  their  nationally  determined  contributions,  which  set  emissions  reduction  goals,  ev  ery  five  years.      In  June  2017, President Trump announced that the United States will withdraw from the Paris Agreement unless it is renegotiated.  The State Department informed the United Nations  of  the  United  States’  withdrawal  in  August  2017.    However,  s  everal  states  and  geographic  regions  in  the  United  States  have  adopted  legislation  and regulations to reduce emissions of GHGs.  Additional legislation or regulation by these states and regions, the EPA, and/or any international agreements to which the Uni ted States may become a party, that control or limit GHG emissions or otherwise seek to address climate change could adversely affect our operations.  The cost of complying with any new law, regulation or treaty will depend on the details of the particular program.  We will continue to monitor and assess any new policies,  legislation  or  regulations  in  the  areas  where  we  operate  to  determine  the  impact  of  GHG  emissions  and  climate  change  on  our  operations  and  take appropriate actions, where necessary.  Any d irect and indirect costs of meeting these requirements may adversely affect our business, results of operations and financial condition.  Because our business depends on the level of activity in the oil and natural gas industry, existing or future laws or regulations related to GHGs and  climate  change,  including  incentives  to  conserve  energy  or  use  alternative  energy  sources,  could  have  a  negative  impact  on  our  business  if  such  laws  or regulations reduce demand for oil and natural gas.   Legal Proceedings and Governmental Investigations Could Have a Negative Impact on Our Business, Financial Condition and Results of Operations. The nature of our business makes us susceptible to legal proceedings and governmental investigations from time to time.  For example, the January 22, 2018 accident  at  a  drilling  site  in  Pittsburg  County,  Oklahoma  is  currently  under  governmental  investigation  by  the  EPA,  OSHA  and  the  U.S.  Chemical  Safety  and Hazard Investigation Board.  In addition, during periods of depressed market conditions, we may be subject to an increased risk of our customers, vendors, current and  former  employees  and  others  initiating  legal  proceedings  against  us.  Lawsuits  or  claims  against  us  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business, financial condition and results of operations.  Any legal proceedings or claims, even if fully indemnified or insured, could negatively affect our reputation among our customers and the public, and make it more difficult for us to compete effectively or obtain adequate insurance in the future.   Technology Disputes Could Negatively Impact Our Operations or Increase Our Costs. Our  services  and  products  use  proprietary  technology  and  equipment,  which  can  involve  potential  infringement  of  a  third  party’s  rights,  including  patent rights.  The majority of the intellectual property rights relating to our drilling rigs, pressure pumping equipment and directional drilling services are owned by us or certain of our supplying vendors.  However, in the event that we or one of our supplying vendors becomes involved in a dispute over infringement rights relating to equipment owned or used by us, services performed by us or products provided by us, we may lose access to important equipment or our ability to provide services or products, or we could be required to cease use of some equipment or forced to modify our equipment, services or products.  We could also be required to pay license fees or royalties for the use of equipment or provision of services or products.  Technology disputes involving us or our supplying vendors could have a material adverse impact on our business, financial condition and results of operations. Political, Economic and Social Instability Risk and Laws Associated with Conducting International Operations Could Adversely Affect Our Opportunities and Future Business. We currently conduct operations in Canada, and we have incurred selling, general and administrative expenses related to the evaluation of and preparation for other international opportunities. Also, we sell products, including rig components, for use in numerous oil and gas producing regions outside of North America. International operations are subject to certain political, economic and other uncertainties generally not encountered in U.S. operations, including increased risks of social and political unrest, strikes,  terrorism,  war, kidnapping of employees, nationalization,  forced negotiation or modification  of contracts, difficulty resolving disputes and enforcing contractual  rights, expropriation  of equipment as well as expropriation of oil and gas exploration  and drilling rights, changes in taxation policies,  foreign  exchange  restrictions  and  restrictions  on  repatriation  of  income  and  capital,  currency  rate  fluctuations,  increased  governmental  ownership  and regulation  of  the  economy  and  industry  in  the  markets  in  which  we  may  operate,  economic  and  financial  instability  of  national  oil  companies,  and  restrictive governmental regulation, bureaucratic delays and general hazards associated with foreign sovereignty over certain areas in which operations are conducted.   19 There can be no assurance that there will not be changes in local laws, regulations and administrative requirements, or the interpretation thereof, which could have a material adverse effe ct on the cost of entry into international markets, the profitability of international operations or the ability to continue those operations in certain areas.  Because of the impact of local laws, any future international operations in certain areas may b e conducted through entities in which local citizens own  interests  and  through  entities  (including  joint  ventures)  in  which  we  hold  only  a  minority  interest  or  pursuant  to  arrangements  under  which  we  conduct operations under contract to local entities.  Wh ile we believe that neither operating through such entities nor pursuant to such arrangements would have a material adverse effect on our operations or revenues, there can be no assurance that we will in all cases be able to structure or restructure our op erations to conform to local law (or the administration thereof) on terms we find acceptable.   There can be no assurance that we will: • • • • • • identify attractive opportunities in international markets, have sufficient capital resources to pursue and consummate international opportunities, successfully integrate international drilling rigs, pressure pumping equipment or other assets or businesses, effectively manage the start-up, development and growth of an international organization and assets, hire, attract and retain the personnel necessary to successfully conduct international operations, or receive awards for work and successfully improve our financial condition, results of operations, business or prospects as a result of the entry into one or more international markets.   In  addition,  the  U.S.  Foreign  Corrupt  Practices  Act  (“FCPA”)  and  similar  anti-bribery  laws  in  other  jurisdictions  generally  prohibit  companies  and  their intermediaries  from  making  improper  payments  to foreign  officials  for  the purpose  of  obtaining  or retaining  business.   Some parts  of  the  world where  contract drilling and pressure pumping activities are conducted or where our consumers for the Warrior products are located have experienced governmental corruption to some degree and, in certain circumstances, strict compliance with anti-bribery laws may conflict with local customs and practice and could impact business.  Any failure  to comply with the  FCPA or other  anti-bribery  legislation  could subject to us to civil,  criminal  and/or administrative  penalties  or other  sanctions, which could have a material adverse impact on our business, financial condition and results of operation.  We could also face fines, sanctions and other penalties from authorities  in  the  relevant  foreign  jurisdictions,  including  prohibition  of  our  participating  in  or  curtailment  of  business  operations  in  those  jurisdictions  and  the seizure of drilling rigs, pressure pumping equipment or other assets.   We  may  incur  substantial  indebtedness  to  finance  an  international  transaction  or  operations,  and  we  also  may  issue  equity,  convertible  or  debt  securities  in connection  with  any  such  transactions  or  operations.    Debt  service  requirements  could  represent  a  significant  burden  on  our  results  of  operations  and  financial condition, and the issuance of additional equity or convertible securities could be dilutive to existing stockholders.  Also, international expansion could strain our management, operations, employees and other resources.   The occurrence of one or more events arising from the types of risks described above could have a material adverse impact on our business, financial condition and results of operations. Our Business Is Subject to Cybersecurity Risks and Threats. Our operations are increasingly dependent on information technologies and services.  Threats to information technology systems associated with cybersecurity risks and cyber incidents or attacks continue to grow, and include, among other things, storms and natural disasters, terrorist attacks, utility outages, theft, viruses, malware, design defects, human error, or complications  encountered as existing systems are maintained, repaired, replaced, or upgraded.  Risks associated with these threats include, among other things: • • • • • theft or misappropriation of funds; loss,  corruption,  or  misappropriation  of  intellectual  property,  or  other  proprietary  or  confidential  information  (including  customer,  supplier,  or  employee data); disruption or impairment of our and our customers’ business operations and safety procedures; loss or damage to our worksite data delivery systems; and increased costs to prevent, respond to or mitigate cybersecurity events. 20                       Although  we  utilize  various  procedures  and  controls  to  mitigate  our  exposure  to  such  risk,  cybersecurity  attacks  and  other  cyber  events  are  evolving  and unpredictable.  Moreover, we have no control over the information technology systems of our customers, suppliers, and others with which our systems may connect and communicate.  As a result, the occurrence of a cyber in cident could go unnoticed for a period time.  Any such incident could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. We Are Dependent Upon Our Subsidiaries to Meet our Obligations Under Our Long-Term Debt. We have borrowings outstanding under our senior notes and, from time to time, our revolving credit facility.  These obligations are guaranteed by each of our existing U.S. subsidiaries other than immaterial subsidiaries.  Our ability to meet our interest and principal payment obligations depends in large part on dividends paid to us by our subsidiaries.  If our subsidiaries do not generate sufficient cash flows to pay us dividends, we may be unable to meet our interest and principal payment obligations.   Variable Rate Indebtedness Subjects Us to Interest Rate Risk, Which Could Cause Our Debt Service Obligations to Increase Significantly. We have in place a committed senior unsecured credit facility that includes a revolving credit facility.  Interest is paid on the outstanding principal amount of borrowings under the credit facility at a floating rate based on, at our election, LIBOR or a base rate.  The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 3.25% to 3.75% and the applicable margin on base rate loans varies from 2.25% to 2.75%, in each case determined based on our excess availability under the credit facility.    As  of  December  31,  2017,  the  applicable  margin  on  LIBOR  rate  loans  was  3.50%  and  the  applicable  margin  on  base  rate  loans  was  2.50%.    As  of December 31, 2017, we had $268 million outstanding under our revolving credit facility at a weighted average interest rate of 5.71%.   We have in place a reimbursement agreement pursuant to which we are required to reimburse the issuing bank on demand for any amounts that it has disbursed under any of our letters of credit issued thereunder.  We are obligated to pay the issuing bank interest on all amounts not paid by us on the date of demand or when otherwise due at the LIBOR rate plus 2.25% per annum. As of December 31, 2017, no amounts had been disbursed under any letters of credit. Interest rates could rise for various reasons in the future and increase our total interest expense, depending upon the amounts borrowed.   A Downgrade in Our Credit Rating Could Negatively Impact Our Cost of and Ability to Access Capital. Our ability to access capital markets or to otherwise obtain sufficient financing is enhanced by our senior unsecured debt ratings as provided by major U.S. credit rating agencies.  Factors that may impact our credit ratings include debt levels, liquidity, asset quality, cost structure, commodity pricing levels and other considerations.  A ratings downgrade could adversely impact our ability in the future to access debt markets, increase the cost of future debt, and potentially require us to post letters of credit for certain obligations. We May Not Be Able to Generate Sufficient Cash to Service All of Our Debt, Including Our Senior Notes and Debt Under Our Credit Agreement, and We May Be Forced to Take Other Actions to Satisfy Our Obligations Under Our Debt, which May Not Be Successful. Our  ability  to  make  scheduled  payments  on  or  to  refinance  our  debt  obligations  depends  on  our  financial  and  operating  performance,  which  is  subject  to prevailing economic and competitive conditions and to certain financial, business and other factors beyond our control. We cannot assure you that we will maintain a level of cash flows from operating activities sufficient to permit us to pay the principal, premium, if any, and interest on our indebtedness. In  addition,  if  our  cash  flows  and  capital  resources  are  insufficient  to  fund  our  debt  service  obligations,  we  may  be  forced  to  reduce  or  delay  capital expenditures, sell assets or operations, seek additional capital or restructure or refinance our debt. We cannot assure you that we would be able to take any of these actions, that these actions would be successful and would permit us to meet our scheduled debt service obligations or that these actions would be permitted under the terms of our existing or future debt agreements. In the absence of such cash flows and capital resources, we could face substantial liquidity problems and might be required to dispose of material  assets or operations to meet our debt service and other obligations. However, our Credit Agreement and senior notes contain restrictions  on our ability  to dispose of assets. We may not be able to consummate  those dispositions, and any proceeds may not be adequate  to meet  any debt service obligations then due. 21 Anti-takeover Measures in Our Charter Documents and Under State Law Could Discourage an Acquisition and Thereby Affect the Related Purchase Price. We  are  a  Delaware  corporation  subject  to  the  Delaware  General  Corporation  Law,  including  Section  203,  an  anti-takeover  law.    Our  restated  certificate  of incorporation  authorizes  our Board of Directors  to issue up to one million  shares of preferred  stock and to determine  the price, rights (including  voting rights), conversion ratios, preferences and privileges of that stock without further vote or action by the holders of the common stock.  It also prohibits stockholders from acting by written consent without the holding of a meeting.  In addition, our bylaws impose certain advance notification requirements as to business that can be brought by a stockholder before annual stockholder meetings and as to persons nominated as directors by a stockholder.  As a result of these measures and others, potential acquirers might find it more difficult  or be discouraged from attempting to effect an acquisition transaction with us.  This may deprive holders of our securities of certain opportunities to sell or otherwise dispose of the securities at above-market prices pursuant to any such transactions.   SSE is Subject to Continuing Contingent T ax Liabilities of Chesapeake Energy Corporation (“CHK”) F ollowing its Spin-Off from CHK. Under  the  Internal  Revenue  Code  of  1986,  as  amended  (the  “Code”),  and  the  related  rules  and  regulations,  each  corporation  that  was  a  member  of  CHK’s consolidated tax reporting group during any taxable period or portion of any taxable period ending on or before June 30, 2014, the effective time of SSE’s spin-off, is jointly and severally liable for the federal income tax liability of the entire consolidated tax reporting group for that taxable period.  SSE has entered into a tax sharing  agreement  with  CHK  that  allocates  the  responsibility  for  prior  year  taxes  of  CHK’s  consolidated  tax  reporting  group  between  SSE  and  CHK  and  its subsidiaries. However, if CHK were unable to pay, SSE nevertheless could be required to pay the entire amount of such taxes. SSE’s Tax Sharing Agreement Limits its Ability to Take Certain Actions and May Require SSE to Indemnify CHK for Significant Tax Liabilities Which Cannot be Precisely Quantified at This Time. Under the terms of SSE’s tax sharing agreement with CHK, SSE generally is responsible for all taxes attributable to its business, whether accruing before, on or after the date of the spin-off, and CHK generally is responsible for any taxes arising from the spin-off or certain related transactions that are imposed on SSE, CHK or its other subsidiaries. Although CHK generally will be responsible for any taxes arising from the spin-off, SSE would be responsible for any such taxes to the extent such taxes result from certain actions or failures to act by SSE that occur after June 30, 2014, the effective date of the tax sharing agreement. SSE’s liabilities under the tax sharing agreement could have a material adverse effect on us. At this time, we cannot precisely quantify the amount of liabilities SSE may have under the tax sharing agreement and there can be no assurances as to their final amounts. In addition, in the tax sharing agreement SSE covenanted not to take any action, or fail to take any action, after the effective date of the tax sharing agreement, which action or failure to act is inconsistent with the spin-off qualifying under Sections 355 and 368(a)(1)(D) of the Code. As a result, SSE might determine to continue  to  operate  certain  of  its  business  operations  for  the  foreseeable  future  even  if  a  sale  or  discontinuance  of  such  business  might  otherwise  have  been advantageous. In Connection with SSE’s Separation from CHK, CHK Indemnified SSE for Certain Liabilities. However, There Can Be No Assurance that the Indemnities Will be Sufficient to Insure SSE Against the Full Amount of Such Liabilities, or That CHK’s Ability to Satisfy its Indemnification Obligation Will Not Be Impaired in the Future. Pursuant to the tax sharing agreement, CHK agreed to indemnify SSE for certain liabilities.  However, third parties could seek to hold SSE responsible for any of the liabilities that CHK has agreed to retain, and there can be no assurance that the indemnity from CHK will be sufficient to protect SSE against the full amount of such liabilities, or that CHK will be able to fully satisfy its indemnification obligations. Moreover, even if SSE ultimately succeeds in recovering from CHK any amounts for which SSE is held liable, SSE may be temporarily required to bear these losses.   In addition, in certain circumstances, SSE will be prohibited from making an indemnity claim until it first seeks an insurance recovery.   If CHK is unable to satisfy its indemnification obligations, the underlying liabilities could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. 22 We May Not Be Able to Utilize a Portion of SSE’s or Our Net Operating Loss Carryforwards (“NOLs”) to Offset Future Taxable Income for U.S. Federal Tax Purposes, Which Could Adversely Affect Our Net Income and Cash Flows. As of December 31, 2017, SSE had federal income tax NOLs of approximately $238.0 million, which will expire between 2034 and 2037, and, as of December 31, 2017, we had federal  income tax NOLs of approximately  $867.1 million,  which will expire between 2035 and 2037. Utilization  of these NOLs depends on many factors, including our future taxable income, which cannot be predicted with any accuracy. In addition, Section 382 of the Code generally imposes an annual limitation on the amount of an NOL that may be used to offset taxable income when a corporation has undergone an “ownership change” (as determined under Section 382). Determining the limitations under Section 382 is technical and highly complex. An ownership change generally occurs if one or more shareholders (or groups of shareholders) who are each deemed to own at least 5% of the corporation’s stock increase their ownership by more than 50 percentage points over their lowest ownership percentage within a rolling three-year period.  In the event that an ownership change has occurred—or were to occur—with respect to a corporation  following  its  recognition  of  an NOL, utilization  of  such NOL would be  subject  to  an  annual  limitation  under  Section  382, generally  determined  by multiplying  the  value  of  the  corporation’s  stock  at  the  time  of  the  ownership  change  by  the  applicable  long-term  tax-exempt  rate  as  defined  in  Section 382.  However, this annual limitation would be increased under certain circumstances by recognized built-in gains of the corporation existing at the time of the ownership change.  Any unused annual limitation with respect to an NOL generally may be carried over to later years, subject to the expiration of the NOL 20 years after it arose. SSE underwent an ownership change in 2016 as a result of its emergence from Chapter 11 bankruptcy proceedings, and experienced another ownership change in 2017 as a result of its acquisition pursuant to the SSE merger, and the corresponding annual limitation associated with either of those changes in ownership could prevent us from fully utilizing—prior to their expiration—SSE’s NOLs as of the effective time of the SSE merger. While our issuance of stock pursuant to the SSE merger was, standing alone, insufficient to result in an ownership change with respect to us, we cannot assure you that we will not undergo an ownership change as a result of the merger taking into account other changes in ownership of our stock occurring within the relevant three-year period described above. If we were to undergo an ownership change, we may be prevented from fully utilizing our NOLs as of the time of the SSE merger prior to their expiration. Future changes in stock ownership or future regulatory changes could also limit our ability to utilize SSE’s or our NOLs. To the extent we are not able to offset future taxable income with SSE’s or our NOLs, our net income and cash flows may be adversely affected. Item 1B. Unresolved Staff Comments. None.   Item 2. Properties Our property consists primarily of drilling rigs, pressure pumping equipment and related equipment.  We own substantially all of the equipment used in our businesses.   Our corporate headquarters is in leased office space and is located at 10713 W. Sam Houston Parkway N., Suite 800, Houston, Texas, 77064.  Our telephone number  at  that  address  is  (281)  765-7100.    Our  primary  administrative  office,  which  is  located  in  Snyder,  Texas,  is  owned  and  includes  approximately  37,000 square feet of office and storage space.   Contract Drilling Operations — Our drilling services are supported by multiple offices and yard facilities located throughout our areas of operations, including Texas, Oklahoma, Colorado, North Dakota, Wyoming, Pennsylvania and western Canada.   Pressure Pumping — Our pressure pumping services are supported by multiple offices and yard facilities located throughout our areas of operations, including Texas, Oklahoma, Pennsylvania, Ohio and West Virginia.   Directional Drilling —  Our  directional  drilling  services  are  supported  by  multiple  offices  and  yard  facilities  located  throughout  our  areas  of  operations, including Texas, Oklahoma, Pennsylvania, Colorado and Montana.   Our Oilfield Rental operations are supported by offices and yard facilities located in Texas, Oklahoma and Ohio.  Our manufacture, sale and service of pipe handling components are supported by offices and yard facilities located in western Canada and Texas.  Our interests in oil and natural gas properties are primarily located in Texas and New Mexico.   We own our administrative offices in Snyder, Texas and Oklahoma City, Oklahoma, as well as several other facilities.  We also lease a number of facilities, and we do not believe that any one of the leased facilities is individually material to our operations.  We believe that our existing facilities are suitable and adequate to meet our needs.   We incorporate by reference in response to this item the information set forth in Item 1 of this Report and the information set forth in Note 4 of the Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Report.   23 Item 3. Legal Proceedings. On January 22, 2018, an accident at a drilling site in Pittsburg County, Oklahoma resulted in the losses of life of five people, including three of our employees. The  EPA,  OSHA  and  the  U.S.  Chemical  Safety  and  Hazard  Investigation  Board  are  currently  conducting  investigations  related  to  this  accident.    These investigations are ongoing, and we are cooperating with the agencies regarding these investigations. The results of these investigations are not known at this time, and we are unable to determine what finding they might reach, predict what actions these agencies may require or estimate what penalties, if any, they might assess. While we are not currently party to any claims or lawsuits relating to this accident, based on the information we have available as of the date of this Report, we believe that we have adequate insurance to cover any losses, excluding the applicable insurance deductibles and investigation-related expenses.  However, if this accident is not, or another significant accident or other event occurs that is not, fully covered by insurance or an enforceable and recoverable indemnity from a third party, it could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. Additionally, we are party to various legal proceedings arising in the normal course of our business.  We do not believe that the outcome of these proceedings, either individually or in the aggregate, will have a material adverse effect on our financial condition, results of operations or cash flows.   Item 4. Mine Safety Disclosure. Not applicable.   24 PART II Item 5. Market for Registrant’s Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities. (a) Market Information Our common stock, par value $0.01 per share, is publicly traded on the Nasdaq Global Select Market and is quoted under the symbol “PTEN.” Our common stock is included in the S&P MidCap 400 Index and several other market indices.  The following table provides high and low sales prices of our common stock for the periods indicated: 2017 First quarter Second quarter Third quarter Fourth quarter 2016 First quarter Second quarter Third quarter Fourth quarter (b) Holders As of February 16, 2018, there were approximately 1,087 holders of record of our common stock.   (c) Dividends We paid cash dividends during the years ended December 31, 2017 and 2016 as follows: 2017 Paid on March 22, 2017 Paid on June 22, 2017 Paid on September 21, 2017 Paid on December 21, 2017 Total cash dividends 2016 Paid on March 24, 2016 Paid on June 23, 2016 Paid on September 22, 2016 Paid on December 22, 2016 Total cash dividends High Low 29.76    $ 25.75    21.74    23.26    18.75    $ 22.12    22.66    29.56    22.83  19.06  14.83  17.24  10.94  16.06  17.61  20.79 Per Share Total (in thousands) 0.02    $ 0.02    0.02    0.02    0.08    $ 0.10    $ 0.02    0.02    0.02    0.16    $ 3,326  4,269  4,271  4,449  16,315  14,712  2,953  2,953  2,961  23,579   $   $   $   $   $   $ On February 7, 2018, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.02 per share to be paid on March 22, 2018 to holders of record as of March 8, 2018.  The amount and timing of all future dividend payments, if any, are subject to the discretion of the Board of Directors and will depend upon business conditions, results of operations, financial condition, terms of our debt agreements and other factors.   25                                                                                                                                                                               (d) Issuer Purchases of Equity Securities The table below sets forth the information with respect to purchases of our common stock made by us during the quarter ended December 31, 2017.   Period Covered October 2017 November 2017 December 2017 (2) Total Total Number of Shares Purchased   Average Price Paid per Share   —    —    21.98    —    $ —    $ 26,640    $ 26,640    Total Number of Shares (or Units) Purchased as Part of Publicly Announced Plans or Programs Approximate Dollar Value of Shares That May Yet Be Purchased Under the Plans or Programs (in thousands)(1) —    $ —    $ —    $ —    $ 186,544  186,544  186,544  186,544 (1) On September 9, 2013, we announced that our Board of Directors approved a stock buyback program authorizing purchases of up to $200 million of our common stock in open market or privately negotiated transactions.  All purchases executed to date have been through open market transactions.  Purchases under the program are made at management’s discretion, at prevailing prices, subject to market conditions and other factors.  Purchases may be made at any time without prior notice.  Shares of stock purchased under the plan are held as treasury shares.  There is no expiration date associated with the buyback program. (2) We  withheld  26,640  shares  in  December  2017  with  respect  to  exercises  of  stock  options  by  directors.    These  shares  were  acquired  at  fair  market  value pursuant to the terms of the 2014 Plan and not pursuant to the stock buyback program. (e) Performance Graph The following graph compares the cumulative stockholder return of our common stock for the period from December 31, 2012 through December 31, 2017, with  the  cumulative  total  return  of  the  Standard  &  Poors  500  Stock  Index,  the  Standard  &  Poors  MidCap  Index,  the  Oilfield  Service  Index  and  a  peer  group determined by us.  We changed our peer group in 2017 to align with the peer group used by the compensation committee of our board of directors.  Our new peer group consisted of Basic Energy Services, Inc., Diamond Offshore Drilling Inc., Ensco plc., Forum Energy Technologies, Inc., Halliburton Company, Helmerich & Payne,  Inc.,  Nabors  Industries,  Ltd.,  National  Oilwell  Varco,  Inc.,  Noble  Corporation  plc.,  Oceaneering  International,  Oil  States  International  Inc.,  Precision Drilling Corporation, Rowan Companies plc., Superior Energy Services, Inc., TechnipFMC plc, Transocean Ltd., Unit Corp. and Weatherford  International  plc. Our old peer group consisted of Atwood Oceanics Inc., Basic Energy Services, Inc., Diamond Offshore Drilling Inc., Ensco plc., Forum Energy Technologies, Inc., TechnipFMC  plc,  Helmerich  &  Payne,  Inc.,  Nabors  Industries,  Ltd.,  Noble  Corp.,  Oceaneering  International,  Oil  States  International  Inc.,  Precision  Drilling Corporation, Parker Drilling Company, Rowan Companies Inc., Superior Energy Services, Inc., Transocean Ltd., Unit Corp. and Weatherford International Ltd. 26                                          The graph assumes investment of $100 on December 31, 2012 and reinvestment of all dividends. Company/Index Patterson-UTI Energy, Inc. S&P 500 Stock Index S&P MidCap Index Oilfield Service Index New Peer Group Index Old Peer Group Index Fiscal Year Ended December 31, 2012 ($) 100.00      100.00      100.00      100.00      100.00      100.00      2013 ($) 137.15      132.39      133.50      129.58      124.21      118.73      2014 ($) 2015 ($) 91.31      150.51      146.54      99.08      92.02      79.07      85.02      152.59      143.35      75.91      63.43      51.77      2016 ($) 153.04      170.84      173.08      90.32      80.98      57.42      2017 ($) 131.30  208.14  201.20  74.78  68.81  43.52 The  foregoing  graph  is  based  on  historical  data  and  is  not  necessarily  indicative  of  future  performance.    This  graph  shall  not  be  deemed  to  be  “soliciting material” or to be “filed” with the SEC or subject to Regulations 14A or 14C under the Exchange Act or to the liabilities of Section 18 under such Act.   27                                   Item 6. Selected Financial Data. Our selected consolidated financial data as of December 31, 2017, 2016, 2015, 2014 and 2013, and for each of the five years in the period ended December 31, 2017,  should  be  read  in  conjunction  with  “Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and  Results  of  Operations”  and  the  Consolidated Financial Statements and related Notes thereto, included as Items 7 and 8, respectively, of this Report. The table below includes the results of operations of SSE since the merger date of April 20, 2017 and the results of operations of MS Directional since the acquisition date of October 11, 2017. Statement of Operations Data: Operating revenues: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Total Operating costs and expenses: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Depreciation, depletion, amortization and impairment Impairment of goodwill Selling, general and administrative Merger and integration expenses Other operating (income) expense, net Total Operating income (loss) Other expense Income (loss) before income taxes Income tax expense (benefit) Net income (loss) Net income (loss) per common share: Basic Diluted Cash dividends per common share Weighted average number of common shares outstanding: Basic Diluted Balance Sheet Data: Total assets Borrowings under line of credit Other long-term debt Stockholders’ equity Working capital   $   $   $   $   $   $ 2017 1,040,033    $ 1,200,311      45,580      70,760      2,356,684      667,105      966,835      32,172      51,428      783,341      —      105,847      74,451      (31,957)     2,649,222      (292,538)     (35,263)     (327,801)     (333,711)     5,910    $ 2016 Year Ended December 31, 2015 (In thousands, except per share amounts) 2014 543,663    $ 354,070      —      18,133      915,866      1,153,892    $ 712,454      —      24,931      1,891,277      1,838,830    $ 1,293,265      —      50,196      3,182,291      305,804      334,588      —      8,384      668,434      —      69,205      —      (14,323)     1,372,092      (456,226)     (39,970)     (496,196)     (177,562)     (318,634)   $ 608,848      612,021      —      11,500      864,759      124,561      74,913      —      1,647      2,298,249      (406,972)     (35,477)     (442,449)     (147,963)     (294,486)   $ 1,066,659      1,036,310      —      13,102      718,730      —      80,145      —      (15,781)     2,899,165      283,126      (28,843)     254,283      91,619      162,664    $ 0.03    $ 0.03    $ (2.18)   $ (2.18)   $ (2.00)   $ (2.00)   $ 1.12    $ 1.11    $ 0.08    $ 0.16    $ 0.40    $ 0.40    $ 2013 1,679,611  979,166  —  57,257  2,716,034  968,754  744,243  —  12,909  597,469  —  73,852  —  (3,384) 2,393,843  322,191  (25,750) 296,441  108,432  188,009  1.29  1.28  0.20  198,447      199,882      146,178      146,178      145,416      145,416      144,066      145,376      144,356  145,303  5,758,856    $ 268,000      598,783      3,982,493      200,605      3,772,291    $ —    598,437      2,248,724      (17,933)     4,465,048    $ —      787,900      2,561,131      178,887      5,353,837    $ 303,000    667,029      2,905,810      340,816      4,650,423  —  678,873  2,755,997  454,498   28                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations Recent Developments — On  January  19,  2018,  we  completed  an  offering  of  $525  million  aggregate  principal  amount  of  our  3.95%  Senior  Notes  due  2028 initially  guaranteed  on  a  senior  unsecured  basis  by  certain  of  our  subsidiaries.    We  used  $239  million  of  the  net  proceeds  from  the  sale  to  repay  amounts outstanding under our revolving credit facility.  We intend to use the remainder of the net proceeds for general corporate purposes. On October 11, 2017, we acquired all of the issued and outstanding limited liability company interests of MS Directional.  The aggregate consideration paid by us consisted of $69.8 million in cash and approximately 8.8 million shares of our common stock.  Based on the closing price of our common stock on the closing date of the transaction, the total fair value of the consideration transferred to effect the acquisition of MS Directional was approximately $257 million.   MS Directional is a leading directional drilling services company in the United States, with operations in most major producing onshore oil and gas basins.  MS Directional  provides  a  comprehensive  suite  of  directional  drilling  services,  including  directional  drilling,  downhole  performance  motors,  directional  surveying, measurement while drilling, and wireline steering tools.  Operational and financial data in the discussion and analysis below includes the results of operations of the MS Directional business since October 11, 2017. On  December  12,  2016,  we  entered  into  the  merger  agreement  with  SSE.    On  April  20,  2017,  pursuant  to  the  merger  agreement,  a  subsidiary  of  ours  was merged with and into SSE, with SSE continuing as the surviving entity and one of our wholly-owned subsidiaries.  Pursuant to the terms of the merger agreement, we acquired all of the issued and outstanding shares of common stock of SSE, in exchange for approximately 46.3 million shares of our common stock.  Concurrent with the closing of the merger, we repaid all of the outstanding debt of SSE totaling $472 million.  Based on the closing price of our common stock on April 20, 2017, the total fair value of the consideration transferred to effect the acquisition of SSE was approximately $1.5 billion.  On April 20, 2017, following the SSE merger, SSE was merged with and into our newly-formed subsidiary SSE LLC, with SSE LLC continuing as the surviving entity and one of our wholly-owned subsidiaries. Through  the  SSE  merger,  we  acquired  a  fleet  of  91  drilling  rigs,  36  of  which  we  consider  to  be  APEX®  rigs.  Additionally,  through  the  SSE  merger,  we acquired  approximately  500,000  horsepower  of  modern,  efficient  fracturing  equipment  located  in  Oklahoma  and  Texas.    The  oilfield  rentals  business  acquired through the SSE merger has a modern, well-maintained fleet of premium oilfield rental tools, and provides specialized services for land-based oil and natural gas drilling,  completion  and  workover  activities.    Operational  and  financial  data  in  the  discussion  and  analysis  below  includes  the  results  of  operations  of  the  SSE businesses since April 20, 2017. Quarterly average oil prices and our quarterly average number of rigs operating in the United States for 2015, 2016 and 2017 are as follows: 2015: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2016: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2017: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter   $   $   $ 48.54    $ 165    33.18    $ 71    51.77    $ 81    57.85    $ 122    45.41    $ 55    48.24    $ 145    46.42    $ 105    44.85    $ 60    48.16    $ 159    41.96  88  49.15  66  55.37  159 (1) (2) The average oil price represents the average monthly WTI spot price as reported by the United States Energy Information Administration. A rig is considered to be operating if it is earning revenue pursuant to a contract on a given day. The closing price of oil was as high as $107.95 per barrel in June 2014.  Prices began to fall in the third quarter of 2014 and reached a twelve-year low of $26.19 in February 2016.  Oil and natural gas prices have modestly recovered from the lows experienced in the first quarter of 2016.  Oil prices averaged $55.37 per barrel in the fourth quarter of 2017.   Our rig count in the United States declined significantly during the industry downturn that began in late 2014, but has improved since the second quarter of 2016.  Our average rig count in the United States was 159 rigs for both the third and fourth quarter of 2017, with the third quarter of 2017 being the first quarter with a full quarter contribution from the rigs acquired in the SSE merger.  Our rig count in the United States at December 31, 2017 was 163 rigs.  Term contracts have supported our operating rig count during the last three years.  Based on contracts currently in place, we expect an average of 96 rigs operating under term contracts during the first quarter of 2018 and an average of 67 rigs operating under term contracts throughout 2018. 29                                                                                                                                                 Activity levels in our pressure pumping business also improved during 2017, especially in the Permian Basin.  We reactivated two frac spreads during the third quarter,  and  one  additional  frac  spread  during  the  fourth  quarter.    With  the  addition  of  these  three  frac  spreads,  we  exited  2017  with  23  active  frac  spreads  or approximately 1.25 million active fracturing horsepower. Management Overview — We are a Houston, Texas-based oilfield services company that primarily owns and operates in the United States one of the largest fleets  of  land-based  drilling  rigs  and  a  large  fleet  of  pressure  pumping  equipment.    Our  contract  drilling  business  operates  in  the  continental  United  States  and western Canada, and we are pursuing contract drilling opportunities outside of North America.  Our pressure pumping business operates primarily in Texas and the Mid-Continent  and  Appalachian  regions.    We  also  provide  a  comprehensive  suite  of  directional  drilling  services  in  most  major  producing  onshore  oil  and  gas basins  in  the  United  States.    We  have  other  operations  through  which  we  provide  oilfield  rental  tools  in  select  markets  in  the  United  States,  and  we  also manufacture and sell pipe handling components and related technology to drilling contractors in North America and other select markets.  In addition, we own and invest, as a non-operating working interest owner, in oil and natural gas assets that are primarily located in Texas and New Mexico.   We have addressed our customers’ needs for drilling horizontal wells in shale and other unconventional resource plays by expanding our areas of operation and improving the capabilities of our drilling fleet during the last several years.  As of December 31, 2017, our rig fleet included 199 APEX ® rigs.   In connection with the development of horizontal shale and other unconventional resource plays, in the last five years we have added equipment to perform service  intensive  fracturing  jobs.  As of December  31, 2017, we had approximately  1.6 million  horsepower  in our pressure  pumping fleet.   In recent  years,  the industry-wide  addition  of  new  pressure  pumping  equipment  to  the  marketplace  and  lower  oil  and  natural  gas  prices  have  led  to  an  excess  supply  of  pressure pumping equipment in North America. We maintain a backlog of commitments for contract drilling revenues under term contracts, which we define as contracts with a fixed term of six months or more.  Our contract drilling backlog as of December 31, 2017 and 2016 was $544 million and $417 million, respectively.  Approximately 19% of the total contract drilling backlog at December 31, 2017 is reasonably expected to remain after 2018.  We generally calculate our backlog by multiplying the dayrate under our term drilling contracts by the number of days remaining under the contract.  The calculation does not include any revenues related to other fees such as for mobilization, demobilization and customer reimbursables, nor does it include potential reductions in rates for unscheduled standby or during periods in which the rig is moving or incurring maintenance and repair time in excess of what is permitted under the drilling contract.  In addition, our term drilling contracts are generally subject to termination by the customer on short notice and provide for an early termination payment to us in the event that the contract is terminated by the customer.  For contracts that we have received an early termination notice, our backlog calculation includes the early termination rate, instead of the dayrate, for the period we expect  to  receive  the  lower  rate.    See  “Item  1A.  Risk  Factors  –  Our  Current  Backlog  of  Contract  Drilling  Revenue  May  Continue  to  Decline  and  May  Not Ultimately Be Realized, as Fixed-Term Contracts May in Certain Instances Be Terminated Without an Early Termination Payment.”   Our revenues, profitability and cash flows are highly dependent upon prevailing prices for oil and natural gas.  During periods of improved commodity prices, the capital spending budgets of oil and natural gas operators tend to expand, which generally results in increased demand for our services.  Conversely, in periods when these commodity prices deteriorate, the demand for our services generally weakens, and we experience downward pressure on pricing for our services.  We are also highly impacted by operational risks, competition, the availability of excess equipment, labor issues, weather and various other factors that could materially adversely affect our business, financial condition, cash flows and results of operations.  Please see “Risk Factors” in Item 1A of this Report.   For the three years ended December 31, 2017, our operating revenues consisted of the following (dollars in thousands): Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other 2017 1,040,033      1,200,311      45,580      70,760      2,356,684        $   $ 44.1%   $ 50.9%     1.9%     3.1%     100.0%   $ 2016 543,663      354,070      —      18,133      915,866      59.4%   $ 38.7%     —%     1.9%     100.0%   $ 2015 1,153,892      712,454      —      24,931      1,891,277      61.0% 37.7% —% 1.3% 100.0% Generally,  the  revenues  in  our  contract  drilling  segment  are  most  impacted  by  two  primary  factors:  our  average  number  of  rigs  operating  and  our  average revenue per operating day.  During 2017, our average number of rigs operating was 136 in the United States and two in Canada, compared to 63 in the United States and two in Canada in 2016, and 120 in the United States and four in Canada in 2015.  Our average rig revenue per operating day was $20,620 in 2017, compared to $23,040 in 2016 and $25,560 in 2015.   30                   Generally, the revenues in our pressure pumping segment are most impacted by our number of fracturing jobs and the size (including whether or not we provide proppant and other materials ) of those jobs , which is reflected in our average revenue per fracturing job.  We completed 622 fracturing jobs during 2017 compared to 352 fracturing jobs in 2016 and 610 fracturing jobs in 2015.  Our average revenue per fracturing job was $1.894 million in 2017 compared to $982,560 in 2016 and $1.118 million in 2015.   For the three years ended December 31, 2017, our operating income (loss) consisted of the following (dollars in thousands): Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Corporate 2017   $ (171,897)     21,028      (21)     (20,813)     (120,835)       $ (292,538)     2016 58.8%   $ (235,858)     (176,628)     (7.2)%     —%     —      (3,391)     7.1%     41.3%     (40,349)     100.0%   $ (456,226)     51.7%  $ 38.7%    —%    0.7%    8.9%    2015 (78,970)     (254,998)     —      (14,269)     (58,735)     100.0%  $ (406,972)     19.4% 62.7% —% 3.5% 14.4% 100.0% Discussion of our operating income (loss) follows in the “Results of Operations” section of Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations. On December 22, 2017, significant U.S. tax law changes were enacted (“tax reform”).  Tax reform reduces the U.S. federal corporate tax rate from 35% to 21% beginning in 2018, requires companies to pay a one-time transition tax on foreign earnings that were previously tax deferred, creates new taxes on future foreign earnings, places a limitation on the tax deductibility of interest expense, accelerates the expensing of certain business assets, and reduces the amount of executive pay that will be tax deductible, among other changes.  At December 31, 2017, we had not completed our accounting for the tax effects of the tax reform, however, in certain cases, we have made a reasonable estimate of the effects on our existing deferred tax balances and the one-time transition tax.  For the items for which we were able to determine a reasonable estimate, we recognized a provisional amount in accordance with Staff Accounting Bulletin (SAB) 118 of approximately $219 million of tax benefit as a result of tax reform, which is included as a component of income tax expense from continuing operations.  See Note 12 of Notes to Consolidated Financial Statements contained in this Report for additional information related to the impact of tax reform. The  improvement  in  demand  for  our  services  and  the  income  tax  rate  change  resulted  in  consolidated  net  income  of  $5.9  million  for  2017  compared  to  a consolidated net loss of $319 million for 2016 and a consolidated net loss of $294 million for 2015.   Results of Operations Comparison of the years ended December 31, 2017 and 2016 The following tables summarize results of operations by business segment for the years ended December 31, 2017 and 2016: Contract Drilling Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, amortization and impairment Operating loss Operating days Average revenue per operating day Average direct operating costs per operating day Average margin per operating day (1) Average rigs operating Capital expenditures 2017 Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $ 1,040,033    $ 667,105    372,928    5,934    538,891    (171,897)   $ 50,427    20.62    $ 13.23    $ 7.40    $ 138.2    354,425    $ 543,663    305,804    237,859    5,743    467,974    (235,858)   23,596    23.04    12.96    10.08    64.5    72,508    91.3% 118.1% 56.8% 3.3% 15.2% (27.1)% 113.7% (10.5)% 2.1% (26.6)% 114.3% 388.8% (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation, amortization and impairment and selling, general and administrative expenses.  Average margin per operating day is defined as margin divided by operating days.   31                                                                                           The demand for our contract drilling services is impacted by the market price of oil and natural gas.  The average market price of oil and natural gas for each of the fiscal quarters and full year in 2017 and 2016 follows: 2017: Average oil price per Bbl (1) Average natural gas price per Mcf (2) 2016: Average oil price per Bbl (1) Average natural gas price per Mcf (2) 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter Year   $   $   $   $ 51.77    $ 3.01    $ 33.18    $ 2.00    $ 48.24    $ 3.08    $ 45.41    $ 2.14    $ 48.16    $ 2.95    $ 44.85    $ 2.88    $ 55.37    $ 2.90    $ 49.15    $ 3.04    $ 50.88  2.99  43.15  2.51 (1) (2) The average oil price represents the average monthly WTI spot price as reported by the United States Energy Information Administration. The average natural gas price represents the average monthly Henry Hub Spot price as reported by the United States Energy Information Administration. Revenues and direct operating costs increased primarily due to an increase in operating days.  Operating days and average rigs operating increased due to a recovery in the oil and natural gas industry and the rigs acquired in the SSE merger.  Depreciation, amortization and impairment increased due to the additional SSE assets and due to a $29.0 million impairment from the write-down of drilling equipment with no continuing utility as a result of the upgrade of certain rigs to super-spec  capability.  There  was  no  similar  charge  in  2016.  Average  revenue  per  operating  day  decreased  during  2017  due  to  a  reduction  in  early  termination revenue and the expiration of higher day rate, legacy long-term rig contracts.  Early termination revenue in 2017 was $4.9 million, compared to $24.6 million in 2016.  Average direct operating costs per operating day increased as a result of a reduction in the proportion of rigs on standby and an increase in rig reactivation expenses.   Capital  expenditures  increased  due to upgrading  rigs  to super-spec  capability,  building  a new rig, higher  maintenance  capital  expenditures  and other general property and equipment upgrades.   Pressure Pumping Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, amortization and impairment Operating income (loss) Fracturing jobs Other jobs Total jobs Average revenue per fracturing job Average revenue per other job Average revenue per total job Average direct operating costs per total job Average margin per total job (1) Margin as a percentage of revenues (1) Capital expenditures   $   $   $   $   $   $   $   $ 2017 1,200,311  966,835  233,476  14,442  198,006  21,028  622  1,262  1,884  1,894.40  17.43  637.11  513.18  123.93    $ Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) 354,070  334,588  19,482  11,238  184,872  (176,628)     $ 352  799  1,151  982.56  10.28  307.62  290.69  16.93    $   $   $   $   $ 19.5%  171,436    $ 5.5%  39,584  % Change 239.0% 189.0% 1,098.4% 28.5% 7.1% NA  76.7% 57.9% 63.7% 92.8% 69.6% 107.1% 76.5% 632.0% 254.5% 333.1% (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation, amortization and impairment and selling, general and administrative expenses.  Average margin per total job is defined as margin divided by total jobs.  Margin as a percentage of revenues is defined as margin divided by revenues.   32                                                                                                                                                                                                                                     Revenues and direct operating costs in creased in 201 7 primarily due to a n in crease in the number and size of fracturing jobs.   T he total number of jobs in creased  as  a  result  of  the  SSE merger  and a recovery in  the  oil  and  natural  gas  industry.     Average  revenue  per  job  increased  due  to  improved  pricing  and  an increase in the size of the jobs.  Average direct operating costs per total job increased primarily due to the increase in the size of the jo bs.   Selling, general and administrative expenses increased due to the increase in organizational size and activity as a result of the SSE merger .   The increase in capital expenditures was primarily due to higher maintenance capital expenditures as a result of higher activity and investments to reactivate frac spreads. Directional Drilling Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation and amortization Operating loss Capital expenditures 2017   $   $   $ Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) —    —    —    —    —    —    45,580    $ 32,172    13,408    4,082    9,347    (21)   $ 7,795    $ —    % Change NA NA NA NA NA NA NA (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation and amortization and selling, general and administrative expenses.   Our directional drilling segment originated with the October 11, 2017 acquisition of MS Directional, and consequently we have no results for the prior year in this segment. Other Operations Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, depletion and impairment Operating loss Capital expenditures 2017 Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $ 70,760    $ 51,428    19,332    10,743    29,402    (20,813)   $ 31,547    $ 18,133    8,384    9,749    3,026    10,114    (3,391)   6,116    290.2% 513.4% 98.3% 255.0% 190.7% 513.8% 415.8% (1) Margin  is  defined  as  revenues  less  direct  operating  costs  and  excludes  depreciation,  depletion  and  impairment  and  selling,  general  and  administrative expenses.   Revenues, direct operating costs, selling, general and administrative expense and depreciation expense from other operations increased primarily as a result of the  inclusion  of  our  oilfield  rental  business  acquired  in  the  SSE  merger  on  April  20,  2017  and  our  pipe  handling  components  and  related  technology  business acquired in September 2016.  The increase in capital expenditures was primarily due to investments in the oilfield rental business and in oil and natural gas working interests.   Corporate Selling, general and administrative Merger and integration expenses Depreciation Other operating (income) expense, net Net gain on asset disposals Other, including legal settlements, net of insurance reimbursements Other operating income, net Interest income Interest expense Other income Capital expenditures 2017 Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 70,646    $ 74,451    $ 7,695    $ (33,510)   $ 1,553    (31,957)   $ 1,866    $ 37,472    $ 343    $ 1,884    $ 49,198    —    5,474    (14,771)   448    (14,323)   327    40,366    69    1,591    43.6% NA  40.6% 126.9% 246.7% 123.1% 470.6% (7.2)% 397.1% 18.4% 33                                                                                                                                            Selling, general and administration expense increased in 2017 primarily due to the personnel added as a result of the SSE merger .  The merger and integration expenses incurred in 2017 are related to the SSE merger and MS Directional acquisition .   Other operating income includes net gains associated with the disposal of assets.  Accordingly, the re lated gains or losses have been excluded from th e results of specific segments. The 2017 period includes a gain of $11.2 million related to the sale of real estate and $8.4 million from the sale of certain oil and gas properties .  Interest income increased due to our investment of the proceeds from our stock offering in the first quarter of 2017 prior to utilizing those proceeds to repay SSE indebtedness .  Interest expense decreased primarily due to lower debt outstanding during 2017 compared to 2016 . Comparison of the years ended December 31, 2016 and 2015 The following tables summarize results of operations by business segment for the years ended December 31, 2016 and 2015: Contract Drilling Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, amortization and impairment Operating loss Operating days Average revenue per operating day Average direct operating costs per operating day Average margin per operating day (1) Average rigs operating Capital expenditures 2016 Year Ended December 31, 2015 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $   $ 543,663    $ 305,804    237,859    5,743    467,974    (235,858)   $ 23,596    23.04    $ 12.96    $ 10.08    $ 64.5    $ 72,508    $ 1,153,892    608,848    545,044    5,580    618,434    (78,970)   45,142    25.56    13.49    12.07    123.7    527,054    (52.9)% (49.8)% (56.4)% 2.9% (24.3)% 198.7% (47.7)% (9.9)% (3.9)% (16.5)% (47.9)% (86.2)% (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation, amortization and impairment and selling, general and administrative expenses.  Average margin per operating day is defined as margin divided by operating days.   The demand for our contract drilling services is impacted by the market price of oil and natural gas.  The reactivation and construction of new land drilling rigs in the United States in recent years contributed to an excess capacity of land drilling rigs compared to demand.  Customer demand shifted away from mechanically powered drilling rigs to electric powered drilling rigs, reducing the utilization rates of our mechanically powered drilling rigs.  The average market price of oil and natural gas for each of the fiscal quarters and full year in 2016 and 2015 follows: 2016: Average oil price per Bbl (1) Average natural gas price per Mcf (2) 2015 Average oil price per Bbl (1) Average natural gas price per Mcf (2) 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter Year   $   $   $   $ 33.18    $ 2.00    $ 48.54    $ 2.90    $ 45.41    $ 2.14    $ 57.85    $ 2.75    $ 44.85    $ 2.88    $ 46.42    $ 2.76    $ 49.15    $ 3.04    $ 41.96    $ 2.12    $ 43.15  2.51  48.69  2.63 (1) (2) The average oil price represents the average monthly WTI spot price as reported by the United States Energy Information Administration. The average natural gas price represents the average monthly Henry Hub Spot price as reported by the United States Energy Information Administration. The decreases in revenues and direct operating costs primarily result from the decrease in the number of rigs operating.  Average revenue per operating day and average  margin  per  operating  day  were  higher  in  2015  primarily  due  to  higher  average  dayrates  and  early  termination  revenues  of  approximately  $69.4 million.  Early termination revenues were approximately $24.6 million in 2016.  Depreciation, amortization and impairment expense for 2015 included a charge of $131 million related to the write-down of drilling equipment primarily related to mechanical rigs and spare mechanical rig components.  There were no similar charges in 2016.  Capital expenditures were significantly lower as no new rigs were added to the fleet in 2016 and drilling activity was lower, which required less maintenance capital. 34                                                                                                                                                        Pressure Pumping Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, amortization and impairment Impairment of goodwill Operating loss Fracturing jobs Other jobs Total jobs Average revenue per fracturing job Average revenue per other job Average revenue per total job Average direct operating costs per total job Average margin per total job (1) Margin as a percentage of revenues (1) Capital expenditures and acquisitions   $   $   $   $   $   $   $   $ 2016 354,070  334,588  19,482  11,238  184,872  -    $ Year Ended December 31, 2015 (Dollars in thousands) 712,454  612,021  100,433  16,318  214,552  124,561  (254,998)   (176,628)   $ 352  799  1,151  982.56  10.28  307.62  290.69  16.93    $   $   $   $   $ 5.5%  39,584    $ 610  2,080  2,690  1,117.95  14.66  264.85  227.52  37.34  14.1%  197,577  % Change (50.3)% (45.3)% (80.6)% (31.1)% (13.8)% NA  (30.7)% (42.3)% (61.6)% (57.2)% (12.1)% (29.9)% 16.1% 27.8% (54.7)% (61.0)% (80.0)% (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation, amortization and impairment and selling, general and administrative expenses.  Average margin per total job is defined as margin divided by total jobs.  Margin as a percentage of revenues is defined as margin divided by revenues.   Revenues  and  direct  operating  costs  decreased  in  2016  as  a  result  of  declines  in  both  activity  and  pricing.    Average  revenue  per  fracturing  job  and  average revenue per other job decreased due to market-related pricing constraints.  Average revenue per total job and average direct operating costs per total job increased as a result of a shift in the job mix toward fracturing jobs.  The total number of jobs decreased as a result of the downturn in the oil and natural gas industry.  Lower selling, general and administrative expense in 2016 reflects lower personnel costs due to headcount reductions.  Depreciation, amortization and impairment expense for  2015  includes  a  charge  of  $22.0  million  related  to  the  write-down  of  pressure  pumping  equipment  and  closed  facilities.    There  were  no  similar  charges  in 2016.  In addition, all of the goodwill associated with our pressure pumping business was impaired during 2015. Other Operations Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, depletion and impairment Operating loss Capital expenditures 2016 Year Ended December 31, 2015 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $ 18,133    $ 8,384    9,749    3,026    10,114    (3,391)   $ 6,116    $ 24,931    11,500    13,431    1,399    26,301    (14,269)   16,625    (27.3)% (27.1)% (27.4)% 116.3% (61.5)% (76.2)% (63.2)% (1) Margin  is  defined  as  revenues  less  direct  operating  costs  and  excludes  depreciation,  depletion  and  impairment  and  selling,  general  and  administrative expenses.   Revenues from other operations decreased as a result of lower production and lower oil prices which resulted in lower revenues from our oil and natural gas working interests.   Direct  operating  costs include  a reduction  in production  taxes  due to lower revenues.   Selling,  general  and administrative  expense  increased from 2015 as the 2016 results include costs related to our drilling technology service business which was acquired in September 2016.  Depreciation, depletion and impairment expense in 2016 includes approximately $2.8 million of oil and natural gas property impairments as compared to approximately $10.7 million of oil and natural gas property impairments in 2015. 35                                                                                                                                                                                   Corporate Selling, general and administrative Depreciation Other operating (income) expense, net Net gain on asset disposals Legal settlements, net of insurance reimbursements Other operating (income) expense, net Interest income Interest expense Other income Capital expenditures 2016 49,198  5,474  (14,771) 448  (14,323) 327  40,366  69  1,591  Year Ended December 31, 2015 (Dollars in thousands) 51,616   $ 5,472   $  $  $  $  $  $  $ (10,613) 12,260  1,647  964  36,475  34  2,520    $   $   $   $   $   $   $   $ % Change (4.7)% 0.0% 39.2% (96.3)% NA  (66.1)% 10.7% 102.9% (36.9)% Lower selling, general and administrative expense reflects lower personnel costs due to headcount reductions.  Other operating (income) expense, net includes net gains associated with the disposal of assets related to corporate strategy decisions of the executive management group.  Accordingly, the related gains or losses have been excluded from the results of specific segments.  Interest expense increased primarily due to lower capitalized interest, as we reduced our level of capital expenditures in 2016. In addition, we repaid the entire outstanding principal amount of our bank term loans.  As a result, we expensed $1.4 million of previously unamortized debt issuance costs in 2016 related to these bank term loans. Income Taxes Loss before income taxes Income tax benefit Effective tax rate The effective tax rate is a result of a federal rate of 35.0% adjusted as follows: Statutory tax rate State income taxes - net of the federal income tax benefit Permanent differences One-time tax effects of tax reform Share-based payments Acquisition related differences Other differences, net Effective tax rate 2017 Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) 2015   $   $ (327,801)   $ (333,711)   $ 101.8%  (496,196)   $ (177,562)   $ 35.8%  (442,449) (147,963) 33.4% 2017 2016 2015 35.0%   1.9  (1.3) 66.7  3.6  (3.3) (0.8) 101.8%    35.0%   2.0  (0.1) —  —  —  (1.1) 35.8%    35.0% 2.1  (1.3) —  —  —  (2.4) 33.4% The effective tax rate increased by approximately 66.0% to 101.8% for 2017 compared to 2016, primarily due to a 66.7% increase related to the tax reform enacted on December 22, 2017 and a 3.6% increase for excess tax benefits from employee stock compensation deductions.  These increases were partially offset by a 3.3% decrease in the effective tax rate for acquisitions that resulted in the revaluation of deferred tax assets and liabilities at the new state tax rates at which they are expected to reverse.  The lower 2015 effective rate is primarily related to the impact of goodwill impairment charges in 2015 along with an adjustment to our deferred tax liability associated with the 2010 conversion of our Canadian operations to a controlled foreign corporation. 36                                                                                                                                             Tax reform reduces the U . S . federal corporate tax rate from 35% to 21% beginning in 2018, requires companies to pay a one-time transition tax on foreign earnings  that  were  previously  tax  deferred,  creates  new  taxes  on  future  foreign  earnings,  places  a  new limitation  on  the  tax  deduc  tibility  of  interest  expense, accelerates the expensing of certain business assets, and reduces the amount of executive pay that will be tax deductible, among other changes. Based on a reduced US federal corporate tax rate of 21% from tax reform, we remea sured certain deferred tax assets and liabilities at the tax rates at which they are expected to reverse in  the  future.    Due  to  the  limited  time  to  consider  tax  reform  and  its  various  interpretations,  we  are  still  analyzing  and  refining  our  calculations,  w  hich could potentially affect the measurement of these balances or give rise to new deferred tax amounts, however, in certain cases, we have made a reasonable estimate of the effects  on  our  existing  deferred  tax  balances  and  the  one-time  transition  tax.  F  or  the  items  for  which  we  were  able  to  determine  a  reasonable  estimate,  we recognized a provisional amount , in accordance with Staff Accounting Bulletin (SAB) 118 , of approximately $ 219 million of tax benefit , which is included as a component of income tax expense from continuing operations resulting in the above impact to our 2017 effective tax rate .  See Note 1 2 of Notes to Consolidated Financial Statements contained in this Report for additional information related to th e impact of tax reform . Prior  to  tax  reform,  we  had  elected  to  permanently  reinvest  unremitted  earnings  in  Canada  effective  January  1,  2010,  and  we  intended  to  do  so  for  the foreseeable future.  As a result, no deferred U.S. federal or state income taxes had been provided on such unremitted foreign earnings.  With the enactment of tax reform,  there  is  a  new  territorial  tax  system  that  provides  for  a  100%  dividends  received  deduction  on  future  earnings,  if  remitted.  However,  we  will  need  to continue to evaluate our reinvestment intentions on future earnings and any other residual basis differences in order to determine whether we can continue to assert indefinite reinvestment or whether we will be required to provide for additional taxes that would be due on future earnings if remitted, such as foreign withholding taxes or state and local taxes. We will also need to determine whether we will be required to provide for additional taxes on any other outside basis differences in our foreign operations. Due to the limited time to consider these provisions, we are still evaluating how tax reform will affect our existing accounting position to indefinitely  reinvest  unremitted  foreign  earnings.    We  will  continue  to  assert  permanent  reinvestment  with  respect  to  future  unremitted  earnings  and  have  not recorded  any  deferred  federal  or  state  income  taxes  that  would  be  provided  on  future  unremitted  earnings.    We  will  finalize  our  intentions  on  whether  we  will permanently reinvest our foreign unremitted earnings within the measurement period provided under SAB 118. We record deferred federal income taxes based primarily on the temporary differences between the book and tax bases of our assets and liabilities.  Deferred tax assets and liabilities are measured using enacted tax rates expected to apply to taxable income in the year in which those temporary differences are expected to be settled.    As  a  result  of  fully  recognizing  the  benefit  of  our  deferred  income  taxes,  we  incur  deferred  income  tax  expense  as  these  benefits  are  utilized.    We recognized a deferred tax benefit of approximately $330 million in 2017, $152 million in 2016 and $100 million in 2015.   In March 2016, the Financial Accounting Standards Board (FASB) issued Accounting Standards Update No. 2016-09, “Compensation-Stock Compensation” (ASU 2016-09). The new standard was effective for us on January 1, 2017. Among other provisions, the new standard requires that excess tax benefits and tax deficiencies that arise upon vesting or exercise of share-based payments be recognized as income tax benefits and expenses in the income statement. Previously, such amounts were recorded to additional paid-in-capital. This aspect of the new guidance was required to be adopted prospectively.  Our effective income tax rate for  the  year  ended  December  31,  2017  includes  approximately  $12  million  of  excess  tax  benefits  from  share-based  compensation  awards  that  vested  or  were exercised during the period. During 2017, we had significant merger and acquisition activity.  Based on this activity, we evaluated our overall state deferred tax rate, resulting in a slightly increased rate.  We remeasured certain deferred tax assets and liabilities at the tax rates at which they are expected to reverse in the future and recorded additional taxes of approximately $11 million, resulting in the above impact to the 2017 effective tax rate. Liquidity and Capital Resources Our  liquidity  as  of  December  31,  2017  included  approximately  $201  million  in  working  capital,  including  $42.8  million  of  cash  and  cash  equivalents,  and $227 million available under our revolving credit facility.   We believe  our current  liquidity,  together  with cash expected  to be generated  from operations  in 2018, should provide us with sufficient  ability  to fund our current plans to maintain and make improvements to our existing equipment, service our debt and pay cash dividends for at least the next 12 months.  If we pursue opportunities  for  growth  that  require  capital,  we  believe  we  would  be  able  to  satisfy  these  needs  through  a  combination  of  working  capital,  cash  flows  from operating activities, borrowing capacity under our revolving credit facility or additional debt or equity financing.  However, there can be no assurance that such capital will be available on reasonable terms, if at all.   As of December 31, 2017, we had working capital of $201 million, including cash and cash equivalents of $42.8 million, compared to negative working capital of $17.9 million, including cash and cash equivalents of $35.2 million, at December 31, 2016.   37 During 2017, our sources of cash flow included: • • • • $301 million from operating activities, $60.9 million in proceeds from the disposal of property and equipment, $268 million in net borrowings under our revolving credit facility, and $472 million from net proceeds from common stock issuance. During 2017, we used $502 million, net of cash acquired, for the acquisitions of SSE and MS Directional, $16.3 million to pay dividends on our common stock, $6.8 million to acquire shares of our common stock and $567 million: • • • to make capital expenditures for the acquisition, betterment and refurbishment of drilling rigs and pressure pumping equipment, to acquire and procure equipment and facilities to support our drilling, pressure pumping, directional drilling, oilfield rental and manufacturing operations, and to fund investments in oil and natural gas properties on a non-operating working interest basis.   We paid cash dividends during the year ended December 31, 2017 as follows: Paid on March 22, 2017 Paid on June 22, 2017 Paid on September 21, 2017 Paid on December 21, 2017 Total cash dividends Per Share Total (in thousands) 0.02    $ 0.02    0.02    0.02    0.08    $ 3,326  4,269  4,271  4,449  16,315   $   $ On February 7, 2018, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.02 per share to be paid on March 22, 2018 to holders of record as of March 8, 2018.  The amount and timing of all future dividend payments, if any, are subject to the discretion of the Board of Directors and will depend upon business conditions, results of operations, financial condition, terms of our debt agreements and other factors.   On September 6, 2013, our Board of Directors approved a stock buyback program that authorizes purchase of up to $200 million of our common stock in open market or privately negotiated transactions.  All purchases executed to date have been through open market transactions.  Purchases under the program are made at management’s discretion, at prevailing prices, subject to market conditions and other factors. Purchases may be made at any time without prior notice. Shares of stock purchased under the plan are held as treasury shares.  There is no expiration date associated with the buyback program.  As of December 31, 2017, we had remaining authorization to purchase approximately $187 million of our outstanding common stock under the 2013 stock buyback program.   We acquired shares of stock from directors in 2017 and 2016 and from employees during 2017, 2016 and 2015 that are accounted for as treasury stock.  Certain of these shares were acquired to satisfy the exercise price in connection with the exercise of stock options.  The remainder of these shares was acquired to satisfy payroll  withholding  obligations  upon  the  settlement  of  performance  unit  awards  and  the  vesting  of  restricted  stock.    These  shares  were  acquired  at  fair  market value.    These  acquisitions  were  made  pursuant  to  the  terms  of  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2014  Long-Term  Incentive  Plan  and  not  pursuant  to  the  stock buyback program.   Treasury stock acquisitions during the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 were as follows (dollars in thousands): Treasury shares at beginning of period Purchases pursuant to 2013 stock buyback program Acquisitions pursuant to long-term incentive plan Treasury shares at end of period 2017 Shares 43,392,617    $ 5,503      404,491      43,802,611    $ Cost 911,094      109      7,508      918,711      2016 Shares 43,207,240    $ 8,488      176,889      43,392,617    $ Cost 907,045      183      3,866      911,094      2015 Shares 42,818,585    $ 8,618      380,037      43,207,240    $ Cost 899,035  180  7,830  907,045   2012 Credit Agreement — On September 27, 2012, we entered into a Credit Agreement (“Base Credit Agreement”).  The Base Credit Agreement (as amended, the “Credit Agreement”) is a committed senior unsecured credit facility that includes a revolving credit facility. 38                                                                           On July 8, 2016, we entered into Amendment No. 2 to Credit Agreement (“Amendment No. 2”), which amended the Base Credit Agreement to, among other things, make borrowings  under  the  revolving  credit  facility  subject  to  a  borrowing  base  calculated  by  reference  to  our  and  certai  n of our subsidiaries’  eligible equipment,  inventory,  accounts  receivable  and  unencumbered  cash  as  described  in  Amendment  No.  2.    The  revolving  credit  facility  contains  a  letter  of  credit facility that is limited to $50 million and a swing line facility th at is limited to $20 million, in each case outstanding at any time.  The maturity date under the Base Credit Agreement was September 27, 2017 for the revolving credit facility; however, Amendment No. 2 extended the maturity date of $357.9 million in revolv ing credit commitments of certain lenders to March 27, 2019.  On January 17, 2017, we entered into Amendment No. 3 to Credit Agreement, which amended the Credit Agreement by restating the definition of Consolidated EBITDA to provide for the add-back of tra nsaction expenses related to the SSE merger.  On January 24, 2017,  we  entered  into  an  agreement  with  certain  lenders  under  our  revolving  credit  facility  to  increase  the  aggregate  commitments  under  our  revolving  credit facility to approximately $595.8 milli on, subject to the satisfaction of certain conditions.  The aggregate commitment increase became effective on April 20, 2017 upon the consummation of the SSE merger and the repayment and termination of the SSE credit facility.  On April 20, 2017, we entere d into Amendment No. 4 to Credit Agreement which permitted outstanding letters of credit under the SSE credit facility to be deemed to be incurred under our credit facility and increased the amount of the accordion feature of our revolving credit facility to permit aggregate commitments to be increased to an amount not to exceed $700 million (subject to satisfaction of certain conditions and the procurement of additional commitments from new or existing lenders).  On April 20, 2017, we also entered into an additional  commitment  increase  agreement  with  certain  of  our  lenders  pursuant  to  which  total  commitments  available  under  our  revolving  credit  facility  (after giving effect to both commitment increases) increased to $632 million through September 2017 and t o $490 million through March 2019. On October 27, 2017, we entered into an additional commitment increase agreement with certain of our lenders pursuant to which total commitments available under our revolving credit facility increased to $500 million thro ugh March 27, 2019. Loans under the Credit Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or base rate, provided, that swing line loans bear interest by reference only to the base rate.  Until September 27, 2017, the applicable margin on LIBOR rate loans varied from 2.75% to 3.25% and the applicable margin on base rate loans varied from 1.75% to 2.25%, in each case determined based upon our debt to capitalization ratio.  Beginning September 27, 2017, the applicable margin on LIBOR rate loans varies from 3.25% to 3.75% and the applicable margin on base rate loans varies from 2.25% to 2.75%, in each case determined based on our excess availability under the revolving credit facility.  As of December 31, 2017, the applicable margin on LIBOR rate loans was 3.50% and the applicable margin on base rate loans was 2.50%.  A letter of credit fee is payable by us equal to the applicable margin for LIBOR rate loans times the daily amount available to be drawn under outstanding letters of credit.  The commitment fee rate payable to the lenders for the unused portion of the revolving credit facility is 0.50%. Each of our domestic subsidiaries unconditionally guarantees all existing and future indebtedness and liabilities of the other guarantors and ours arising under the Credit Agreement, other than (a) Ambar Lone Star Fluid Services LLC, (b) domestic subsidiaries that directly or indirectly have no material assets other than equity interests in, or capitalization indebtedness owed by, foreign subsidiaries, and (c) any subsidiary having total assets of less than $1 million.  Such guarantees also cover our or any of our subsidiaries arising under any interest rate swap contract with any person while such person is a lender or an affiliate of a lender under the Credit Agreement. The  Credit  Agreement  requires  compliance  with  two  financial  covenants.    We  must  not  permit  our  debt  to  capitalization  ratio  to  exceed  40%.    The  Credit Agreement  generally  defines  the  debt  to  capitalization  ratio  as  the  ratio  of  (a)  total  borrowed  money  indebtedness  to  (b)  the  sum  of  such  indebtedness  plus consolidated net worth, with consolidated net worth determined as of the last day of the most recently ended fiscal quarter.  We also must not permit our interest coverage ratio as of the last day of a fiscal quarter to be less than 3.00 to 1.00.  The Credit Agreement generally defines the interest coverage ratio as the ratio of earnings  before  interest,  taxes,  depreciation  and amortization  (“EBITDA”)  of the  four  prior  fiscal  quarters  to interest  charges  for the same  period.   We  were in compliance with these covenants at December 31, 2017.   The Credit Agreement limits our ability to make investments in foreign subsidiaries or joint ventures such that, if the book value of all such investments since September 27, 2012 is above 20% of our total consolidated book value of the assets on a pro forma basis, we will not be able to make such investment.  The Credit Agreement also restricts our ability to pay dividends and make equity repurchases, subject to certain exceptions, including an exception allowing such restricted payments  if  before  and  immediately  after  giving  effect  to  such  restricted  payment,  the  Pro  Forma  Debt  Service  Coverage  Ratio  (as  defined  in  the  Credit Agreement) is at least 1.50 to 1.00.  In addition, the Credit Agreement requires that, if our consolidated cash balance, subject to certain exclusions, is more than $100 million at the end of the day on which a borrowing is made, we can only use the proceeds from such borrowing to fund acquisitions, capital expenditures and the repurchase of indebtedness, and if such proceeds are not used in such manner within three business days, we must repay such unused proceeds on the fourth business day following such borrowings.   The Credit Agreement also contains customary representations, warranties and affirmative and negative covenants.  We do not expect that the restrictions and covenants will impair, in any material respect, our ability to operate or react to opportunities that might arise. 39 Events  of  default  under  the  Credit  Agreement  include  failure  to  pay  principal  or  interest  when  due,  failure  to  comply  with  the  financial  and  operational covenants, as well as a cross default event, loan document enforceability event, change of control event and bankruptcy and other insolvency events.  If an event of default  occurs  and  is  continuing,  then  a  majority  of  the  lenders  have  the  right,  among  others,  to  (i)  terminate  the  commitments  under  the  Credit  Agreement, (ii)  accelerate  and re quire  us  to  repay  all  the  outstanding  amounts  owed  under  any  loan  document  (provided  that  in  limited  circumstances  with  respect  to  our insolvency and bankruptcy, such acceleration is automatic), and (iii) require us to cash collateralize any outstanding le tters of credit. As  of  December  31,  2017,  we  had  $268  million  outstanding  under  our  revolving  credit  facility  at  a  weighted  average  interest  rate  of  5.71%.    We  had $4.6  million  in  letters  of  credit  outstanding  under  our  revolving  credit  facility  at  December  31,  2017  and,  as  a  result,  had  available  borrowing  capacity  of $227 million  at  that  date.   As  of  February  16,  2018,  we  had  repaid  all  amounts  outstanding  under  our  revolving  credit  facility,  had  approximately  $118,000 of letters of credit outstanding under our revolving credit facility, and had borrowing capacity of $499.9 million. 2015 Reimbursement Agreement — On March 16, 2015, we entered into a Reimbursement Agreement (the “Reimbursement Agreement”) with The Bank of Nova Scotia (“Scotiabank”), pursuant to which we may from time to time request that Scotiabank issue an unspecified amount of letters of credit.  As of December 31, 2017, we had $54.9 million in letters of credit outstanding under the Reimbursement Agreement. Under the terms of the Reimbursement Agreement, we will reimburse Scotiabank on demand for any amounts that Scotiabank has disbursed under any letters of credit.  Fees, charges and other reasonable expenses for the issuance of letters of credit are payable by us at the time of issuance at such rates and amounts as are in accordance with Scotiabank’s prevailing practice.  We are obligated to pay to Scotiabank interest on all amounts not paid on the date of demand or when otherwise due  at  the  LIBOR  rate  plus  2.25%  per  annum,  calculated  daily  and  payable  monthly,  in  arrears,  on  the  basis  of  a  calendar  year  for  the  actual  number  of  days elapsed, with interest on overdue interest at the same rate as on the reimbursement amounts. We  have  also  agreed  that  if  obligations  under  the  Credit  Agreement  are  secured  by  liens  on  any  of  our  subsidiaries’  property,  then  our  reimbursement obligations and (to the extent similar obligations would be secured under the Credit Agreement) other obligations under the Reimbursement Agreement and any letters of credit will be equally and ratably secured by all property subject to such liens securing the Credit Agreement. Pursuant to a Continuing Guaranty dated as of March 16, 2015 (the “Continuing Guaranty”), our payment obligations under the Reimbursement Agreement are jointly and severally guaranteed as to payment and not as to collection by our subsidiaries that from time to time guarantee payment under the Credit Agreement. Series A & B Senior Notes — On October 5, 2010, we completed the issuance and sale of $300 million in aggregate principal amount of our 4.97% Series A Senior Notes due October 5, 2020 (the “Series A Notes”) in a private placement.  The Series A Notes bear interest at a rate of 4.97% per annum.  We pay interest on the Series A Notes on April 5 and October 5 of each year.  The Series A Notes will mature on October 5, 2020.   On June 14, 2012, we completed the issuance and sale of $300 million in aggregate principal amounts of our 4.27% Series B Senior Notes due June 14, 2022 (the “Series B Notes”) in a private placement.  The Series B Notes bear interest at a rate of 4.27% per annum.  We pay interest on the Series B Notes on April 5 and October 5 of each year.  The Series B Notes will mature on June 14, 2022.   The  Series  A  Notes  and  Series  B  Notes  are  senior  unsecured  obligations,  which  rank  equally  in  right  of  payment  with  all  of  our  other  unsubordinated indebtedness.  The Series A Notes and Series B Notes are guaranteed on a senior unsecured basis by each of our domestic subsidiaries other than subsidiaries that are not required to be guarantors under the Credit Agreement. The Series A Notes and Series B Notes are prepayable at our option, in whole or in part, provided that in the case of a partial prepayment, prepayment must be in an amount not less than 5% of the aggregate principal amount of the notes then outstanding, at any time and from time to time at 100% of the principal amount prepaid, plus accrued and unpaid interest to the prepayment date, plus a “make-whole” premium as specified in the note purchase agreements.  We must offer to prepay the notes upon the occurrence of any change of control.  In addition, we must offer to prepay the notes upon the occurrence of certain asset dispositions if the proceeds therefrom are not timely reinvested in productive assets.  If any offer to prepay is accepted, the purchase price of each prepaid note is 100% of the principal amount thereof, plus accrued and unpaid interest thereon to the prepayment date.   40 The respective note purchase agreements require compliance with two financial covenants.  We must not permit our debt to capitalization ratio to exceed 50% at any time.  The note purchase agreements generally define the debt to capitalization ratio as the ratio of (a) total borrowed money indebtedness to (b) the sum of such indebtedness plus consolidated net worth, with consolidated net worth determined as of the last day of the most recently ended fiscal quarter.  We also must not permit our interest coverage ratio as of the last day of a fiscal quarter to be less than 2.50 to 1.00.  The note purchase agreements generally define the interest coverage ratio as the ratio of EBITDA for the four prior fiscal quarters to interest charges for the same period.  We were in compliance with these covenants at December 31, 2017.  We do not expect that the restrictions and covenants will impair, in any material respect, o ur ability to operate or react to opportunities that might arise.   Events of default under the note purchase agreements include failure to pay principal or interest when due, failure to comply with the financial and operational covenants, a cross default event, a judgment in excess of a threshold event, the guaranty agreement ceasing to be enforceable, the occurrence of certain ERISA events, a change of control event and bankruptcy and other insolvency events.  If an event of default under the note purchase agreements occurs and is continuing, then holders of a majority in principal amount of the respective notes have the right to declare all the notes then-outstanding to be immediately due and payable.  In addition,  if  we  default  in  payments  on  any  note,  then  until  such  defaults  are  cured,  the  holder  thereof  may  declare  all  the  notes  held  by  it  pursuant  to  the  note purchase agreement to be immediately due and payable.   2028 Senior Notes — On January 19, 2018, we completed an offering of $525 million aggregate principal amount of our 2028 Notes initially guaranteed on a senior unsecured basis by certain of our subsidiaries.  The net proceeds before offering expenses were approximately $521 million of which we used $239 million to repay amounts outstanding under our revolving credit facility.  We intend to use the remainder of the net proceeds for general corporate purposes. We pay interest on the 2028 Notes on February 1 and August 1 of each year.  The 2028 Notes will mature on February 1, 2028.  The 2028 Notes bear interest at a rate of 3.95% per annum. The 2028 Notes are our senior unsecured obligations, which rank equally with all of our other existing and future senior unsecured debt and will rank senior in right of payment to all of our other future subordinated debt.  The 2028 Notes will be effectively subordinated to any of our future secured debt to the extent of the value of the assets securing such debt.  In addition, the 2028 Notes will be structurally subordinated to the liabilities (including trade payables) of our subsidiaries that  do  not  guarantee  the  2028  Notes.    The  guarantors’  guarantees  of  the  2028  Notes  (the  “Guarantees”)  will  rank  equally  in  right  of  payment  with  all  of  the guarantors’  future  unsecured  senior  debt  and  senior  in  right  of  payment  to  all  of  the  guarantors’  future  subordinated  debt.    The  Guarantees  will  be  effectively subordinated to any of the guarantors’ future secured debt to the extent of the value of the assets securing such debt.  In the future, the Guarantees may be released and terminated under certain circumstances. We, at our option, may redeem the Notes in whole or part, at any time or from time to time at a redemption price equal to 100% of the principal amount of such 2028  Notes  to  be  redeemed,  plus  accrued  and  unpaid  interest,  if  any,  on  those  2028  Notes  to  the  redemption  date,  plus  a  make-whole  premium.    Additionally, commencing on November 1, 2027, we, at our option, may redeem the 2028 Notes in whole or part, at a redemption price equal to 100% of the principal amount of the 2028 Notes to be redeemed, plus accrued and unpaid interest, if any, on those 2028 Notes to the redemption date. The indenture pursuant to which the 2028 Notes were issued includes covenants that, among other things, limit our and our subsidiaries’ ability to incur certain liens, engage in sale and lease-back transactions or consolidate, merge, or transfer all or substantially all of their assets.  These covenants are subject to important qualifications and limitations set forth in the indenture. Upon the  occurrence  of  a change  of control,  as defined  in the  indenture,  each  holder  of  the 2028 Notes may  require  us to purchase  all  or  a  portion of such holder’s 2028 Notes at a price equal to 101% of their principal amount, plus accrued and unpaid interest, if any, to, but excluding, the repurchase date. The indenture also provides for events of default which, if any of them occurs, would permit or require the principal of, premium, if any, and accrued interest, if any, on the 2028 Notes to become or to be declared due and payable. Common Stock Offering —  On  January  27,  2017,  we  completed  an  offering  of  18.2  million  shares  of  our  common  stock  and  raised  net  proceeds  of $472 million.  We used the net proceeds of the offering to repay of SSE’s outstanding indebtedness of approximately $472 million.  41 Commitments and Cont ingencies —  As  of  December  31,  2017,  we  maintained  letters  of  credit  in  the  aggregate  amount  of  $59.5  million  for  the  benefit  of various insurance companies as collateral for retrospective premiums and retained losses which could become payable under the t erms of the underlying insurance contracts.  These letters of credit expire annually at various times during the year and are typically renewed.  As of December 31, 2017, no amounts had been drawn under the letters of credit.   As of December 31, 2017, we had commitments to purchase approximately $172 million of major equipment for our drilling and pressure pumping businesses.   Our  pressure  pumping  business  has  entered  into  agreements  to  purchase  minimum  quantities  of  proppants  and  chemicals  from  certain  vendors.    As  of December  31,  2017,  the  remaining  obligation  under  these  agreements  was  approximately  $140  million,  of  which  materials  with  a  total  purchase  price  of approximately $35.9 million were required to be purchased during 2018.  In the event that the required minimum quantities are not purchased during any contract year, we could be required to make a liquidated damages payment to the respective vendor for any shortfall.   Trading and Investing — We have not engaged in trading activities that include high-risk securities, such as derivatives and non-exchange traded contracts.  We invest cash primarily in highly liquid, short-term investments such as overnight deposits and money market accounts.   Contractual Obligations The following table presents information with respect to our contractual obligations as of December 31, 2017 (in thousands): Revolving credit facility (1) Series A Notes (2) Interest on Series A Notes (3) Series B Notes (4) Interest on Series B Notes (5) Leases (6) Equipment purchases (7) Inventory purchases (8) Total (9) Total 268,000  300,000  44,730  300,000  60,102  48,022  172,123  140,004  1,332,981   $  $   $   $ Payments due by period Less than 1 year 1-3 years 3-5 years More than 5 years —  —  14,910  —  12,810  13,616  172,123  35,933  249,392   $  $ 268,000  300,000  29,820  —  25,620  16,480  —  24,418  664,338   $  $ —  —  —  300,000  21,672  9,009  —  6,626  337,307   $  $ —  —  —  —  —  8,917  —  73,027  81,944 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) Revolving credit facility matures on March 27, 2019. Principal repayment of the Series A Notes is required at maturity on October 5, 2020.   Interest to be paid on the Series A Notes using 4.97% coupon rate.   Principal repayment of the Series B Notes is required at maturity on June 14, 2022. Interest to be paid on the Series B Notes using 4.27% coupon rate.   See Note 11 of Notes to Consolidated Financial Statements.   Represents commitments to purchase major equipment to be delivered in 2018 based on expected delivery dates.   Represents commitments to purchase proppants and chemicals for our pressure pumping business.   Excludes $525 million principal repayment of, and interest to be paid on, the 2028 Notes. Off-Balance Sheet Arrangements We had no off-balance sheet arrangements at December 31, 2017.   42                                                                                                                             Adjusted EBITDA Adjusted earnings before interest, taxes, depreciation and amortization (“Adjusted EBITDA”) is not defined by accounting principles generally accepted in the United  States  of  America  (“U.S.  GAAP”).    We  define  Adjusted  EBITDA  as  net  income  (loss)  plus  net  interest  expense,  income  tax  expense  (benefit)  and depreciation, depletion, amortization and impairment expense (including impairment of goodwill).  We present Adjusted EBITDA because we believe it provides to both management and investors additional information with respect to the performance of our fundamental business activities and a comparison of the results of our operations from period to period and against our peers without regard to our financing methods or capital structure.  We exclude the items listed above from net income  (loss)  in  arriving  at  Adjusted  EBITDA  because  these  amounts  can  vary  substantially  from  company  to  company  within  our  industry  depending  upon accounting methods and book values of assets, capital structures and the method by which the assets were acquired.  Adjusted EBITDA should not be construed as an alternative to the U.S. GAAP measure of net income (loss). Our computations of Adjusted EBITDA may not be the same as other similarly titled measures of other companies. Set forth below is a reconciliation of the non-U.S. GAAP financial measure of Adjusted EBITDA to the U.S. GAAP financial measure of net income (loss). Net income (loss) Income tax benefit Net interest expense Depreciation, depletion, amortization and impairment Impairment of goodwill Adjusted EBITDA Critical Accounting Policies 2017 Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) 2015   $   $ 5,910    $ (333,711)   35,606    783,341    —    491,146    $ (318,634)   $ (177,562)   40,039    668,434    —    212,277    $ (294,486) (147,963) 35,511  864,759  124,561  582,382 In  addition  to  established  accounting  policies,  our  consolidated  financial  statements  are  impacted  by  certain  estimates  and  assumptions  made  by management.    The  following  is  a  discussion  of  our  critical  accounting  policies  pertaining  to  property  and  equipment,  goodwill,  revenue  recognition,  the  use  of estimates and oil and natural gas properties.   Property and equipment — Property and equipment, including betterments which extend the useful life of the asset, are stated at cost.  Maintenance and repairs are charged to expense when incurred.  We provide for the depreciation of our property and equipment using the straight-line method over the estimated useful lives.  Our method of depreciation does not change when equipment becomes idle; we continue to depreciate idled equipment on a straight-line basis.  No provision for salvage value is considered in determining depreciation of our property and equipment.   On a periodic basis, we evaluate our fleet of drilling rigs for marketability based on the condition of inactive rigs, expenditures that would be necessary to bring them to working condition and the expected demand for drilling services by rig type (such as drilling conventional, vertical wells versus drilling longer, horizontal wells using higher specification rigs).  The components comprising rigs that will no longer be marketed are evaluated, and those components with continuing utility to our other marketed rigs are transferred to other rigs or to our yards to be used as spare equipment.  The remaining components of these rigs will be retired.   In 2017, we recorded an impairment charge of $29.0 million for the write-down of drilling equipment with no continuing utility as a result of the upgrade of certain rigs to super-spec capability.   In 2016, we retired 19 mechanical rigs but recorded no impairment charge as we had written down mechanical rigs that were still marketed in 2015.   In 2015, we identified 24 mechanical rigs and nine non-APEX® electric rigs that would no longer be marketed.  Also, we had 15 additional mechanical  rigs  that  continued  to  be  marketed  but  were  not  operating  and  which  we  had  lower  expectations  with  respect  to  utilization  of  these  rigs  due  to  the industry shift to higher specification drilling rigs.  In 2015, we recorded a charge of $131 million related to the retirement of the 33 rigs, the 15 mechanical rigs that remained marketed but were not operating, and the write-down of excess spare rig components to their realizable values.   We  also  periodically  evaluate  our  pressure  pumping  assets,  and  in  2015,  we  recorded  a  charge  of  $22.0  million  for  the  write-down  of  pressure  pumping equipment and certain closed facilities.  There were no similar charges in 2017 or 2016. We  review  our  long-lived  assets,  including  property  and  equipment,  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying values of certain assets may not be recovered over their estimated remaining useful lives (“triggering events”).  In connection with this review, assets are grouped at the lowest level at which identifiable cash flows are largely independent of other asset groupings.  The cyclical nature of our industry has resulted in fluctuations in rig  utilization  over  periods  of  time.    Management  believes  that  the  contract  drilling  industry  will  continue  to  be  cyclical  and  rig  utilization  will  continue  to fluctuate.  We estimate future cash flows over the life of the respective assets or asset groupings in our assessment of impairment.  These estimates of cash flows are based on historical cyclical trends in the industry as well as management’s expectations regarding the continuation of these trends in the future.  Provisions for asset impairment are charged against income when estimated future cash flows, on an undiscounted basis, are less than the asset’s net book value.  Any provision for impairment is measured at fair value.   43                                     Based on current commodity prices, our results of operations for the year ended December 31, 2017 a nd management’s expectations of operating results in future periods, we concluded that no triggering events occurred during the year ended December 31, 2017 with respect to our reporting segments.  Our expectations of future operating results were based on the assumption that activity levels in all segments and our other operations will remain relatively stable or improve in response to relatively stable or increasing oil prices.   We concluded that no triggering events occurred during the year ended December 31, 2016, with respect to our reporting segments, based on our results of operations for the year ended December 31, 2016, our expectations of operating results in future periods and the prevailing commodity prices at the time. During the third quarter of 2015, oil prices declined and averaged $46.42 per barrel, reaching a new low for 2015 of $38.22 per barrel in August 2015.  In light of these lower oil prices in August, we lowered our expectations with respect to future activity levels in both the contract drilling and pressure pumping businesses.    As a result of these revised expectations of the duration of the lower oil and natural gas commodity price environment and the related deterioration of the markets for  contract  drilling  and  pressure  pumping  services  during  the  third  quarter  of  2015,  we  concluded  a  triggering  event  had  occurred  and  deemed  it  necessary  to assess the recoverability of long-lived asset groups for both contract drilling and pressure pumping.  We performed a Step 1 analysis to assess the recoverability of long-lived assets within our contract drilling and pressure pumping segments.  With respect to these assets, future cash flows were estimated over the expected remaining life of the assets, and we determined that, on an undiscounted basis, expected cash flows exceeded the carrying value of the long-lived assets, and no impairment was indicated.  Expected cash flows, on an undiscounted basis, exceeded the carrying values of the long-lived assets within the contract drilling and pressure pumping segments by approximately 120% and 60%, respectively.   Due to the continued deterioration of crude oil prices in the fourth quarter of 2015, we deemed it necessary to once again assess the recoverability of long-lived assets groups for both contract drilling and pressure pumping.  We performed a Step 1 analysis as required by ASC 360-10-35 to assess the recoverability of long- lived  assets  within  our  contract  drilling  and  pressure  pumping  segments.    With  respect  to  these  assets,  future  cash  flows  were  estimated  over  the  expected remaining life of the assets, and we determined that, on an undiscounted basis, expected cash flows exceeded the carrying value of the long-lived assets, and no impairment was indicated.  Expected cash flows, on an undiscounted basis, exceeded the carrying values of the long-lived assets within the contract drilling and pressure pumping segments by approximately 120% and 100%, respectively.   For both of the assessments performed in 2015, the expected cash flows for the contract drilling segment included the backlog of commitments for contract drilling revenues under term contracts, which was approximately $801 million and $710 million at September 30, 2015 and December 31, 2015, respectively.   Rigs not under term contracts would be subject to pricing in the spot market.  Utilization and rates for rigs in the spot market and for the pressure pumping segment were estimated based upon our historical experience in prior downturns.  Also, the expected cash flows for the contract drilling and pressure pumping segments were based on the assumption that activity levels in both segments would begin to recover in the first quarter of 2017 in response to improved oil prices. Goodwill —  Goodwill  is  considered  to  have  an  indefinite  useful  economic  life  and  is  not  amortized.      Goodwill  is  evaluated  at  least  annually  as  of December  31,  or  when  circumstances  require,  to  determine  if  the  fair  value  of  recorded  goodwill  has  decreased  below  its  carrying  value.    For  purposes  of impairment  testing,  goodwill  is  evaluated  at  the  reporting  unit  level.    Our  reporting  units  for  impairment  testing  have  been  determined  to  be  our  operating segments.  We determine whether it is more likely than not that the fair value of a reporting unit is less than its carrying value after considering qualitative, market and other factors, and if this is the case, any necessary goodwill impairment is determined using a quantitative impairment test.  From time to time, we may perform quantitative testing for goodwill impairment in lieu of performing the qualitative assessment.  If the resulting fair value of goodwill is less than the carrying value of goodwill, an impairment loss would be recognized for the amount of the shortfall. In January 2017, the FASB issued an accounting standards update to eliminate Step 2 from the goodwill impairment test.  An entity will now perform its annual or interim goodwill impairment test by comparing the fair value of a reporting unit with its carrying amount.  An entity should recognize an impairment charge for the amount by which the carrying amount exceeds the reporting unit’s fair value, but the loss recognized should not exceed the total amount of goodwill allocated to that reporting unit.  We adopted this update in 2017.  Prior to adoption w e first determined whether it was more likely than not that the fair value of a reporting unit was less than its carrying value after considering qualitative, market and other factors, and if so, the resulting goodwill impairment was determined using a two-step quantitative impairment test.  The first step of the quantitative testing was to compare the fair value of an entity’s reporting units to the respective carrying value of those reporting units.  If the carrying value of a reporting unit exceeded its fair value, the second step of the quantitative testing was performed whereby the fair value of the reporting unit was allocated to its identifiable tangible and intangible assets and liabilities, with any remaining fair value representing the fair value of goodwill.  If this resulting fair value of goodwill was less than the carrying value of goodwill, an impairment loss was recognized in the amount of such shortfall. 44 In connection with our annual goodwill impairment assessment as of December 31, 2017 and 2016, we determined based on an assessment of qualitative factors that  it  was  more  likely  than  not  that  the  fair  values  of  our  reporting  units  were  greater  than  the  respective  carrying  amount.    In  making  this  determination,  we considered the curr ent and expected levels of commodity prices for oil and natural gas, which influence the overall level of business activity in our reporting units, as well as our operating results for 2017 and 2016 and forecasted operating results for the respective succe eding year.  Management also considered our overall market capitalization at December 31, 2017 and 2016. During the third quarter of 2015, oil prices declined and averaged $46.42 per barrel, reaching a new low for 2015 of $38.22 per barrel in August 2015.  In light of  these  lower  oil  prices  in  August,  we  lowered  our  expectations  with  respect  to  future  activity  levels  in  both  the  contract  drilling  and  pressure  pumping businesses.  As a result of our revised expectations of the duration of the lower oil and natural gas commodity price environment and the related deterioration of the markets for our contract drilling and pressure pumping services, we performed a quantitative Step 1 impairment assessment of our goodwill as of September 30, 2015.  In completing the Step 1 assessment, the fair value of each reporting unit was estimated using both the income and market valuation methods. The estimate of the fair value of each reporting unit required the use of significant unobservable inputs, representative of a Level 3 fair value measurement.  The inputs included assumptions related to the future performance of our contract drilling and pressure pumping reporting units, such as future oil and natural gas prices and projected demand for our services, and assumptions related to discount rates, long-term growth rates and control premiums. Based on the results of the Step 1 goodwill impairment test as of September 30, 2015, the fair value of the contract drilling reporting unit exceeded its carrying value by approximately 15%, and we concluded that no impairment was indicated in our contract drilling reporting unit; however, impairment was indicated in our pressure pumping reporting unit.  In the third quarter of 2015, we recognized an impairment charge of $125 million associated with the impairment of all of the goodwill in our pressure pumping reporting unit.   In connection with our annual goodwill impairment assessment as of December 31, 2015, we performed a quantitative Step 1 impairment assessment of the goodwill in our contract drilling reporting unit.  In completing the Step 1 assessment, the fair value of the contract drilling reporting unit was estimated using both the income and market valuation methods.  The estimate of the fair value of the reporting unit required the use of significant unobservable inputs, representative of a Level 3 fair value measurement.  The inputs included assumptions related to the future performance of our contract drilling reporting unit, such as future oil and natural gas prices and projected demand for our services, and assumptions related to discount rates, long-term growth rates and control premiums.  Based on the results of the quantitative Step 1 impairment assessment of our goodwill, as of December 31, 2015, the fair value of our contract drilling reporting unit exceeded its carrying value by approximately 16%, and we concluded that no impairment was indicated in our contract drilling reporting unit. Revenue recognition — Revenues from our contract drilling, pressure pumping, directional drilling, oilfield rental and pipe handling components and related technology activities are recognized as services are performed.  All of the wells we drilled in 2017, 2016 and 2015 were drilled under daywork contracts. Revenues from sales of products are recognized upon customer acceptance.  Revenues are presented net of any sales tax charged to the customer that we are required to remit to local or state governmental taxing authorities. Reimbursements for the purchase of supplies, equipment, personnel services, shipping and other services that are provided at the request of our customers are recorded as revenue when incurred.  The related costs are recorded as operating expense when incurred.   Use of estimates — The preparation of financial statements in conformity with U.S. GAAP requires management to make certain estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets and liabilities and disclosures of contingent assets and liabilities at the date of the financial statements and the reported amounts of revenues and expenses during the reporting period.  Actual results could differ from such estimates.   Key estimates used by management include: • • • • • allowance for doubtful accounts, depreciation, depletion and amortization, fair values of assets acquired and liabilities assumed in acquisitions, goodwill and long-lived asset impairments, and reserves for self-insured levels of insurance coverage.   For additional information on our accounting policies, see Note 1 of Notes to Consolidated Financial Statements included as a part of Item 8 of this Report.   45           Volatility of Oil and Natural Gas Prices and its Impact on Operations and Financial Condition Our revenue, profitability and cash flows are highly dependent upon prevailing prices for oil and natural gas and expectations about future prices.  For many years, oil and natural gas prices and markets have been extremely volatile.  Prices are affected by many factors beyond our control.  Please see “Risk Factors – We are Dependent on the Oil and Natural Gas Industry and Market Prices for Oil and Natural Gas.  Declines in Customers’ Operating and Capital Expenditures and in Oil and Natural Gas Prices May Adversely Affect Our Operating Results” in Item 1A of this Report.  The closing price of oil was as high as $107.95 per barrel in June 2014.  Prices began to fall in the third quarter of 2014 and reached a twelve-year low of $26.19 in February 2016.  Oil and natural gas prices have modestly recovered from the lows experienced in the first quarter of 2016.  Oil prices averaged $55.37 per barrel in the fourth quarter of 2017.  In response to improved prices, U.S. rig counts have increased, and we believe they will continue to increase throughout 2018 if prices for these commodities remain at or above current levels. We expect oil and natural gas prices to continue to be volatile and to affect our financial condition, operations and ability to access sources of capital.  Higher oil and natural gas prices do not necessarily result in increased activity because demand for our services is generally driven by our customers’ expectations of future oil and natural gas prices.  A decline in demand for oil and natural gas, prolonged low oil or natural gas prices or expectations of decreases in oil and natural gas prices, would likely result in reduced capital expenditures by our customers and decreased demand for our services, which could have a material adverse effect on our operating results, financial condition and cash flows.  Even during periods of high prices for oil and natural gas, companies exploring for oil and natural gas may cancel or curtail programs, or reduce their levels of capital expenditures for exploration and production for a variety of reasons, which could reduce demand for our services.   Impact of Inflation Inflation  has  not  had  a  significant  impact  on  our  operations  during  the  three  years  ended  December  31,  2017.    We  believe  that  inflation  will  not  have  a significant near-term impact on our financial position.   Recently Issued Accounting Standards For a discussion of recently issued accounting standards, see Note 1 of Notes to Consolidated Financial Statements included as a part of Item 8 of this Report. Item 7A. Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk We  currently  have  exposure  to  interest  rate  market  risk  associated  with  any  borrowings  that  we  have  under  the  Credit  Agreement  and  the  Reimbursement Agreement. Loans under the Credit Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or base rate, provided, that swing line loans bear interest by reference only to the base rate.  Beginning September 27, 2017, the applicable margin on LIBOR rate loans varies from 3.25% to 3.75% and the applicable margin on  base  rate  loans  varies  from  2.25%  to  2.75%,  in  each  case  determined  based  on  our  excess  availability  under  the  revolving  credit  facility.    As  of December 31, 2017, the applicable margin on LIBOR rate loans was 3.50% and the applicable margin on base rate loans was 2.50%. As of December 31, 2017, we had $268 million outstanding under our revolving credit facility at a weighted average interest rate of 5.71%.  The interest rate on the borrowings outstanding under our revolving credit facility is variable and adjusts at each interest payment date based on our election of LIBOR or the base rate. Under the Reimbursement Agreement, we will reimburse the issuing bank on demand for any amounts that it has disbursed under any letters of credit.  We are obligated  to  pay  to  the  issuing  bank  interest  on  all  amounts  not  paid  by  us  on  the  date  of  demand  or  when  otherwise  due  at  the  LIBOR  rate  plus  2.25%  per annum.  As of December 31, 2017, no amounts had been disbursed under any letters of credit. We conduct a portion of our business in Canadian dollars through our Canadian land-based drilling operations and our Canadian manufacturing subsidiary.  The exchange rate between Canadian dollars and U.S. dollars has fluctuated during the last several years.  If the value of the Canadian dollar against the U.S. dollar weakens,  revenues  and  earnings  of  our  Canadian  operations  will  be  reduced  and  the  value  of  our  Canadian  net  assets  will  decline  when  they  are  translated  to U.S. dollars.  This currency risk is not material to our results of operations or financial condition.   The carrying values of cash and cash equivalents, trade receivables and accounts payable approximate fair value due to the short-term maturity of these items.   46 Item 8. Financial Statements and Supplementary Data. Financial Statements are filed as a part of this Report at the end of Part IV hereof beginning at page F-1, Index to Consolidated Financial Statements, and are incorporated herein by this reference.   Item 9. Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure. None.   Item 9A. Controls and Procedures. Disclosure Controls and Procedures: Under the supervision and with the participation of our management, including our Chief Executive Officer (“CEO”) and Chief Financial Officer (“CFO”), we conducted an evaluation of the effectiveness of our disclosure controls and procedures, as such term is defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) promulgated under the Exchange Act, as of the end of the period covered by this Report.  Based on this evaluation, our CEO and CFO concluded that, as of December 31, 2017, our disclosure controls and procedures were effective to ensure that information required to be disclosed by us in reports that we file or submit under the Exchange Act is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in SEC rules and forms and is accumulated and reported to our management, including our CEO and CFO, as appropriate to allow timely decisions regarding required disclosure.   Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting: Our  management  is  responsible  for  establishing  and  maintaining  adequate  internal  control  over  financial  reporting,  as  defined  in  Exchange  Act  Rule  13a- 15(f).  Under the supervision and with the participation of our management, including our CEO and CFO, we carried out an evaluation of the effectiveness of our internal  control  over  financial  reporting  as  of  December  31,  2017,  based  on  the  Internal Control-Integrated Framework (2013)  issued  by  the  Committee  of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission.  Based on this evaluation, our management has concluded that our internal control over financial reporting was effective as of December 31, 2017.   Our wholly-owned subsidiary, MS Directional, LLC, was excluded from our evaluation of the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2017.  We acquired MS Directional, LLC on October 11, 2017.  This subsidiary was excluded from the scope of our review due to the fact that the acquisition  closed  in  the  fourth  quarter  of  2017,  at  which  time  we  began  integrating  the  acquired  business  into  our  existing  internal  controls  over  financial reporting.  The acquired business represented approximately two percent of our consolidated revenues for the year ended December 31, 2017 and approximately five percent of our consolidated total assets as of December 31, 2017. The effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2017 has been audited by PricewaterhouseCoopers LLP, an independent registered  public  accounting  firm,  as stated  in their  report  which  appears  on page F-2 of this  Report  and  which is  incorporated  by reference  into  Item  8 of this Report.   Changes in Internal Control over Financial Reporting: There have been no changes in our internal control over financial reporting during the most recently completed fiscal quarter that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting.   Item 9B. Other Information. None.   47     Certain information required by Part III is omitted from this Report because we expect to file a definitive proxy statement (the “Proxy Statement”) pursuant to Regulation  14A  of  the  Securities  Exchange  Act  of  1934  no  later  than  120  days  after  the  end  of  the  fiscal  year  covered  by  this  Report  and  certain  information included therein is incorporated herein by reference.   PART III Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance. The information required by this Item is incorporated herein by reference to the Proxy Statement.   We  have  adopted  a  Code  of  Business  Conduct  and  Ethics  for  Senior  Financial  Executives,  which  covers,  among  others,  our  principal  executive  officer  and principal financial and accounting officer.  The text of this code is located on our website under “Governance.” Our Internet address is www.patenergy.com .  We intend to disclose any amendments to or waivers from this code on our website.   Item 11. Executive Compensation. The information required by this Item is incorporated herein by reference to the Proxy Statement.   Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters. The information required by this Item is incorporated herein by reference to the Proxy Statement.   Item 13. Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence. The information required by this Item is incorporated herein by reference to the Proxy Statement.   Item 14. Principal Accounting Fees and Services. The information required by this Item is incorporated herein by reference to the Proxy Statement.   48     PART IV Item 15. Exhibits and Financial Statement Schedule. (a)(1) Financial Statements See Index to Consolidated Financial Statements on page F-1 of this Report.   (a)(2) Financial Statement Schedule Schedule II — Valuation and qualifying accounts is filed herewith on page S-1.   All  other  financial  statement  schedules  have  been  omitted  because  they  are  not  applicable  or  the  information  required  therein  is  included  elsewhere  in  the financial statements or notes thereto.   (a)(3) Exhibits The following exhibits are filed herewith or incorporated by reference herein.  Our Commission file number is 0-22664.     2.1     3.1     3.2     3.3     3.4     4.1     4.2     4.3     4.4     4.5     4.6    10.1 Agreement and Plan of Merger by and among Patterson-UTI Energy, Inc., Pyramid Merger Sub, Inc. and Seventy Seven Energy Inc., dated as of December 12, 2016 (filed December 13, 2016 as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Restated  Certificate  of  Incorporation,  as  amended  (filed  August  9,  2004  as  Exhibit  3.1  to  the  Company’s  Quarterly  Report  on  Form  10-Q  and incorporated herein by reference). Certificate of Amendment to the Restated Certificate of Incorporation, as amended (filed August 9, 2004 as Exhibit 3.2 to the Comp any’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) . Certificate of Elimination with respect to Series A Participating Preferred Stock (filed October 27, 2011 as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) . Seco nd Amended and Restated Bylaws (filed August 6, 2007 as Exhibit 3.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference). Registration Rights Agreement with Bear, Stearns and Co. Inc., dated March 25, 1994, as assigned to REMY Capital Partners III, L.P. (filed March 19, 2002 as Exhib it 4.3 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2001 and incorporated herein by reference) .   Registration Rights Agreement, dated as of October 11, 2017, between Patterson-UTI Energy, Inc. and the sellers party thereto.+ Base Indenture, dated January 19, 2018, among Patterson-UTI Energy, Inc., the several guarantors named therein and Wells Fargo Bank, National Association, as trustee (filed January 19, 2018 as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). First  Supplemental  Indenture,  dated  January  19,  2018,  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  the  several  guarantors  named  therein  and  Wells  Fargo Bank, National Association, as trustee (filed January 19 , 2018 as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).   Form of 3.95% Senior Note due 2028 (inc luded in Exhibit 4.4 above). Registration  Rights  Agreement,  dated  January  19,  2018,  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  the  several  guarantors  named  therein  and  Goldman, Sachs & Co. LLC, Wells Fargo Securities, LLC and Merrill Lynch, Pierce, Fenner & Smith Incorporated (filed January 19, 2018 as Exhibit 4.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan,  including  Form  of  Executive  Officer  Restricted  Stock  Award  Agreement,  Form  of Executive  Of  ficer  Stock  Option  Agreement,  Form  of  Non-Employee  Director  Restricted  Stock  Award  Agreement  and  Form  of  Non-Employee Director Stock Option Agreement (filed June 21, 2005 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein b y reference) .*    10.2 First Amendment to the Patterson-UTI Energy, Inc. 2005 Long-Term Incentive Plan (filed June 6, 2008 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). * 49                                                                                                                       10. 3 Second Amendment to the Patterson-UTI Energy, Inc. 2005 Long-Term Incentive Plan (filed June 6, 2008 as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). *    10.4    10.5    10.6    10.7    10.8    10.9   10.10   10.11   10.12   10.13   10.14   10.15   10.16   10.17   10.18   10.19   10.20   10.21   10.22   10.23   10.24 Third  Amend  ment  to  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan  (filed  April  27,  2010  as  Exhibit  10.1  to  the  Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) .* Fourth  Amendment  to  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan  (filed  April  27,  2010  as  Exhibit  10.2  to  the  Company’s Current Report on Form 8-K an d incorporated herein by reference). * Fifth  Amendment  to  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan  (filed  August  2,  2010  a  s  Exhibit  10.4  to  the  Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) .* Form of Share-Settled Performance Unit Award Agreement under the Patterson-UTI Energy, Inc. 2005 Long-Term Incentive Plan (filed August 2, 2010 as Exhibit 10.5 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarterly period ended June 30, 2010 and incorporated herein by reference) .* Patterson-UTI Energy, Inc. 2014 Long-Term Incentive Plan (filed April 21, 2014 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and i ncorporated herein by reference) .* Patterson-UTI Energy, Inc. Omnibus Incentive Plan (filed April 21, 2017 as Exhibit 4.4 to the Company’s Registration Statement on Form S-8 and incorporated herein by reference)* Patterson-UTI Energy, Inc. 2014 Long-Term Incentive Plan (as amended and restated effective June 29, 2017) (filed June 30, 2017 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* Form  of  Executive  Officer  Share-Settled  Performance  Share  Award  Agreement  (filed  April  21,  2014  as  Exhibit  10.2  to  the  Company’s  Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) .* Form  of  Executive  Officer  Share-Settled  Performance  Share  Award  Agreement  (filed  May  2,  2016  as  Exhibit  10.2  to  the  Company’s  Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) .* Form of Executive Officer Restricted Stock Award Agreement (filed April 21, 2014 as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) .* Form of Executive Officer Restricted Stock Award Agreement (filed May 2, 2016 as Exhibit 10.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) .* Form of Executive Officer Restricted Stock Unit Award Agreement (filed August 4, 2017 as Exhibit 10.5 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorp orated herein by reference).* Form  of  Executive  Officer  Stock  Option  Agreement  (filed  April  21,  2014  as  Exhibit  10.4  to  the  Company’s  Current  Report  on  Form  8-K  and incorporated herein by reference) .* Form of Non-Employee Director Restricted Stock Award Agreement (filed April 21, 2014 as Exhibit 10.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) .* Form of Non-Employee Director Stock Option Agreement (filed April 21, 2014 as Exhibit 10.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) .*   Form of Non-Employee Director Restricted Stock Unit Award Agreement .+* Form of Letter Agreement regarding termination, effective as of January 29, 2004, entered into by Patterson-UTI Energy, Inc. with each of Mark S. Siegel and Kenneth  N.  Berns  (filed  on  February  25,  2005  as  Exhibit  10.23  to  the  Company’s  Annual  Report  on  Form  10-K  for  the  year  ended December 31, 2004 and incorporated herein by reference) .* Employment  Agreement,  effective  as  of  January  1,  2017,  by  and  between  Patterson-UTI  Drilling  Company  LLC  and  James  M.  Holcomb  (filed January 17, 2017 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). * Employment  Agreement,  effective  as  of  August  1,  2016,  by  and  between  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  and  William  Andrew  Hendricks,  Jr.  (filed August 2, 2016 as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference). * Employment Agreement, effective as of August 1, 2016, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and Seth D. Wexler (filed February 13, 2017 as Exhibit 10.20 to the Company’s Annual Report o n Form 10-K for the year ended December 31, 2016 and incorporated herein by reference) .* Employment Agreement, dated as of September 3, 2017, b etween Patterson-UTI Energy, Inc. and C. Andrew Smith (filed September 8, 2017 as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). * 50                                                                                                                                                                                          10.25   10.26   10.27   10.28   10.29   10.30   10.31   10.32   10.33   10.34   10.35   10.36   10.37   10.38 Employment Agreement, dated as of December 31, 2017, between Patterson-UTI Energy, Inc. and John E. Vollmer III (filed December 27, 2017 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* Form of Indemnification Agreement entered into by Patterson-UTI Energy, Inc. with each of Mark S. Siegel, Kenneth N. Berns, Curtis W. Huff, Terry H. Hunt, Charles O. Buckner, John E. Vollmer III, Seth D. Wexler, William Andrew Hendr icks, Jr., Michael W. Conlon, Tiffany J. Thom and C. Andrew Smith (filed April 28, 2004 as Exhibit 10.11 to the Company’s Annual Report on Form 10-K, as amended, for the year ended December 31, 2003 and incorporated herein by reference) .* Patterson-UTI Energy, Inc. Change in Control Agreement, effective as of January 29, 2004, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and Mark S. Siegel  (filed  on  February  4,  2004  as  Exhibit  10.2  to  the  Company’s  Annual  Report  on  Form  10-K  for  the  year  ended  December  31,  2003  and incorporated herein by reference) .* Patterson-UTI Energy, Inc. Change in Control Agreement, effective as of January 29, 2004, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and Kenneth N. Berns (filed on February 4, 2004 as Exhibit 10.5 to the Company’s Annual Report on Form 10-K fo r the year ended December 31, 2003 and incorporated herein by reference) .* First Amendment to Change in Control Agreement Between Patterson-UTI Energy, Inc. and Mark S. Siegel, entered into November 1, 2007 (filed November 5, 2007 as Exhibit 10.8 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) .* First Amendment to Change in Control Agreement Between Patterson-UTI Energy, Inc. and Kenneth N. Berns, entered into November 1, 2007 (filed November 5, 2007 as Exhibit 10.11 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) .* Credit  Agreement  dated  September  27,  2012,  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  as  borrower,  Wells  Fargo  Bank,  N.A.,  as  administrative  agent, letter of credit issuer, swing line lender and lender and each of the other letter of credit issuer and lender parties thereto (filed September 28, 2012 as Exhibit 10.1 to the Company’s Cu rrent Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 1 to Credit Agreement , dated as of January 9, 2015, among Patterson- UTI Energy, Inc., as borrower, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, letter of credit issuer, swing line lender and lender and each of the other letter of credit issuer and lender parties thereto (filed January 12, 2015 as Exhibit 10.1 to the Co mpany’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 2 to Credit Agreement dated as of July 8, 2016, by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuer of letters of credit and swing line lender and certain other lenders party thereto (filed July 12, 2016 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) . Amendment No. 3 to Credit Agreement dated as of January 17, 2017 , by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries party thereto, Wells  Fargo  Bank,  N.A.,  as  administrative  agent,  issuer  of  letters  of  credit  and  swing  line  lender  and  certain  other  lenders  party  thereto  (filed February 13, 2017 as Exhibit 10 .31 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016 and incorporated herein by reference). Commitment Increase Agreement, dated as of January 24, 2017, by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuer of letters of credit and swing line lender and certain other lenders party theret o (filed January 24, 2017 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 4 to Credit Agreement, dated as of April 20, 2017, by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries of Patterson-UTI Energy, Inc. party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuer of letters of credit and swing line lender and the other lenders party thereto (filed April 21, 2017 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Commitment  Increase  Agreement,  dated  as  of  April  20,  2017,  by  and  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  certain  subsidiaries  of  Patterson-UTI Energy, Inc. party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuer of letters of credit an d swing line lender and the other lenders party thereto (filed April 21, 2017 as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Commitment Increase Agreement, dated as of October 27, 2017, by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries of Patterson-UTI Energy, Inc. party thereto, and Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuer of letters of credit and swing line lender (filed November 2, 2017 as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference). 51                                                                                                                   10.39   10.40   10.41   10.42   10.43   10.44   10.45   21.1   23.1   31.1   31.2   32.1 101 Note Purchase Agreement dated October 5, 2010 by and among Patterson-UTI Energy, Inc. and the purchasers named therein (filed October 6, 2010 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 1 to Note Purchase Agreement, dated as of October 22, 2015, by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries of Patterson-UTI  Energy,  Inc.  party  thereto,  and  the  purchasers  named  therein  (relates  to  Note  Purchase  Agreement  dated  October  5,  2010)  (filed October 28, 2015 as Exhibit 10.1 to the Company’s Quar terly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference) . Note Purchase Agreement dated June 14, 2012 by and among Patterson-UTI Energy, Inc. and the purchasers named therein (filed June 18, 2012 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 1 to Note Purchase Agreement, dated as of October 22, 2015, by and among Patterson-UTI Energy, Inc., certain subsidiaries of Patterson-UTI Energy, Inc. party thereto, and the purchasers named ther ein (relates to Note Purchase Agreement dated June 14, 2012) (filed October 28, 2015 as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference). Reimbursement Agreement, dated as of March 16, 2015, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and The Bank of Nova Scotia (filed March 16, 2015 as Exhibit 10.1 to t he Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference) . Continuing Guaranty, dated as of March 16, 2015, by Patterson Petro leum LLC, Patterson-UTI Drilling Company LLC, Patterson-UTI Management Services, LLC, Universal Well Services, Inc. and Universal Pressure Pumping, Inc. (filed March 16, 2015 as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated here in by reference). Securities  Purchase  Agreement,  dated  as  of  September  4, 2017, between  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  certain  holders  of  limited liability company interests of Multi-Shot, LLC, and MS Incentive Plan Holdco, LLC (filed September 8, 2017 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).    Subsidiaries of the Registrant.+    Consent of Independent Registered Public Accounting Firm.+    Certification of Chief Executive Officer pursuant to Rule 13a-14(a)/15d-14(a) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended. +    Certification of Chief Financial Officer pursuant to Rule 13a-14(a)/15d-14(a) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended. + Certification of Chief Executive Officer and Chief Financial Officer pursuant to 18 USC Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. + The following materials from Patterson-UTI Energy, Inc.’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2017, formatted in XBRL (Extensible  Business  Reporting  Language):  (i)  the  Consolidated  Balance  Sheets,  (ii)  the  Consolidated  Statements  of  Operations,  (iii)  the Consolidated  Statements  of  Comprehensive  Income,  (iv)  the  Consolidated  Statements  of  Changes  in  Stockholders’  Equity,  (v)  the  Consolidated Statements of Cash Flows, and (vi) Notes to Consolidated Financial Statements.+ * + Management Contract or Compensatory Plan identified as required by Item 15(a)(3) of Form 10-K.   Filed herewith.   Item 16. Form 10-K Summary None. 52                                                                                                                INDEX TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS Report of Independent Registered Public Accounting Firm Consolidated Financial Statements: Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2017 and 2016 Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December 31, 2017, 2016 and 201 5 Consolidated Statements of Changes In Stockholders’ Equity for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Consolidated Statemen ts of Cash Flows for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 Notes to Consolidated Financial Statements    Page F-2 F-4 F-5 F-6 F-7 F-8 F-9 F-1                                          R eport of Independent Registered Public Accounting Firm To the Board of Directors and Stockholders of Patterson-UTI Energy, Inc.: Opinions on the Financial Statements and Internal Control over Financial Reporting We have audited the accompanying consolidated balance  sheets  of  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  and  its  subsidiaries  as  of  December  31,  2017  and 2016, and the related consolidated statements of operations, comprehensive income (loss), changes in shareholders’ equity and cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2017, including the related notes and financial statement schedule listed in the index appearing under Item 15(a)(2) (collectively referred to as the  “Consolidated  Financial  Statements”).  We  also  have  audited  the  Company's  internal  control  over  financial  reporting  as  of  December  31,  2017  based  on criteria  established  in  Internal Control - Integrated Framework (2013)  issued  by  the  Committee  of  Sponsoring  Organizations  of  the  Treadway  Commission (COSO).   In our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the financial position of the Company as of December 31, 2017 and 2016 , and the results of their operations and their cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2017 in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America.   Also in our opinion, the Company maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of December 31, 2017 , based on criteria established in Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the COSO. Change in Accounting Principle As discussed in Note 1 to the consolidated financial statements, the Company changed the manner in which it presents deferred tax assets and liabilities in 2017. Basis for Opinions The Company's management is responsible for these consolidated financial statements, for maintaining effective internal control over financial reporting, and for its assessment  of  the  effectiveness  of  internal  control  over  financial  reporting  ,  included  in  Management’s  Report  on  Internal  Control  over  Financial  Reporting appearing under Item 9A .  Our responsibility is to express opinions on the Company’s consolidated financial statements and on the Company's internal control over financial reporting based on our audits.  We are a public accounting firm registered with the Public Company Accounting Oversight Board (United States) ("PCAOB")  and  are  required  to  be  independent  with  respect  to  the  Company  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  i  n  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.    Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audits  to  obtain  reasonable assurance  about  whether  the  consolidated financial  statements  are  free  of  material  misstatement,  whether  due  to  error  or  fraud,  and  whether  effective  internal control over financial reporting was maintained in all material respects.   Our  audits  of  the  consolidated  financial  statements  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.  Our audit of internal control over financial reporting  included  obtaining  an  understanding  of  internal  control  over  financial  reporting,  assessing  the  risk  that  a  material  weakness  exists,  and  testing  and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk.  Our audits also included performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinions. As  described  in  Management’s  Report  on  Internal  Control  over  Financial  Reporting,  management  has  excluded  MS  Directional,  LLC  from  its  assessment  of internal control over financial reporting as of December 31, 2017 because it was acquired by the Company in a purchase business combination during 2017.  MS Directional, LLC is a wholly-owned subsidiary whose total assets and total revenues excluded from management’s assessment and our audit of internal control over financial reporting represent 5% and 2%, respectively of the related consolidated financial statement amounts as of and for the year ended December 31, 2017. F-2                         Definition an d Limitations of Internal Control over Financial Reporting A company’s internal control over financial reporting is a process designed 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.  A company’s internal control over financial reporting includes those policies and procedures that (i) pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and  dispositions  of  the  assets  of  the  company;  (ii)  provide  reasonable  assurance  that  transactions  are  recorded  as  necessary  to  permit  preparation  of  financial statements in accordance with generally accepted accounting principles, and that receipts and expenditures of the company are being made only in accordance with authorizations  of  management  and  directors  of  the  company;  and  (iii)  provide  reasonable  assurance  regarding  prevention  or  timely  detection  of  unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the 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 or procedures may deteriorate. /s/ PricewaterhouseCoopers LLP Houston, Texas February 20, 2018 We have served as the Company’s auditor since 1993. F-3             PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED BALANCE SHEETS Current assets: ASSETS Cash and cash equivalents Accounts receivable, net of allowance for doubtful accounts of $2,323 and $3,191 at    December 31, 2017 and 2016, respectively Federal and state income taxes receivable Inventory Other Total current assets Property and equipment, net Goodwill and intangible assets Deposits on equipment purchases Deferred tax assets, net Other Total assets LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY Current liabilities: Accounts payable Accrued expenses Total current liabilities Borrowings under revolving credit facility Long-term debt, net of debt issuance cost of $1,217 and $1,563 at    December 31, 2017 and 2016, respectively Deferred tax liabilities, net Other Total liabilities Commitments and contingencies (see Note 8) Stockholders’ equity: Preferred stock, par value $.01; authorized 1,000,000 shares, no shares issued Common stock, par value $.01; authorized 300,000,000 shares with 266,259,083 and    191,525,872 issued and 222,456,472 and 148,133,255 outstanding at    December 31, 2017 and 2016, respectively Additional paid-in capital Retained earnings Accumulated other comprehensive income (loss) Treasury stock, at cost, 43,802,611 shares and 43,392,617 shares at    December 31, 2017 and 2016, respectively Total stockholders’ equity Total liabilities and stockholders’ equity December 31, 2017 2016 (In thousands, except share data)   $ 42,828    $ 35,152  580,354    1,152    69,167    53,354    746,855    4,254,730    687,072    16,351    3,875    49,973    5,758,856    $ 319,621    $ 226,629    546,250    268,000    598,783    350,836    12,494    1,776,363    148,091  2,126  20,191  41,322  246,882  3,408,963  88,966  16,050  4,124  7,306  3,772,291  125,667  139,148  264,815  —  598,437  650,661  9,654  1,523,567  —    —  2,662    2,785,823    2,105,897    6,822    (918,711)   3,982,493    5,758,856    $ 1,915  1,042,696  2,116,341  (1,134) (911,094) 2,248,724  3,772,291   $   $   $ The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-4                                                                                                                                                                                                                           PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS Operating revenues: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Total operating revenues Operating costs and expenses: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Depreciation, depletion, amortization and impairment Impairment of goodwill Selling, general and administrative Merger and integration expenses Other operating (income) expense, net Total operating costs and expenses Operating loss Other income (expense): Interest income Interest expense, net of amount capitalized Other Total other expense Loss before income taxes Income tax benefit Net income (loss) Net income (loss) per common share: Basic Diluted Weighted average number of common shares outstanding: Basic Diluted 2017 Year Ended December 31, 2016 (In thousands, except per share data) 2015   $ 1,040,033    $ 1,200,311    45,580    70,760    2,356,684    543,663    $ 354,070    —    18,133    915,866    667,105    966,835    32,172    51,428    783,341    —    105,847    74,451    (31,957)   2,649,222    (292,538)   1,866    (37,472)   343    (35,263)   305,804    334,588    —    8,384    668,434    —    69,205    —    (14,323)   1,372,092    (456,226)   327    (40,366)   69    (39,970)   1,153,892  712,454  —  24,931  1,891,277  608,848  612,021  —  11,500  864,759  124,561  74,913  —  1,647  2,298,249  (406,972) 964  (36,475) 34  (35,477)   $   $   $ (327,801)   (496,196)   (442,449) (333,711)   (177,562)   (147,963) 5,910    $ (318,634)   $ (294,486) 0.03    $ 0.03    $ (2.18)   $ (2.18)   $ (2.00) (2.00) 198,447    199,882    146,178    146,178    145,416  145,416  Cash dividends per common share   $ 0.08    $ 0.16    $ 0.40 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME (LOSS) Net income (loss) Other comprehensive income (loss), net of taxes of $0 for 2017, $0    for 2016 and $0 for 2015: Foreign currency translation adjustment Total comprehensive income (loss) 2017 Year Ended December 31, 2016 (In thousands) 2015   $ 5,910    $ (318,634)   $ (294,486)   $ 7,956    13,866    $ 2,959    (315,675)   $ (10,556) (305,042) The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-6                                            PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN STOCKHOLDERS’ EQUITY Common Stock Number of Shares Amount   Additional Paid-in   Capital   Retained   Earnings   Accumulated Other   Comprehensive   Income (Loss) Treasury Stock Total Balance, December 31, 2014 Net loss Foreign currency translation adjustment Issuance of restricted stock Vesting of restricted stock units Forfeitures of restricted stock Stock-based compensation Tax expense related to stock-    based compensation Payment of cash dividends Purchase of treasury stock Balance, December 31, 2015 Net loss Foreign currency translation adjustment Shares issued for acquisition Issuance of restricted stock Vesting of restricted stock units Forfeitures of restricted stock Exercise of stock options Stock-based compensation Tax expense related to stock-    based compensation Payment of cash dividends Purchase of treasury stock Balance, December 31, 2016 Net income Foreign currency translation adjustment Equity offering Shares issued for acquisitions Issuance of restricted stock Vesting of restricted stock units Forfeitures of restricted stock Exercise of stock options Stock-based compensation Payment of cash dividends Dividend equivalents Purchase of treasury stock Balance, December 31, 2017 189,263    $ —      —      1,180      14      (82)     —      —      —      —      190,375      —      —      354      785      15      (43)     40      —      —      —      —      191,526      —      —      18,170      55,097      891      549      (24)     50      —      —      —      —      266,259    $ (In thousands) 1,893    $ 984,674    $ 2,811,815    $ (294,486)     —      —      —      —      (12)     —      —      —      1      —      28,510      —      —      12  —      (1)     —      —      —      —      —      (58,775)     —      1,904      1,011,811      2,458,554      (1,362)     —      —      6,463    $ (899,035)   $ 2,905,810  (294,486) (10,556) —  —  —  28,510  —      (10,556)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (4,093)     —      —      (8,010)     (1,362) (58,775) (8,010) (907,045)     2,561,131  —      —      3      8  —      —      —      —      —      —      6,730      (8)     —      —      707      28,324      (318,634)     —      —      —      —      —      —      —      —      2,959      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (318,634) 2,959  6,733  —  —  —  707  28,324  —      —      —      —      (23,579)     —      1,915      1,042,696      2,116,341      (4,868)     —      —      5,910      —      —      —      —      —      —      182      471,388      —      551      1,226,339      —      (9)     —      (5)     —      —      —      931      —      44,483      (16,315)     —      (39)     —      —      —      2,662    $ 2,785,823    $ 2,105,897    $ 9  5      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (1,134)     —      —      (4,049)     (4,868) (23,579) (4,049) (911,094)     2,248,724  —      7,956      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      5,910  —      7,956  —      —      471,570  —      1,226,890  —  —      —  —      —  —      931  —      44,483  —      (16,315) —      (39) —      (7,617) (7,617)     6,822    $ (918,711)   $ 3,982,493 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-7                                                                                                                                                                                                                                                                                    PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Cash flows from operating activities: Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by    operating activities: Depreciation, depletion, amortization and impairment Impairment of goodwill Dry holes and abandonments Deferred income tax benefit Stock-based compensation expense Net gain on asset disposals Tax expense related to stock-based compensation Amortization of debt issuance costs Changes in operating assets and liabilities: Accounts receivable Income taxes receivable/payable Inventory and other assets Accounts payable Accrued expenses Other liabilities Net cash provided by operating activities Cash flows from investing activities: Acquisitions, net of cash acquired Purchases of property and equipment Proceeds from disposal of assets Other investments Net cash used in investing activities Cash flows from financing activities: Proceeds from equity offering Purchases of treasury stock Dividends paid Proceeds from long-term debt Repayment of long-term debt Proceeds from borrowings under revolving credit facility Repayment of borrowings under revolving credit facility Debt issuance costs Proceeds from exercise of stock options Net cash provided by (used in) financing activities Effect of foreign exchange rate changes on cash Net increase (decrease) in cash and cash equivalents Cash and cash equivalents at beginning of year Cash and cash equivalents at end of year Supplemental disclosure of cash flow information: Net cash (paid) received during the year for: Interest, net of capitalized interest of $1,175 in 2017, $398 in 2016    and $6,332 in 2015 Income taxes Non-cash investing and financing activities: Net increase (decrease) in payables for purchases of property    and equipment Issuance of common stock for business acquisition Net decrease (increase) in deposits on equipment purchases 2017 Year Ended December 31, 2016 (In thousands) 2015   $ 5,910    $ (318,634)   $ (294,486) 783,341    —    1,929    (330,346)   44,483    (33,510)   —    346    (239,482)   990    (23,449)   104,072    (14,190)   617    300,711    (501,954)   (567,087)   60,945    (2,520)   (1,010,616)   471,570    (6,809)   (16,315)   —    —    599,000    (331,000)   —    123    716,569    1,012    7,676    35,152    42,828    $ 668,434    —    58    (152,160)   28,324    (14,771)   (4,868)   2,270    72,327    30,379    5,664    12,024    (24,573)   560    305,034    155    (119,799)   21,889    —    (97,755)   —    (3,610)   (23,579)   —    (255,000)   200,500    (200,500)   (3,357)   268    (285,278)   (195)   (78,194)   113,346    35,152    $ 864,759  124,561  1,224  (99,873) 28,510  (10,613) (1,362) 1,245  440,884  49,895  38,993  (131,649) (10,303) (2,348) 999,437  —  (743,776) 20,814  —  (722,962) —  (8,010) (58,775) 200,000  (27,500) 54,000  (357,000) (1,979) —  (199,264) (6,877) 70,334  43,012  113,346  (34,953)   $ 3,947    (36,551)   $ 52,716    (33,452) 97,333    $   $   $ 17,228    $ 1,226,890    (301)   28,926    $ 6,733    6,317    (167,308) —  90,012 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 1. Description of Business and Summary of Significant Accounting Policies A description of the business and basis of presentation follows: Description of business —  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  through  its  wholly-owned  subsidiaries  (collectively  referred  to  herein  as  “Patterson-UTI”  or  the “Company”),  provides  onshore  contract  drilling  services  to  oil  and  natural  gas  operators  in  the  continental  United  States  and  western  Canada.    The  Company provides pressure pumping services to oil and natural gas operators primarily in Texas and the Mid-Continent and Appalachian regions.  The Company provides directional drilling services in most major producing onshore oil and gas basins in the United States.  The Company also provides oilfield rental equipment in many of the major producing onshore oil and gas basins in the United States and manufactures and sells pipe handling components and related technology to drilling contractors in North America and other select markets.  In addition, the Company owns and invests, as a non-operating working interest owner, in oil and natural gas assets that are primarily located in Texas and New Mexico.   Basis of presentation —  The  consolidated  financial  statements  include  the  accounts  of  Patterson-UTI  and  its  wholly-owned  subsidiaries.    All  significant intercompany accounts and transactions have been eliminated.  Except for wholly-owned subsidiaries, the Company has no controlling financial interests in any other entity which would require consolidation.   The  U.S.  dollar  is  the  functional  currency  for  all  of  the  Company’s  operations  except  for  its  Canadian  subsidiaries,  which  use  the  Canadian  dollar  as  their functional  currency.    The  effects  of  exchange  rate  changes  are  reflected  in  accumulated  other  comprehensive  income,  which  is  a  separate  component  of stockholders’ equity.   In 2017, the Company adopted new guidance for the presentation of deferred tax liabilities and assets and such guidance was applied retrospectively, resulting in  the  reclassification  of  $36.4  million  from  current  deferred  tax  assets  as  of  December  31,  2016.    Of  this  amount,  $4.1  million  was  reclassified  to  long-term deferred tax assets and $32.3 million was reclassified to long-term deferred tax liabilities.  During 2016, the Company determined that certain income and expense items should be classified as “other operating (income) expense, net” in the consolidated statements of operations.  This caption now includes gains and losses on asset  disposals  and  expenses  related  to  certain  legal  settlements.    Gains  and  losses  on  asset  disposals  were  previously  presented  as  a  separate  line  in  the consolidated statements of operations.  Expenses related to certain legal settlements were previously included in operating costs of the respective operating segment or  within  selling,  general  and  administrative  expense.    For  comparative  purposes,  all  such  prior  period  amounts  were  reclassified  to  conform  to  the  current presentation, including the Company’s previously disclosed $12.3 million legal settlement that was previously included within selling, general and administrative expense for the year ended December 31, 2015.  In addition, the Company changed its reporting segment presentation in 2016, as the Company no longer considers its oil and natural gas exploration and production activities to be significant to an understanding of the Company’s results.  The Company now presents the oil and natural gas exploration and production activities, oilfield rental business, pipe handling components and related technology business and Middle East/North Africa activities as “Other” and “Corporate” reflects only corporate activities.  This change in segment presentation was applied retrospectively to all periods presented herein (See Note 14). On December 12, 2016, the Company entered into an Agreement and Plan of Merger (the “merger agreement”) with Seventy Seven Energy Inc. (“SSE”), and the merger closed on April 20, 2017 (the “merger date”).  The Company’s results include the results of operations of SSE since the merger date (See Note 2).  On October  11,  2017,  the  Company  acquired  all  of  the  issued  and  outstanding  limited  liability  company  interests  of  MS  Directional,  LLC  (f/k/a  Multi-Shot,  LLC) (“MS  Directional”).    The  Company’s  results  include  the  results  of  operations  of  MS  Directional  since  October  11,  2017  (See  Note  2).    The  acquisition  of  MS Directional created a new directional drilling reporting segment for the Company (See Note 14). A summary of the significant accounting policies follows: Management estimates — The preparation of financial statements in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America (“U.S.  GAAP”)  requires  management  to  make  estimates  and  assumptions  that  affect  the  reported  amounts  of  assets  and  liabilities  and  disclosure  of  contingent assets and liabilities at the date of the financial statements and the reported amounts of revenues and expenses during the reporting period.  Actual results could differ from such estimates.   Revenue recognition — Revenues from our contract drilling, pressure pumping, directional drilling, oilfield rental and pipe handling components and related technology  activities  are  recognized  as  services  are  performed.    All  of  the  wells  the  Company  drilled  in  2017,  2016  and  2015  were  drilled  under  daywork contracts.  Revenue from sales of products are recognized upon customer acceptance.  Revenue is presented net of any sales tax charged to the customer that the Company is required to remit to local or state governmental taxing authorities. Reimbursements  for  the  purchase  of  supplies,  equipment,  personnel  services,  shipping  and  other  services  that  are  provided  at  the  request  of  the  Company’s customers are recorded as revenue when incurred.  The related costs are recorded as operating expenses when incurred. F-9     Accounts receivable —  Trade  accounts  receivable  are  recorded  at  the  invoiced  amount.    The  allowance  for  doubtful  accounts  represents  the  Company’s estimate of the amount of probable credit losses existing in the Company’s accoun ts receivable.  The Company reviews the adequacy of its allowance for doubtful accounts  at  least  quarterly.    Significant  individual  accounts  receivable  balances  and  balances  which  have  been  outstanding  greater  than  90  days  are  reviewed individually for col lectability.  Account balances, when determined to be uncollectable, are charged against the allowance.   Inventories — Inventories consist primarily of sand and other products to be used in conjunction with the Company’s pressure pumping activities and materials used in its directional drilling and drilling technology business.  Such inventories are stated at the lower of cost or market, with cost determined using the average cost method.   Other current assets — Other current assets includes reimbursement from the Company’s workers compensation insurance carrier for claims in excess of the Company’s deductible in the amount of $30.0 million and $21.1 million at December 31, 2017 and 2016, respectively. Property and equipment — Property and equipment is carried at cost less accumulated depreciation.  Depreciation is provided on the straight-line method over the estimated useful lives.  The method of depreciation does not change whenever equipment becomes idle.  The estimated useful lives, in years, are shown below: Equipment Buildings Other Useful Lives 1.25-15 15-20 3-12 Long-lived assets, including property and equipment, are evaluated for impairment when certain triggering events or changes in circumstances indicate that the carrying values may not be recoverable over their estimated remaining useful life.   Maintenance and repairs —  Maintenance  and  repairs  are  charged  to  expense  when  incurred.    Renewals  and  betterments  which  extend  the  life  or  improve existing property and equipment are capitalized.   Disposals — Upon disposition of property and equipment, the cost and related accumulated depreciation are removed and any resulting gain or loss is reflected in the consolidated statement of operations. Oil and natural gas properties —  Working  interests  in  oil  and  natural  gas  properties  are  accounted  for  using  the  successful  efforts  method  of accounting.  Under the successful efforts method of accounting, exploration costs which result in the discovery of oil and natural gas reserves and all development costs are capitalized to the appropriate well.  Exploration costs which do not result in discovering oil and natural gas reserves are charged to expense when such determination is made.  Costs of exploratory wells are initially capitalized to wells-in-progress until the outcome of the drilling is known.  The Company reviews wells-in-progress quarterly to determine whether sufficient progress is being made in assessing the reserves and economic viability of the respective projects.  If no progress has been made in assessing the reserves and economic viability of a project after one year following the completion of drilling, the Company considers the well costs to be impaired and recognizes the costs as expense.  Geological and geophysical costs, including seismic costs, and costs to carry and retain undeveloped properties are charged to expense when incurred.  The capitalized costs of both developmental and successful exploratory type wells, consisting of lease and well equipment and intangible development costs, are depreciated, depleted and amortized using the units-of-production method, based on engineering estimates of total proved developed oil and natural gas reserves for each respective field.  Oil and natural gas leasehold acquisition costs are depreciated, depleted and amortized using the units-of-production method, based on engineering estimates of total proved oil and natural gas reserves for each respective field.   The  Company  reviews  its  proved  oil  and  natural  gas  properties  for  impairment  whenever  a  triggering  event  occurs,  such  as  downward  revisions  in  reserve estimates  or decreases  in expected  future  oil and natural  gas prices.  Proved properties  are grouped by field and undiscounted cash flow estimates  are prepared based on management’s expectation of future pricing over the lives of the respective fields.  These cash flow estimates are reviewed by an independent petroleum engineer.  If the net book value of a field exceeds its undiscounted cash flow estimate, impairment expense is measured and recognized as the difference between net book value and fair value.  The fair value estimates  used in measuring impairment  are based on internally developed unobservable inputs including reserve volumes and future production, pricing and operating costs (Level 3 inputs in the fair value hierarchy of fair value accounting).  The Company reviews unproved oil and natural gas properties quarterly to assess potential impairment.  The Company’s impairment assessment is made on a lease-by-lease basis and considers factors such as management’s intent to drill, lease terms and abandonment of an area.  If an unproved property is determined to be impaired, the related property costs are expensed.   Goodwill — Goodwill is considered to have an indefinite useful economic life and is not amortized.  The Company assesses impairment of its goodwill at least annually as of December 31, or on an interim basis if events or circumstances indicate that the fair value of goodwill may have decreased below its carrying value.   F-10             Net income (loss) per common share — The Company provides a dual presentation of its net income (loss) per common share in its consolidated statements of operations: Basic net income (loss) per common share (“Basic EPS”) and diluted net inco me (loss) per common share (“Diluted EPS”).   Basic  EPS  excludes  dilution  and  is  computed  by  first  allocating  earnings  between  common  stockholders  and  holders  of  non-vested  shares  of  restricted stock.  Basic EPS is then determined by dividing the earnings attributable to common stockholders by the weighted average number of common shares outstanding during the period, excluding non-vested shares of restricted stock.   Diluted  EPS  is  based  on  the  weighted  average  number  of  common  shares  outstanding  plus  the  dilutive  effect  of  potential  common  shares,  including  stock options,  non-vested  shares  of  restricted  stock  and  restricted  stock  units.    The  dilutive  effect  of  stock  options  and  restricted  stock  units  is  determined  using  the treasury  stock  method.    The  dilutive  effect  of  non-vested  shares  of  restricted  stock  is  based  on  the  more  dilutive  of  the  treasury  stock  method  or  the  two-class method, assuming a reallocation of undistributed earnings to common stockholders after considering the dilutive effect of potential common shares other than non- vested shares of restricted stock.   The following table presents information necessary to calculate net income (loss) per share for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015, as well as potentially  dilutive  securities  excluded from the weighted average  number of diluted common shares outstanding because their inclusion would have been anti- dilutive (in thousands, except per share amounts): BASIC EPS: Net income (loss) Adjust for (income) loss attributed to holders of non-vested restricted stock Income (loss) attributed to common stockholders Weighted average number of common shares outstanding, excluding    non-vested shares of restricted stock Basic net income (loss) per common share DILUTED EPS: Income (loss) attributed to common stockholders Weighted average number of common shares outstanding, excluding    non-vested shares of restricted stock Add dilutive effect of potential common shares Weighted average number of diluted common shares outstanding   $   $   $   $ 2017 2016 2015 5,910  (170) 5,740   $  $ (318,634) —  (318,634)  $  $ (294,486) 3,022  (291,464) 198,447  146,178  145,416  0.03   $ (2.18)  $ (2.00) 5,740   $ (318,634)  $ (291,464) 198,447  1,435  199,882  146,178  —  146,178  145,416  —  145,416  Diluted net income (loss) per common share   $ 0.03   $ (2.18)  $ (2.00) Potentially dilutive securities excluded as anti-dilutive 3,289  9,057  7,781 Income taxes — The asset and liability method is used in accounting for income taxes.  Under this method, deferred tax assets and liabilities are recognized for operating  loss  and  tax  credit  carryforwards  and  for  the  future  tax  consequences  attributable  to  differences  between  the  financial  statement  carrying  amounts  of existing assets and liabilities and their respective tax bases.  Deferred tax assets and liabilities are measured using enacted tax rates expected to apply to taxable income in the year in which those temporary differences are expected to be recovered or settled.  The effect on deferred tax assets and liabilities of a change in tax rates is recognized in the results of operations in the period that includes the enactment date.  If applicable, a valuation allowance is recorded to reduce the carrying amounts of deferred tax assets unless it is more likely than not that such assets will be realized.  The Company’s policy is to account for interest and penalties with respect to income taxes as operating expenses.   F-11                                                                                                                                                                                                                                         On December 22, 2017, significant changes were enacted to U.S. tax law (“tax reform”).  One of the provisions of tax reform is the introduction of a new U.S. tax on certain off-shore earnings referred to as Global Intangible Low-T axed Income ( “ GILTI ” ) at an effective tax rate of 10.5% (in the case of a corporation) for  tax years  beginning  after  December  31,  2017 (increasing  to 13.125%  for  tax  years  beginning  after  December  31, 2025)  with  a  partial  offset  for any related foreign tax credits.  The Company is still evaluating the GILTI provisions of tax reform and its impact, if any, on the Company’s consolidated financial statements at December 31, 2017.  The Financial Accounting Standards Board ( “ FASB ” ) staff allowed companies to ado pt an accounting policy to either provide deferred taxes for GILTI or treat it as a tax cost in the year incurred.  The Company has not yet determined its accounting policy because determining the impact of the GILTI provisions requires analysis of its exi sting legal entity structure, the reversal of its U.S. GAAP and U.S. tax basis differences in the assets and liabilities of its foreign subsidiaries, and its ability to offset any tax with foreign tax credits.  As such, the Company did not record a deferre d income tax expense or benefit related to the GILTI provisions in its c onsolidated s tatement of o perations for the year ended December 31, 2017 and will finalize its evaluation of the GILTI provisions during the measurement period provided under Staff Accounting Bulletin ( “ SAB ” ) 118.   Stock-based compensation — The Company recognizes the cost of share-based payments under the fair-value-based method.  Under this method, compensation cost related to share-based payments is measured based on the estimated fair value of the awards at the date of grant, net of estimated forfeitures.  This expense is recognized over the expected life of the awards (See Note 10).   As  share-based  compensation  expense  recognized  in  the  consolidated  statements  of  operations  is  based  on  awards  ultimately  expected  to  vest,  it  has  been reduced  for  estimated  forfeitures,  based  on  historical  experience.    Forfeitures  are  estimated  at  the  time  of  grant  and  revised  in  subsequent  periods  if  actual forfeitures differ from those estimates. Statement of cash flows — For purposes of reporting cash flows, cash and cash equivalents include cash on deposit and money market funds.   Recently Issued Accounting Standards — In May 2014, the FASB issued an accounting standards update to provide guidance on the recognition of revenue from customers.  Under this guidance, an entity will recognize revenue when it transfers promised goods or services to customers in an amount that reflects what it expects in exchange for the goods or services.  This guidance also requires more detailed disclosures to enable users of the financial statements to understand the nature,  amount,  timing  and uncertainty,  if  any, of  revenue  and cash  flows arising  from  contracts  with customers.   The requirements  in this update  are  effective during interim and annual periods beginning after December 15, 2017.  The Company adopted this new revenue guidance effective January 1, 2018, utilizing the modified retrospective method, and will expand its consolidated financial statement disclosures in order to comply with the update.  The adoption of this update did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements. In February 2016, the FASB issued an accounting standards update to provide guidance for the accounting for leasing transactions.  The standard requires the lessee to recognize a lease liability along with a right-of-use asset for all leases with a term longer than one year.  A lessee is permitted to make an accounting policy  election  by  class  of  underlying  asset  to  not  recognize  the  lease  liability  and  related  right-of-use  asset  for  leases  with  a  term  of  one  year  or  less.    The provisions  of  this  standard  also  apply  to  situations  where  the  Company  is  the  lessor.    The  requirements  in  this  update  are  effective  during  interim  and  annual periods beginning after December 15, 2018.  The Company previously disclosed its intention to adopt this standard at the same time as it adopted the new revenue standard discussed above; however, the Company now expects to adopt this new guidance in the first quarter of 2019.  The Company is currently evaluating the impact that this new guidance will have on its consolidated financial statements. In November 2015, the FASB issued an accounting standards update to provide guidance for the presentation of deferred tax liabilities and assets.  Under this guidance, for a particular tax-paying component of an entity and within a particular tax jurisdiction, all deferred tax liabilities and assets, as well as any related valuation allowance, shall be offset and presented as a single noncurrent amount.  This guidance became effective for the Company during the three months ended March 31, 2017.  The adoption of this update was applied retrospectively, resulting in the reclassification of $36.4 million from current deferred tax assets as of December 31, 2016.  Of this amount, $4.1 million was reclassified to long-term deferred tax assets and $32.3 million was reclassified to long-term deferred tax liabilities. In March 2016, the FASB issued an accounting standards update to provide guidance for the accounting for share-based payment transactions, including the related income tax consequences, classification of awards as either equity or liabilities, and classification on the statement of cash flows.  This guidance became effective for the Company during the three months ended March 31, 2017.  The Company believes this guidance has caused and will continue to cause volatility in its  effective  tax  rates  and  diluted  earnings  per  share  due  to  the  tax  effects  related  to  share-based  payments  being  recorded  in  the  statement  of  operations.    The volatility in future periods will depend on the Company’s stock price and the number of shares that vest in the case of restricted stock, restricted stock units and performance stock units, or the number of shares that are exercised in the case of stock options.   In August 2016, the FASB issued an accounting standard to clarify the presentation of cash receipts and payments in specific situations on the statement of cash flows.  The requirements in this update are effective during interim and annual periods beginning after December 15, 2017.  The adoption of this update on January 1, 2018 did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements. F-12 In January 2017, the FASB issued an accounting standards update to eliminate Step 2 from the goodwill impairment test.  An entity will now perform its annual or interim goodwill impa irment test by comparing the fair value of a reporting unit with its carrying amount.  An entity should recognize an impairment charge for the amount by which the carrying amount exceeds the reporting unit’s fair value, but the loss recognized should not e xceed the total amount of goodwill allocated to that reporting unit.  The requirements in this update are effective during interim and annual periods in fiscal years beginning after December 15, 2019.  Early adoption is permitted for interim or annual good will impairment tests performed on testing dates on or after January 1, 2017.  The Company adopted this update in 2017, which did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements. In May 2017, the FASB issued an accounting standards update that provided clarity on which changes to the terms or conditions of share-based payment awards require  an  entity  to  apply  modification  accounting  provisions.    The  requirements  in  this  update  are  effective  during  interim  and  annual  periods  in  fiscal  years beginning  after  December  15,  2017.    The  adoption  of  this  update  on  January  1,  2018  did  not  have  a  material  impact  on  the  Company’s  consolidated  financial statements. 2. Acquisitions SSE On April 20, 2017, pursuant to the merger agreement, a subsidiary of the Company was merged with and into SSE, with SSE continuing as the surviving entity and one of the Company’s wholly owned subsidiaries (the “SSE merger”).  Pursuant to the terms of the merger agreement, the Company acquired all of the issued and  outstanding  shares  of  common  stock  of  SSE,  in  exchange  for  approximately  46.3  million  shares  of  common  stock  of  the  Company.    Concurrent  with  the closing of the merger, the Company repaid all of the outstanding debt of SSE totaling $472 million.  Based on the closing price of the Company’s common stock on April 20, 2017, the total fair value of the consideration transferred to effect the acquisition of SSE was approximately $1.5 billion.  On April 20, 2017, following the  SSE  merger,  SSE  was  merged  with  and  into  a  newly-formed  subsidiary  of  the  Company  named  Seventy  Seven  Energy  LLC  (“SSE  LLC”),  with  SSE  LLC continuing as the surviving entity and one of the Company’s wholly owned subsidiaries. Through the SSE merger, the Company acquired a fleet of 91 drilling rigs, 36 of which the Company considers to be APEX® rigs.  Additionally, through the SSE merger, the Company acquired approximately 500,000 horsepower of modern, efficient fracturing equipment.  The oilfield rentals business acquired through the  SSE  merger  has  a  modern,  well-maintained  fleet  of  premium  rental  tools,  and  it  provides  specialized  services  for  land-based  oil  and  natural  gas  drilling, completion and workover activities. The merger has been accounted for as a business combination using the acquisition method.  Under the acquisition method of accounting, the fair value of the consideration  transferred  is  allocated  to  the  tangible  and  intangible  assets  acquired  and  the  liabilities  assumed  based  on  their  estimated  fair  values  as  of  the acquisition  date,  with  the  remaining  unallocated  amount  recorded  as  goodwill.    Merger  and  integration  expenses  incurred  by  the  Company  related  to  the  SSE merger were $69.5 million. The total fair value of the consideration transferred was determined as follows (in thousands, except stock price): Shares of Company common stock issued to SSE shareholders Company common stock price on April 20, 2017 Fair value of common stock issued Plus SSE long-term debt repaid by Company Total fair value of consideration transferred F-13 $ $ $ $ 46,298  22.45  1,039,396  472,000  1,511,396         The final determination of the fair value of assets acquired and liabilities assumed at the merger date will be completed as soon as possible, but no later than one year from the merger date (the “measurement period”).  The Company’s preliminary purchase price allocation is subject to revision as additional information about the fair value of assets and liabilities becomes available.  Additional information that existed as of the merger date, but at the time was unknown to the Company, may  become  known  to  the  Company  during  the  remainder  of  the  measurement  period.    The  final  determination  of  fair  value  may  differ  materially  from  these preliminary  estimates.     The  following  table  represents  the  preliminary  allocation  of  the  total  purchase  price  of  SSE  to  the  assets  acquired  and  the  liabilities assumed  based  on  the  fair  value  at  the  merger  date,  with  the  excess  of  the  purchase  price  over  the  estimated  fair  value  of  the  identifiable  net  assets  acquired recorded as goodwill (in thousands): Identifiable assets acquired Cash and cash equivalents Accounts receivable Inventory Other current assets Property and equipment Other long-term assets Intangible assets Total identifiable assets acquired Liabilities assumed Accounts payable and accrued liabilities Deferred income taxes Other long-term liabilities Total liabilities assumed Net identifiable assets acquired Goodwill Total net assets acquired $ $ 37,806  149,659  8,518  19,038  984,433  20,918  22,500  1,242,872  133,415  32,881  1,734  168,030  1,074,842  436,554  1,511,396 The goodwill reflected above has decreased $1.9 million from the original preliminary purchase price allocation as a result of measurement period adjustments, primarily related  to a valuation adjustment  to a long-term asset offset by valuation  adjustments to accounts payable and accrued liabilities  and deferred income taxes. The acquired goodwill is not deductible for tax purposes.  Among the factors that contributed to a purchase price resulting in the recognition of goodwill was SSE’s  reputation  as  an  experienced  provider  of  high-quality  contract  drilling  and  pressure  pumping  services  in  a  safe  and  efficient  manner.    See  Note  5  for  a breakdown of goodwill acquired by operating segment. A portion of the fair value consideration transferred has been provisionally assigned to identifiable intangible assets as follows: Assets Favorable drilling contracts MS Directional Fair Value (in thousands) Weighted Average Useful Life (in years) $ 22,500  0.83 On  October  11,  2017,  the  Company  acquired  all  of  the  issued  and  outstanding  limited  liability  company  interests  of  MS  Directional.    The  aggregate consideration paid by the Company consisted of $69.8 million in cash and approximately 8.8 million shares of the Company’s common stock.  The purchase price is subject to customary post-closing adjustments relating to cash, net working capital and indebtedness of MS Directional as of the closing.  Based on the closing price of the Company’s common stock on the closing date of the transaction, the total fair value of the consideration transferred to effect the acquisition of MS Directional was approximately $257 million.   MS Directional is a leading directional drilling services company in the United States, with operations in most major producing onshore oil and gas basins.  MS Directional  provides  a  comprehensive  suite  of  directional  drilling  services,  including  directional  drilling,  downhole  performance  motors,  directional  surveying, measurement while drilling, and wireline steering tools.   The acquisition has been accounted for as a business combination using the acquisition method.  Under the acquisition method of accounting, the fair value of the consideration  transferred  is allocated  to the tangible  and intangible  assets  acquired  and the  liabilities  assumed  based  on their  estimated  fair  values  as  of the acquisition  date,  with  the  remaining  unallocated  amount  recorded  as  goodwill.    Merger  and  integration  expenses  incurred  by  the  Company  related  to  this acquisition amounted to $5.0 million. F-14                                                                  The total fair value of the consideration transferred was determined as follows (in thousands, except stock price): Shares of Company common stock issued to MS Directional shareholders Company common stock price on October 11, 2017 Fair value of common stock issued Plus MS Directional long-term debt repaid by Company Plus cash to sellers Total fair value of consideration transferred $ $ $ $ $ 8,798  21.31  187,494  63,000  6,781  257,275 The final determination of the fair value of assets acquired and liabilities assumed at the acquisition date will be completed as soon as possible, but no later than one  year  from  the  acquisition  date  (the  “measurement  period”).    The  Company’s  preliminary  purchase  price  allocation  is  subject  to  revision  as  additional information  about  the  fair  value  of  assets  and  liabilities  becomes  available.    Additional  information  that  existed  as  of  the  acquisition  date,  but  at  the  time  was unknown to the Company, may become known to the Company during the remainder of the measurement period.  The final determination of fair value may differ materially from these preliminary estimates.  The following table represents the preliminary allocation of the total purchase price of MS Directional to the assets acquired and the liabilities assumed based on the fair value at the merger date, with the excess of the purchase price over the estimated fair value of the identifiable net assets acquired recorded as goodwill (in thousands): Identifiable assets acquired Cash and cash equivalents Accounts receivable Inventory Other current assets Property and equipment Other long-term assets Intangible assets Total identifiable assets acquired Liabilities assumed Accounts payable and accrued liabilities Other long-term liabilities Total liabilities assumed Net identifiable assets acquired Goodwill Total net assets acquired $ $ 2,021  42,782  28,060  155  63,998  318  74,682  212,016  43,099  327  43,426  168,590  88,685  257,275 The acquired goodwill is deductible for tax purposes.  Among the factors that contributed to a purchase price resulting in the recognition of goodwill was MS Directional’s  reputation  as  an  experienced  provider  of  high-quality  directional  drilling  services  in  a  safe  and  efficient  manner.    All  of  the  goodwill  acquired  is attributable to the direction drilling operating segment (See Note 5). A portion of the fair value consideration transferred has been provisionally assigned to identifiable intangible assets as follows: Assets Developed technology Customer relationships Internal use software Fair Value (in thousands) Weighted Average Useful Life (in years) $ $ 48,000  26,200  482  74,682  10.00 3.00 5.00 7.51 F-15                                                                                         Pro Forma The results of SSE’s operations since the SSE merger date of April 20, 2017 and the results of MS Directional since the acquisition date of October 11, 2017 are included in our consolidated statement of operations.  It is impractical to quantify the contribution of the SSE operations since the merger, as the contract drilling and pressure pumping businesses were fully integrated into the Company’s existing operations in 2017.  The contribution of MS Directional since the date of the acquisition is reflected as the Company’s directional drilling segment, as disclosed in Note 14.  The following pro forma condensed combined financial information was  derived  from  the  historical  financial  statements  of  the  Company,  SSE  and  MS  Directional  and  gives  effect  to  the  acquisitions  as  if  they  had  occurred  on January  1,  2016.    The  below  information  reflects  pro  forma  adjustments  based  on  available  information  and  certain  assumptions  the  Company  believes  are reasonable,  including  (i)  adjustments  related  to  the  depreciation  and  amortization  of  the  fair  value  of  acquired  intangibles  and  fixed  assets,  (ii)  removal  of  the historical interest expense of the acquired entities, (iii) the tax benefit of the aforementioned pro forma adjustments, and (iv) adjustments related to the common shares outstanding to reflect the impact of the consideration exchanged in the acquisitions.  Additionally, the pro forma loss for the year ended December 31, 2017 was adjusted to exclude the Company’s merger and integration-related costs of $74.5 million and SSE’s merger related costs of $36.7 million with a corresponding inclusion in the net loss for the year ended December  31, 2016 to give effect as if the acquisitions  had occurred  on January 1, 2016.  The pro forma results of operations  do  not  include  any  cost  savings  or  other  synergies  that  may  result  from  the  SSE  merger  or  MS  Directional  acquisition.    The  pro  forma  results  of operations also do not include any estimated costs that have been or will be incurred by the Company to integrate the SSE and MS Directional operations.  The pro forma  condensed  combined  financial  information  has  been  included  for  comparative  purposes  and  is  not  necessarily  indicative  of  the  results  that  might  have actually occurred had the SSE merger and MS Directional acquisition taken place on January 1, 2016; furthermore, the financial information is not intended to be a projection of future results.  The following table summarizes selected financial information of the Company on a pro forma basis (in thousands, except per share data): Revenues Net income (loss) Net income (loss) per share Basic Diluted Warrior Rig Ltd 2017 2016 (Unaudited) 2,738,579    $ 29,584    $ 0.13    $ 0.13    $ 1,567,141  (505,413) (2.30) (2.30) $ $ $ $ During September 2016, the Company issued 353,804 shares of its common stock, valued at $6.7 million, in connection with the acquisition of Warrior Rig Ltd.  and  certain  related  entities  (“Warrior”).    Based  in  Calgary,  Warrior  manufactures  and  sells  pipe  handling  components  and  related  technology  for  drilling contractors in North America and other select markets.  This acquisition was not material to the Company’s consolidated financial statements. 3. Inventory Inventory consisted of the following at December 31, 2017 and 2016 (in thousands). Finished goods Work-in-process Raw materials and supplies Inventory 4. Property and Equipment Property and equipment consisted of the following at December 31, 2017 and 2016 (in thousands): Equipment Oil and natural gas properties Buildings Land Total property and equipment Less accumulated depreciation, depletion and impairment Property and equipment, net F-16   $   $   $   $ 2017 2016 2,270  529  66,368  69,167   $  $ —  1,803  18,388  20,191 2017 2016 8,066,404  211,566  185,475  26,593  8,490,038  (4,235,308) 4,254,730   $  $ 6,809,129  201,568  97,029  22,270  7,129,996  (3,721,033) 3,408,963                                                                                    Depreciation, depletion, amortization and impairment — The following table summarizes depreciation, depletion, amortization and impairment expense related to property and equipment and intangible assets and liabilities for 2017, 2016 and 2015 (in thousands): Depreciation and impairment expense Amortization expense Depletion expense Total   $   $ 2017 2016 2015 753,510  21,764  8,067  783,341   $  $ 657,571  3,643  7,220  668,434   $  $ 845,543  3,643  15,573  864,759 On  a  periodic  basis,  the  Company  evaluates  its  fleet  of  drilling  rigs  for  marketability  based  on  the  condition  of  inactive  rigs,  expenditures  that  would  be necessary to bring them to working condition and the expected demand for drilling services by rig type (such as drilling conventional, vertical wells versus drilling longer, horizontal wells using higher specification rigs).  The components comprising rigs that will no longer be marketed are evaluated, and those components with continuing utility to the Company’s other marketed rigs are transferred to other rigs or to the Company’s yards to be used as spare equipment.  The remaining components  of these  rigs are  retired.  In 2017, the  Company r  ecorded  an impairment  charge  of $29.0 million  for the write-down  of  drilling  equipment  with no continuing utility as a result of the upgrade of certain rigs to super-spec capability.   In 2016, the Company retired 19 mechanical rigs but recorded no impairment charge as it had written down mechanical rigs that were still marketed in 2015.  In 2015, the Company identified 24 mechanical rigs and nine non-APEX® electric rigs that would no longer be marketed.  Also, the Company had 15 additional mechanical rigs that continued to be marketed but were not operating and which the Company  had  lower  expectations  with  respect  to  utilization  of  these  rigs  due  to  the  industry  shift  to  higher  specification  drilling  rigs.    In  2015,  the  Company recorded a charge of $131 million related to the retirement of the 33 rigs, the 15 mechanical rigs that remained marketed but were not operating, and the write- down of excess spare rig components to their realizable values.   The  Company  also  periodically  evaluates  its  pressure  pumping  assets,  and  in  2015,  the  Company  recorded  a  charge  of  $22.0  million  for  the  write-down  of pressure pumping equipment and certain closed facilities.  There were no similar charges in 2017 or 2016. The Company reviews its long-lived assets, including property and equipment, for impairment whenever events or changes in circumstances indicate that their carrying amounts of certain assets may not be recovered over their estimated remaining useful lives (“triggering events”).  In connection with this review, assets are grouped at the lowest level at which identifiable cash flows are largely independent of other asset groupings.  The Company estimates future cash flows over the life of the respective assets or asset groupings in its assessment of impairment.  These estimates of cash flows are based on historical cyclical trends in the industry as well as the Company’s expectations regarding the continuation of these trends in the future.  Provisions for asset impairment are charged against income when estimated future cash flows, on an undiscounted basis, are less than the asset’s net book value.  Any provision for impairment is measured at fair value. Based on current commodity prices, the Company’s results of operations for the year ended December 31, 2017 and management’s expectations of operating results  in  future  periods,  the  Company  concluded  that  no  triggering  events  occurred  during  the  year  ended  December  31,  2017  with  respect  to  its  reporting segments.  The Company’s expectations of future operating results were based on the assumption that activity levels in all segments and in the Company’s other operations will remain relatively stable or improve in response to relatively stable or increasing oil prices. The  Company  concluded  that  no  triggering  events  occurred  during  the  year  ended  December  31,  2016  with  respect  to  its  reporting  segments  based  on  the Company’s  results  of  operations  for  the  year  ended  December  31,  2016,  management’s  expectations  of  operating  results  in  future  periods  and  the  prevailing commodity prices at the time. During the third quarter of 2015, oil prices declined and averaged $46.42 per barrel, reaching a new low for 2015 of $38.22 per barrel in August 2015.  In light of  these  lower  oil  prices  in  August  2015,  the  Company  lowered  its  expectations  with  respect  to  future  activity  levels  in  both  the  contract  drilling  and  pressure pumping businesses.     As  a  result  of  these  revised  expectations  of  the  duration  of  the  lower  oil  and  natural  gas  commodity  price  environment  and  the  related deterioration  of the markets for contract  drilling and pressure pumping services during the third quarter of 2015, management concluded a triggering  event had occurred and deemed it necessary to assess the recoverability of long-lived asset groups for both contract drilling and pressure pumping.  The Company performed a Step 1 analysis to assess the recoverability of long-lived assets within its contract drilling and pressure pumping segments.  With respect to these assets, future cash  flows  were  estimated  over  the  expected  remaining  life  of  the  assets,  and  the  Company  determined  that,  on  an  undiscounted  basis,  expected  cash  flows exceeded  the  carrying  value  of  the  long-lived  assets,  and  no  impairment  was  indicated.    Expected  cash  flows,  on  an  undiscounted  basis,  exceeded  the  carrying values of the long-lived assets within the contract drilling and pressure pumping segments by approximately 120% and 60%, respectively.   F-17                             Due to the continued deterioration of crude oil prices in the fourth quarter of 2015, manage ment deemed it necessary to once again assess the recoverability of long-lived assets groups for both contract drilling and pressure pumping.  The Company performed a Step 1 analysis to assess the recoverability of long-lived assets within its contract dri lling and pressure pumping segments.  With respect to these assets, future cash flows were estimated over the expected remaining life of the assets, and the Company determined that, on an undiscounted basis, expected cash flows exceeded the carrying value of the long-lived assets, and no impairment was  indicated.    Expected  cash  flows,  on  an  undiscounted  basis,  exceeded  the  carrying  values  of  the  long-lived  assets  within  the  contract  drilling  and  pressure pumping segments by approximately 120% and 100%, resp ectively.   For both of the assessments performed in 2015, the expected cash flows for the contract drilling segment included the backlog of commitments for contract drilling revenues under term contracts, which was approximately $801 million and $710 million at September 30, 2015 and December 31, 2015, respectively .  Rigs not under term contracts would be subject to pricing in the spot market.  Utilization and rates for rigs in the spot market and for the pressure pumping segment were estimated  based  upon  the  Company’s  historical  experience  in  prior  downturns.    Also,  the  expected  cash  flows  for  the  contract  drilling  and  pressure  pumping segments were based on the assumption that activity levels in both segments would begin to recover in the first quarter of 2017 in response to improved oil prices. 5. Goodwill and Intangible Assets Goodwill — Goodwill by operating segment as of December 31, 2017 and 2016 and changes for the years then ended are as follows (in thousands): Balance December 31, 2015 and 2016 Goodwill acquired Balance December 31, 2017 Contract Drilling Pressure Pumping Directional Drilling Oilfield Rental   $   $ 86,234  308,826  395,060   $  $ —  121,444  121,444   $  $ —  88,685  88,685   $  $ —  6,284  6,284   $  $ Total 86,234  525,239  611,473 There were no accumulated impairment losses related to goodwill as of December 31, 2017 or 2016.   Goodwill is evaluated at least annually as of December 31, or when circumstances require, to determine if the fair value of recorded goodwill has decreased below its carrying value.  For purposes of impairment  testing, goodwill is evaluated at the reporting unit level.  The Company’s reporting units for impairment testing have been determined to be its operating segments.  The Company determines whether it is more likely than not that the fair value of a reporting unit is less than  its  carrying  value  after  considering  qualitative,  market  and  other  factors,  and  if  this  is  the  case,  any  necessary  goodwill  impairment  is  determined  using  a quantitative  impairment  test.    From  time  to  time,  the  Company  may  perform  quantitative  testing  for  goodwill  impairment  in  lieu  of  performing  the  qualitative assessment.    If  this  resulting  fair  value  of  goodwill  is  less  than  the  carrying  value  of  goodwill,  an  impairment  loss  would  be  recognized  in  the  amount  of  such shortfall. In January 2017, the FASB issued an accounting standards update to eliminate Step 2 from the goodwill impairment test.  An entity will now perform its annual or interim goodwill impairment test by comparing the fair value of a reporting unit with its carrying amount.  An entity should recognize an impairment charge for the amount by which the carrying amount exceeds the reporting unit’s fair value, but the loss recognized should not exceed the total amount of goodwill allocated to that reporting unit.  The Company adopted this update in 2017. Prior to adoption the Company first determined whether it was more likely than not that the fair value of a reporting unit was less than its carrying value after considering qualitative, market and other factors, and if so, the resulting goodwill impairment was determined using a two-step quantitative impairment test.  The first step of the quantitative testing was to compare the fair value of an entity’s reporting units to the respective carrying value of those reporting units.  If the carrying value of a reporting unit exceeded its fair value, the second step of the quantitative testing was performed whereby the fair value of the reporting unit was allocated to its identifiable tangible and intangible assets and liabilities, with any remaining fair value representing the fair value of goodwill.  If this resulting fair value of goodwill was less than the carrying value of goodwill, an impairment loss was recognized in the amount of such shortfall. In  connection  with  its  annual  goodwill  impairment  assessment  as  of  December  31,  2017  and  2016,  the  Company  determined  based  on  an  assessment  of qualitative  factors  that  it  was  more  likely  than  not  that  the  fair  values  of  its  reporting  units  were  greater  than  the  respective  carrying  amount.    In  making  this determination, the Company considered the current and expected levels of commodity prices for oil and natural gas, which influence the overall level of business activity  in  its  reporting  units,  as  well  as  the  Company’s  operating  results  for  2017  and  2016  and  forecasted  operating  results  for  the  respective  succeeding year.  Management also considered the Company’s overall market capitalization at December 31, 2017 and 2016. F-18                             During the third quarter of 2015, oil prices declined and averaged $46.42 per barrel, reaching a new lo w for 2015 of $38.22 per barrel in August 2015.  In light of these lower oil prices in August, the Company lowered its expectations with respect to future activity levels in both the contract drilling and pressure pumping businesses.    As  a  result  of  the  Co  mpany’s  revised  expectations  of  the  duration  of  the  lower  oil  and  natural  gas  commodity  price  environment  and  the  related deterioration of the markets for its contract drilling and pressure pumping services, the Company performed a quantitative Step 1 impa irment assessment of its goodwill as of September 30, 2015.  In completing the Step 1 assessment, the fair value of each reporting unit was estimated using both the income and market valuation methods.  The estimate of fair value for each reporting unit re quired the use of significant unobservable inputs, representative of a Level 3 fair value measurement.  The inputs included assumptions related to the future performance of the Company’s contract drilling and pressure pumping reporting units, such as futur e oil and natural gas prices and projected demand for the Company’s services, and assumptions related to discount rates, long-term growth rates and control premiums. Based on the results of the Step 1 goodwill impairment test as of September 30, 2015, the fair value of the contract drilling reporting unit exceeded its carrying value  by  approximately  15%,  and  management  concluded  that  no  impairment  was  indicated  in  its  contract  drilling  reporting  unit;  however,  impairment  was indicated in its pressure pumping reporting unit.  In the third quarter of 2015, the Company recognized an impairment charge of $125 million associated with the impairment of all of the goodwill in its pressure pumping reporting unit.      In connection with its annual impairment asset at December 31, 2015, the Company performed a quantitative Step 1 impairment assessment of the goodwill in its contract drilling reporting unit.  In completing the Step 1 assessment, the fair value of the contract drilling reporting unit was estimated using both the income and market valuation methods.  The estimate of the fair value of the reporting unit required the use of significant unobservable inputs, representative of a Level 3 fair value measurement.  The inputs included assumptions related to the future performance of the Company’s contract drilling reporting unit, such as future oil and natural  gas  prices  and  projected  demand  for  the  Company’s  services,  and  assumptions  related  to  discount  rates,  long-term  growth  rates  and  control premiums.  Based on the results of the quantitative Step 1 impairment assessment of its goodwill as of December 31, 2015, the fair value of the contract drilling reporting unit exceeded its carrying value by approximately 16%, and management concluded that no impairment was indicated in its contract drilling reporting unit. Intangible Assets — In 2017, intangible assets were recorded in the Company’s directional drilling operating segment with the acquisition of MS Directional and in the contract drilling operating segment with the SSE merger (See Note 2).  In addition, intangible assets were recorded in the pressure pumping operating segment in connection with the 2010 acquisition of the assets of a pressure pumping business.  The Company’s intangible assets were recorded at fair value on the date of acquisition and are amortized on a straight line basis.  The following table identifies the segment and weighted average useful life of each of the Company’s intangible assets: Customer relationships Customer relationships Developed technology Favorable drilling contracts Internal use software Segment Pressure pumping Directional drilling Directional drilling Contract drilling Directional drilling Weighted Average Useful Life (in years) 7.00 3.00 10.00 0.83 5.00 The Company concluded that no triggering events necessitating an impairment assessment of the intangible assets had occurred in 2017, 2016 or 2015.  The assessment of the recoverability of the respective operating segments asset group included the respective intangible assets, and no impairment was indicated. The gross carrying amount and accumulated amortization of intangible assets as of December 31, 2017 and 2016 are as follows (in thousands): Customer relationships Developed technology Favorable drilling contracts Internal use software Gross Carrying Amount   $   $ 26,200  48,000  22,500  482  97,182   $ 2017 Accumulated Amortization  $ 2016 Accumulated Amortization  $ Net Carrying Amount Gross Carrying Amount Net Carrying Amount (1,943)  $ (1,137)    (18,482)    (21)    (21,583)  $ 24,257  46,863  4,018  461  75,599   $  $ 25,500  —  —  —  25,500   $ (22,768)  $ —  —  —  (22,768)  $ 2,732  —  —  —  2,732 Amortization  expense on intangible  assets  of approximately  $24.3 million,  $3.6 million  and $3.6 million  for the years ended December  31, 2017, 2016 and 2015, respectively.  The remaining amortization expense associated with finite-lived intangible assets is expected to be as follows (in thousands): F-19                                                                                         Year ending December 31, 2018 2019 2020 2021 2022 Thereafter Total 6. Accrued Expenses Accrued expenses consisted of the following at December 31, 2017 and 2016 (in thousands): Salaries, wages, payroll taxes and benefits Workers’ compensation liability Property, sales, use and other taxes Insurance, other than workers’ compensation Accrued interest payable Accrued merger and integration Other 7. Long-Term Debt $ $ 2017 2016   $   $ 50,443  80,751  29,332  10,816  7,558  16,101  31,628  226,629   $  $ 17,580  13,630  11,686  4,896  4,875  22,932  75,599 21,138  67,775  6,766  9,566  6,740  —  27,163  139,148 2012 Credit Agreement — On September 27, 2012, the Company entered into a Credit Agreement (“Base Credit Agreement”) with Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, letter of credit issuer, swing line lender and lender, and each of the other lenders party thereto.  The Base Credit Agreement (as amended, the “Credit Agreement”) is a committed senior unsecured credit facility that includes a revolving credit facility.   On July 8, 2016, the Company entered into Amendment No. 2 to the Credit Agreement (Amendment No. 2”), which amended the Base Credit Agreement to, among other things, make borrowings under the revolving credit facility subject to a borrowing base calculated by reference to the Company’s and certain of its subsidiaries’ eligible equipment, inventory, accounts receivable and unencumbered cash as described in Amendment No. 2.  The revolving credit facility contains a letter of credit facility that is limited to $50 million and a swing line facility that is limited to $20 million, in each case outstanding at any time.  The maturity date under  the  Base  Credit  Agreement  was  September  27,  2017  for  the  revolving  credit  facility;  however,  Amendment  No.  2  extended  the  maturity  date  of $357.9 million in revolving credit commitments of certain lenders to March 27, 2019.  On January 17, 2017, the Company entered into Amendment No. 3 to Credit Agreement, which amended the Credit Agreement by restating the definition of Consolidated EBITDA to provide for the add-back of transaction expenses related to the SSE merger.  On January 24, 2017, the Company entered into an agreement with certain lenders under its revolving credit facility to increase the aggregate commitments  under  its  revolving  credit  facility  to  approximately  $595.8  million,  subject  to  the  satisfaction  of  certain  conditions.    The  aggregate  commitment increase became effective on April 20, 2017 upon the consummation of the SSE merger and the repayment and termination of the SSE credit facility.  On April 20, 2017, the Company entered into Amendment No. 4 to Credit Agreement which permitted outstanding letters of credit under the SSE credit facility to be deemed to be incurred under the Company’s credit facility and increased the amount of the accordion feature of the Company’s revolving credit facility to permit aggregate commitments to be increased to an amount not to exceed $700 million (subject to satisfaction of certain conditions and the procurement of additional commitments from new or existing lenders). On April 20, 2017, the Company also entered into an additional commitment increase agreement with certain of its lenders pursuant to which total commitments available under the Company’s revolving credit facility (after giving effect to both commitment increases) increased to $632 million through September 2017 and to $490 million through March 2019.  On October 27, 2017, the Company entered into an additional commitment increase agreement with  certain  of  its  lenders  pursuant  to  which  total  commitments  available  under  the  Company’s  revolving  credit  facility  increased  to  $500  million  through March 27, 2019. F-20                                                                                       Loans under the Credit Agreement bear interest by reference, at the Company’s election, to the LIBOR rate or base rate, provided, that swing line loans bear interest by reference only to the base rate.  Until September 27, 2017, the ap plicable margin on LIBOR rate loans varie d from 2.75% to 3.25% and the applicable margin on base rate loans varied from 1.75% to 2.25%, in each case determined based upon the Company’s debt to capitalization ratio.  Beginning September 27, 2017, the applic able margin on LIBOR rate loans varies from 3.25% to 3.75% and the applicable margin on base rate loans varies from 2.25% to 2.75%, in each case determined based on the Company’s excess availability under the credit facility.  At December 31, 2017, the app licable margin on LIBOR rate loans was 3 . 50 % and the applicable margin on base rate loans was 2 . 50 %.  A letter of credit fee is payable by the Company equal to the applicable margin for LIBOR rate loans times the amount available to be drawn under outstand ing letters of credit.  The commitment fee rate payable to the lenders for the unused portion of the credit facility is 0.50%.   Each  domestic  subsidiary  of  the  Company  unconditionally  guarantees  all  existing  and  future  indebtedness  and  liabilities  of  the  other  guarantors  and  the Company arising under the Credit Agreement, other than (a) Ambar Lone Star Fluid Services LLC, (b) domestic subsidiaries that directly or indirectly have no material assets other than equity interests in, or capitalization indebtedness owed by, foreign subsidiaries, and (c) any subsidiary having total assets of less than $1 million.  Such guarantees also cover obligations of the Company and any subsidiary of the Company arising under any interest rate swap contract with any person while such person is a lender or an affiliate of a lender under the Credit Agreement. The Credit Agreement requires compliance with two financial covenants.  The Company must not permit its debt to capitalization ratio to exceed 40%.  The Credit Agreement generally defines the debt to capitalization ratio as the ratio of (a) total borrowed money indebtedness to (b) the sum of such indebtedness plus consolidated net worth, with consolidated net worth determined as of the last day of the most recently ended fiscal quarter.  The Company also must not permit its interest coverage ratio as of the last day of a fiscal quarter to be less than 3.00 to 1.00.  The Credit Agreement generally defines the interest coverage ratio as the ratio of earnings before interest, taxes, depreciation  and amortization  (“EBITDA”) of the four prior fiscal quarters to interest charges for the same period.  The Company was in compliance with these covenants at December 31, 2017.   The  Credit  Agreement  limits  the  Company’s  ability  to  make  investments  in  foreign  subsidiaries  or  joint  ventures  such  that,  if  the  book  value  of  all  such investments since September 27, 2012 is above 20% of the total consolidated book value of the assets of the Company and its subsidiaries on a pro forma basis, the Company will not be able to make such investment.  The Credit Agreement also restricts the Company’s ability to pay dividends and make equity repurchases, subject to certain exceptions, including an exception allowing such restricted payments if before and immediately after giving effect to such restricted payment, the Pro  Forma  Debt  Service  Coverage  Ratio  (as  defined  in  the  Credit  Agreement)  is  at  least  1.50  to  1.00.    In  addition,  the  Credit  Agreement  requires  that,  if  the consolidated cash balance of the Company and its subsidiaries, subject to certain exclusions, is more than $100 million at the end of the day on which a borrowing is made, the Company can only use the proceeds from such borrowing to fund acquisitions, capital expenditures and the repurchase of indebtedness, and if such proceeds  are  not  used  in  such  manner  within  three  business  days,  the  Company  must  repay  such  unused  proceeds  on  the  fourth  business  day  following  such borrowings.   The Credit Agreement also contains customary representations, warranties and affirmative and negative covenants.   Events  of  default  under  the  Credit  Agreement  include  failure  to  pay  principal  or  interest  when  due,  failure  to  comply  with  the  financial  and  operational covenants, as well as a cross default event, loan document enforceability event, change of control event and bankruptcy and other insolvency events.  If an event of default  occurs  and  is  continuing,  then  a  majority  of  the  lenders  have  the  right,  among  others,  to  (i)  terminate  the  commitments  under  the  Credit  Agreement, (ii) accelerate and require the Company to repay all the outstanding amounts owed under any loan document (provided that in limited circumstances with respect to insolvency and bankruptcy of the Company, such acceleration is automatic), and (iii) require the Company to cash collateralize any outstanding letters of credit.   As of December 31, 2017, the Company had $268 million outstanding under the revolving credit facility at a weighted average interest rate of 5.71%.  The Company had $4.6 million in letters of credit outstanding under its revolving credit facility at December 31, 2017 and, as a result, had available borrowing capacity of $227 million at that date. 2015 Reimbursement Agreement — On March 16, 2015, the Company entered into a Reimbursement Agreement (the “Reimbursement Agreement”) with The Bank  of  Nova  Scotia  (“Scotiabank”),  pursuant  to  which  the  Company  may  from  time  to  time  request  that  Scotiabank  issue  an  unspecified  amount  of  letters  of credit.  As of December 31, 2017, the Company had $54.9 million in letters of credit outstanding under the Reimbursement Agreement.   Under the terms of the Reimbursement Agreement, the Company will reimburse Scotiabank on demand for any amounts that Scotiabank has disbursed under any letters of credit.  Fees, charges and other reasonable expenses for the issuance of letters of credit are payable by the Company at the time of issuance at such rates and amounts as are in accordance with Scotiabank’s prevailing practice.  The Company is obligated to pay to Scotiabank interest on all amounts not paid by the Company on the date of demand or when otherwise due at the LIBOR rate plus 2.25% per annum, calculated daily and payable monthly, in arrears, on the basis of a calendar year for the actual number of days elapsed, with interest on overdue interest at the same rate as on the reimbursement amounts. F-21 The Company has also agreed that if obligations under the Credit Agreement are secured by liens on any of its or any of its subsidiaries’ property, then the Company’s  reimbursement  obligations  and  (to  the  extent  similar  obligations  would  be  secured  under  the  Credit  Agreement)  other  obligations  under  the Reimbursement Agreement and any letters of credit will be equally and ratably secured by all property subject to such liens securing the Credit Agreement. Pursuant  to  a  Continuing  Guaranty  dated  as  of  March  16,  2015,  the  Company’s  payment  obligations  under  the  Reimbursement  Agreement  are  jointly  and severally guaranteed as to payment and not as to collection by subsidiaries of the Company that from time to time guarantee payment under the Credit Agreement. Series A & B Senior Notes – On October 5, 2010, the Company completed the issuance and sale of $300 million in aggregate principal amount of its 4.97% Series A Senior Notes due October 5, 2020 (the “Series A Notes”) in a private placement.  The Series A Notes bear interest at a rate of 4.97% per annum.  The Company pays interest on the Series A Notes on April 5 and October 5 of each year.  The Series A Notes will mature on October 5, 2020.   On  June  14,  2012,  the  Company  completed  the  issuance  and  sale  of  $300  million  in  aggregate  principal  amounts  of  its  4.27%  Series  B  Senior  Notes  due June 14, 2022 (the “Series B Notes”) in a private placement.  The Series B Notes bear interest at a rate of 4.27% per annum.  The Company pays interest on the Series B Notes on April 5 and October 5 of each year.  The Series B Notes will mature on June 14, 2022.   The Series A Notes and Series B Notes are senior unsecured obligations of the Company, which rank equally in right of payment with all other unsubordinated indebtedness of the Company.  The Series A Notes and Series B Notes are guaranteed on a senior unsecured basis by each of the existing domestic subsidiaries of the Company other than subsidiaries that are not required to be guarantors under the Credit Agreement.   The  Series  A  Notes  and  Series  B  Notes  are  prepayable  at  the  Company’s  option,  in  whole  or  in  part,  provided  that  in  the  case  of  a  partial  prepayment, prepayment must be in an amount not less than 5% of the aggregate principal amount of the notes then outstanding, at any time and from time to time at 100% of the  principal  amount  prepaid,  plus  accrued  and  unpaid  interest  to  the  prepayment  date,  plus  a  “make-whole”  premium  as  specified  in  the  note  purchase agreements.  The Company must offer to prepay the notes upon the occurrence of any change of control.  In addition, the Company must offer to prepay the notes upon the occurrence of certain asset dispositions if the proceeds therefrom are not timely reinvested in productive assets. If any offer to prepay is accepted, the purchase price of each prepaid note is 100% of the principal amount thereof, plus accrued and unpaid interest thereon to the prepayment date.   The  respective  note  purchase  agreements  require  compliance  with  two  financial  covenants.  The  Company  must  not  permit  its  debt  to  capitalization  ratio  to exceed 50% at any time.  The note purchase agreements generally define the debt to capitalization ratio as the ratio of (a) total borrowed money indebtedness to (b)  the  sum  of  such  indebtedness  plus  consolidated  net  worth,  with  consolidated  net  worth  determined  as  of  the  last  day  of  the  most  recently  ended  fiscal quarter.    The  Company  also  must  not  permit  its  interest  coverage  ratio  as  of  the  last  day  of  a  fiscal  quarter  to  be  less  than  2.50  to  1.00.    The  note  purchase agreements  generally  define  the  interest  coverage  ratio  as  the  ratio  of  EBITDA  for  the  four  prior  fiscal  quarters  to  interest  charges  for  the  same  period.    The Company was in compliance with these covenants at December 31, 2017.   Events of default under the note purchase agreements include failure to pay principal or interest when due, failure to comply with the financial and operational covenants, a cross default event, a judgment in excess of a threshold event, the guaranty agreement ceasing to be enforceable, the occurrence of certain ERISA events, a change of control event and bankruptcy and other insolvency events.  If an event of default under the note purchase agreements occurs and is continuing, then holders of a majority in principal amount of the respective notes have the right to declare all the notes then-outstanding to be immediately due and payable.  In addition, if the Company defaults in payments on any note, then until such defaults are cured, the holder thereof may declare all the notes held by it pursuant to the note purchase agreement to be immediately due and payable.   2028 Senior Notes – On  January  19,  2018,  the  Company  completed  its  offering  of  $525  million  aggregate  principal  amount  of  the  Company’s  2028  Notes initially guaranteed on a senior unsecured basis by certain of its subsidiaries.  The net proceeds before offering expenses were approximately $521 million of which the Company used $239 million to repay amounts outstanding under its revolving credit facility.  The Company intends to use the remainder of the net proceeds for general corporate purposes. The Company pays interest on the 2028 Notes on February 1 and August 1 of each year.  The 2028 Notes will mature on February 1, 2028.  The 2028 Notes bear interest at a rate of 3.95% per annum. F-22 The 2028 Notes are senior unsecured obligations of the Company, which rank equally with all of the Company’s other existing and future senior unsecured debt and will rank senior in right of payment to all of the Compan y’s other future subordinated debt.  The 2028 Notes will be effectively subordinated to any of the Company’s  future  secured  debt  to  the  extent  of  the  value  of  the  assets  securing  such  debt.   In  addition,  the  2028  Notes  will  be  structurally  subordinated  to  the liabilities  (including  trade  payables)  of  the  Company’s  subsidiaries  that  do  not  guarantee  the  2028  Notes.    The  guarantors’  guarantees  of  the  2028  Notes  (the “Guarantees”) will rank equally in right of payment with all of the guarantors’ future unsecur ed senior debt and senior in right of payment to all of the guarantors’ future  subordinated  debt.   The  Guarantees  will  be  effectively  subordinated  to  any  of  the  guarantors’  future  secured  debt  to  the  extent  of  the value  of  the  assets securing such debt.  I n the future, the Guarantees may be released and terminated under certain circumstances. The Company, at its option, may redeem the Notes in whole or part, at any time or from time to time at a redemption price equal to 100% of the principal amount  of  such  2028  Notes  to  be  redeemed,  plus  accrued  and  unpaid  interest,  if  any,  on  those  2028  Notes  to  the  redemption  date,  plus  a  make-whole premium.  Additionally, commencing on November 1, 2027, the Company, at its option, may redeem the 2028 Notes in whole or part, at a redemption price equal to 100% of the principal amount of the 2028 Notes to be redeemed, plus accrued and unpaid interest, if any, on those 2028 Notes to the redemption date. The indenture pursuant to which the 2028 Notes were issued includes covenants that, among other things, limit the Company and its subsidiaries’ ability to incur certain liens, engage in sale and lease-back transactions or consolidate, merge, or transfer all or substantially all of their assets.  These covenants are subject to important qualifications and limitations set forth in the indenture. Upon the occurrence of a change of control, as defined in the indenture, each holder of the 2028 Notes may require the Company to purchase all or a portion of such holder’s 2028 Notes at a price equal to 101% of their principal amount, plus accrued and unpaid interest, if any, to, but excluding, the repurchase date. The indenture also provides for events of default which, if any of them occurs, would permit or require the principal of, premium, if any, and accrued interest, if any, on the 2028 Notes to become or to be declared due and payable. The Company incurred approximately $6.0 million in debt issuance costs in connection with the Credit Agreement.  The Company incurred approximately $1.9 million in debt issuance costs in connection with the Series A Notes and approximately $1.6 million in debt issuance costs in connection with the Series B Notes .  These costs were deferred and are being recognized as interest expense over the term of the underlying debt.  Debt issuance costs, except those related to line-of- credit arrangements, are presented in the balance sheet as a direct deduction from the carrying amount of the related debt.  Debt issuance costs related to line-of- credit  arrangements  are  classified  as  a  deferred  charge.    Amortization  of  debt  issuance  costs  is  reported  as  interest  expense.    Interest  expense  related  to  the amortization  of  debt  issuance  costs  was  approximately  $2.6  million,  $4.1  million  and  $2.8  million  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015, respectively.    Amortization  of  debt  issuance  costs  for  the  year  ended  December  31,  2016  includes  $1.4  million  of  costs  related  to  the  early  termination  of  the previous term loan agreements. Presented below is a schedule of the principal repayment requirements of long-term debt by fiscal year as of December 31, 2017 (in thousands): Year ending December 31, 2018 2019 2020 2021 2022 Thereafter Total   $   $ —  268,000  300,000  —  300,000  —  868,000 8. Commitments, Contingencies and Other Matters Commitments – As  of  December  31,  2017,  the  Company  maintained  letters  of  credit  in  the  aggregate  amount  of  $59.5  million  for  the  benefit  of  various insurance  companies  as  collateral  for  retrospective  premiums  and  retained  losses  which  could  become  payable  under  the  terms  of  the  underlying  insurance contracts.  These letters of credit expire annually at various times during the year and are typically renewed.  As of December 31, 2017, no amounts had been drawn under the letters of credit. As of December 31, 2017, the Company had commitments to purchase approximately $172 million of major equipment for its drilling and pressure pumping businesses.   The Company’s pressure pumping business has entered into agreements to purchase minimum quantities of proppants and chemicals from certain vendors.  As of  December  31,  2017,  the  remaining  obligation  under  these  agreements  was  approximately  $140  million,  of  which  materials  with  a  total  purchase  price  of approximately $35.9 million are required to be purchased during 2018.  In the event that the required minimum quantities are not purchased during any contract year, the Company could be required to make a liquidated damages payment to the respective vendor for any shortfall.   F-23                               Contingencies – The Company’s operations are subject to many hazards inherent in the contract drilling and pressure pumping businesses, including inclement weather, blowouts, well fires, loss of well control, pollution, exposure and reservoir damage.  These hazards could cause personal injury or death, work stoppage, and  serious  damage  to  equipment  and  other  property,  as  well  as  significant  environmental  and  reservoir  damages.    These  risks  could  expose  the  Company  to substantial liability for personal injury, wrongful death, property damage, loss of oil and natural gas production, pollution and other environmental damages.   Any  contractual  right  to  indemnification  that  the  Company  may  have  for  any  such  risk  may  be  unenforceable  or  limited  due  to  negligent  or  willful  acts  of commission or omission by the Company, its subcontractors and/or suppliers.  In addition, certain states, including Louisiana, New Mexico, Texas and Wyoming, have enacted statutes generally referred to as “oilfield anti-indemnity acts” expressly prohibiting certain indemnity agreements contained in or related to oilfield service agreements.  Such oilfield anti-indemnity acts may restrict or void a party’s indemnification of the Company.  The Company’s customers and other third parties may dispute, or be unable to meet, their contractual indemnification obligations to the Company due to financial, legal or other reasons.  Accordingly, the Company may be unable to transfer these risks to its customers and other third parties by contract or indemnification agreements.  Incurring a liability for which the Company is not fully indemnified or insured could have a material adverse effect on its business, financial condition, cash flows and results of operations.   The Company has insurance coverage for fire, windstorm and other risks of physical loss to its rigs and certain other assets, employer’s liability, automobile liability,  commercial  general  liability,  workers’  compensation  and  insurance  for  other  specific  risks.    The  Company  has  also  elected  in  some  cases  to  accept  a greater amount of risk through increased deductibles on certain insurance policies.  For example, the Company generally maintains a $1.5 million per occurrence deductible  on  its  workers’  compensation  insurance  coverage,  a  $1.0  million  per  occurrence  deductible  on  its  equipment  insurance  coverage,  a  $2.0  million  per occurrence deductible on its general liability coverage and a $2.0 million per occurrence deductible on its automobile liability insurance coverage.  The Company also self-insures a number of other risks, including loss of earnings and business interruption and cyber risks, and does not carry a significant amount of insurance to cover risks of underground reservoir damage.   On January 22, 2018, an accident at a drilling site in Pittsburg County, Oklahoma resulted in the losses of life of five people, including three of the Company’s employees.  Based on the information the Company has available as of the date of this Report, the Company believes that it has adequate insurance to cover any losses, excluding the applicable insurance deductibles and investigation-related expenses.  However, if this accident is not, or another significant accident or other event occurs that is not, fully covered by insurance or an enforceable and recoverable indemnity from a third party, it could have a material adverse effect on the Company’s business, financial condition, cash flows and results of operations. The  Company  is  party  to  various  legal  proceedings  arising  in  the  normal  course  of  its  business.    The  Company  does  not  believe  that  the  outcome  of  these proceedings, either individually or in the aggregate, will have a material adverse effect on its financial condition, results of operations or cash flows.   Other Matters — The Company has Change in Control Agreements with its Chairman of the Board and one of its Executive Vice Presidents (the “Specified Employees”).  Each Change in Control Agreement generally has an initial term with automatic twelve-month renewals unless the Company notifies the Specified Employee at least ninety days before the end of such renewal period that the term will not be extended.  If a change in control of the Company occurs during the term of the agreement and the Specified Employee’s employment is terminated (i) by the Company other than for cause or other than automatically as a result of death,  disability  or  retirement,  or  (ii)  by  the  Specified  Employee  for  good  reason  (as  those  terms  are  defined  in  the  Change  in  Control  Agreements),  then  the Specified Employee shall generally be entitled to, among other things: • • • a bonus payment equal to the highest bonus paid after the Change in Control Agreement was entered into (such bonus payment for each Specified Employee prorated for the portion of the fiscal year preceding the termination date); a payment equal to 2.5 times (in the case of the Chairman of the Board) or 2 times (in the case of the Executive Vice President) of the sum of (i) the highest annual salary in effect for such Specified Employee and (ii) the average of the three annual bonuses earned by the Specified Employee for the three fiscal years preceding the termination date and continued coverage under the Company’s welfare plans for up to three years (in the case of the Chairman of the Board) or two years (in the case of the Executive Vice President).  Each  Change  in  Control  Agreement  provides  the  Specified  Employee  with  a  full  gross-up  payment  for  any  excise  taxes  imposed  on  payments  and  benefits received under the Change in Control Agreements or otherwise, including other taxes that may be imposed as a result of the gross-up payment.  F-24       The Company has Employment Agreements with its Chief Executive Officer, Chief Financial Officer, General Counsel and the President of the Company’s subsidiary,  Patterson-UTI  Drilling  Company  LLC  (“Patterson-UTI  Drilling”)  .    In  the  case  of  the  Chief  Executive  Officer  and  the  General  Counsel,  the Employment Agreement supersedes the prior Change in Control Agreement with each executive and, in the case of the President of Patterson-UTI Drilling, the Employment Agreement super sedes his prior employment agreement.  Each Employment Agreement generally has an initial three-year term, subject to automatic annual renewal.  The executive may terminate his employment under his Employment Agreement by providing written notice of such t ermination at least 30 days before  the  effective  date  of  such  termination.    Under  specified  circumstances,  the  Company  may  terminate  the  executive’s  employment  under  his  Employment Agreement for Cause (as defined in the Employment Agreement) by either (i) providing written notice 10 days before the effective date of such termination and by granting at least 10 days to cure the cause for such termination or (ii) by providing written notice of such termination at least 30 days before the effective date of suc h termination and by granting at least 20 days to cure the cause for such termination, provided that if the matter is reasonably determined by the Company to not be capable of being cured, the executive may be terminated for cause on the date the written n otice is delivered.  The Employment Agreement also provides for, among other things, severance payments and the continuation of certain benefits following termination by the Company of the executive other than for Cause, or  termination  by  the  executive  for  Good  Reason  (as  defined  in  each  Employment  Agreement).    Under  these  provisions,  if  the  executive’s  employment  is terminated by the Company without Cause, or the executive terminates his employment for Good Reason : • • • • the executive will have the right to receive a lump-sum payment consisting of 3 times (in the case of the Chief Executive Officer) or 2.5 times (in the case of the Chief Financial Officer, General Counsel and President of Patterson-UTI Drilling) the sum of (i) his base salary and (ii) the average annual cash bonus received by him for the three years prior to the date of termination; the executive will have the right to receive a pro-rated lump-sum payment equal to his annual cash bonus based on actual results for the year, payable at the same time as annual cash bonuses are paid to active employees, the Company will accelerate vesting of all options and restricted stock awards on the 60th day following the executive’s termination, and the Company will pay the executive certain accrued obligations and certain obligations pursuant to the terms of employee benefit plans.  If  a  termination  by  the  Company  other  than  for  Cause  or  by  the  executive  for  Good  Reason  occurs  following  a  Change  in  Control  (as  defined  in  his Employment Agreement, which for the President of Patterson-UTI Drilling includes a change in control of the Company or, in certain circumstances, of Patterson- UTI Drilling), the executive will generally be entitled to the same severance payments and benefits described above except that the pro-rated lump-sum payment for annual cash bonuses will be based on his highest annual cash bonus for the last three years, and the executive will be entitled to 36 months (in the case of the Chief Executive Officer) or 30 months (in the case of the Chief Financial Officer, General Counsel and President of Patterson-UTI Drilling) of subsidized benefits continuation coverage. 9. Stockholders’ Equity Stock Offering –  On  January  27,  2017,  the  Company  completed  an  offering  of  18.2  million  shares  of  its  common  stock  and  raised  net  proceeds  of $472 million.  The Company used the net proceeds of the offering to repay SSE’s outstanding indebtedness of approximately $472 million. F-25             Cash Dividends – The Company paid cash dividends during the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 as follows: 2017 Paid on March 22, 2017 Paid on June 22, 2017 Paid on September 21, 2017 Paid on December 21, 2017 Total cash dividends 2016 Paid on March 24, 2016 Paid on June 23, 2016 Paid on September 22, 2016 Paid on December 22, 2016 Total cash dividends 2015 Paid on March 25, 2015 Paid on June 24, 2015 Paid on September 24, 2015 Paid on December 24, 2015 Total cash dividends Per Share Total (in thousands) 0.02  0.02  0.02  0.02  0.08  0.10  0.02  0.02  0.02  0.16  0.10  0.10  0.10  0.10  0.40   $  $  $  $  $  $ 3,326  4,269  4,271  4,449  16,315  14,712  2,953  2,953  2,961  23,579  14,640  14,712  14,712  14,711  58,775   $   $   $   $   $   $ On  February  7,  2018,  the  Company’s  Board  of  Directors  approved  a  cash  dividend  on  its  common  stock  in  the  amount  of  $0.02  per  share  to  be  paid  on March 22, 2018 to holders of record as of March 8, 2018. The amount and timing of all future dividend payments, if any, are subject to the discretion of the Board of Directors and will depend upon business conditions, results of operations, financial condition, terms of the Company’s debt agreements and other factors. On September 6, 2013, the Company’s Board of Directors approved a stock buyback program that authorizes purchase of up to $200 million of the Company’s common stock in open market or privately negotiated transactions. All purchases to date have been through open market transactions. Purchases under the program are made at management’s discretion, at prevailing prices, subject to market conditions and other factors. Purchases may be made at any time without prior notice. Shares of stock purchased under the plan are held as treasury shares. There is no expiration date associated with the buyback program. As of December 31, 2017, the Company had remaining authorization to purchase approximately $187 million of the Company’s outstanding common stock under the 2013 stock buyback program. The Company acquired shares of stock from directors during 2017 and 2016 and from employees during 2017, 2016 and 2015 that are accounted for as treasury stock.  Certain  of  these  shares  were  acquired  to  satisfy  the  exercise  price  in  connection  with  the  exercise  of  stock  options.    The  remainder  of  these  shares  was acquired to satisfy payroll withholding obligations upon the settlement of performance unit awards and the vesting of restricted stock. These shares were acquired at fair market value. These acquisitions were made pursuant to the terms of the Patterson-UTI Energy, Inc. 2014 Long-Term Incentive Plan (the “2014 Plan”) and not pursuant to the stock buyback program. Treasury stock acquisitions during the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 were as follows (dollars in thousands): Treasury shares at beginning of period Purchases pursuant to 2013 stock buyback program Acquisitions pursuant to long-term incentive plan Treasury shares at end of period 10. Stock-based Compensation 2017 Shares     43,392,617  5,503  404,491      43,802,611   $  $ 2016 2015 Cost 911,094  109  7,508  918,711  Shares    43,207,240  8,488  176,889     43,392,617   $  $ Cost 907,045  183  3,866  911,094  Shares    42,818,585  8,618  380,037     43,207,240   $  $ Cost 899,035  180  7,830  907,045 The Company uses share-based payments to compensate employees and non-employee directors.  The Company recognizes the cost of share-based payments under the fair-value-based method.  Share-based awards consist of equity instruments in the form of stock options, restricted stock or restricted stock units and have included  service  and,  in  certain  cases,  performance  conditions.    The  Company  issues  shares  of  common  stock  when  vested  stock  options  are  exercised,  when restricted stock is granted and when restricted stock units and share-settled performance unit awards vest.   F-26                                                                                                                                                                                        The 2014 Plan was originally approved by the Company’s stockholders effective as of April 17, 2014 , and the Board of Directors adopted a resolution that no future  grants  would  be  made  und  er  any  of  the  Company’s  other  previously  existing  plans.      On  June  29,  2017,  the  Company’s  stockholders  approved  the amendment  and  restatement  of  the  2014  Plan  (the  “Amended  and  Restated  Plan”)  to  increase  the  number  of  shares  available  under  the  plan  to  10  ,049,156 shares.    The  aggregate  number  of  shares  of  the  Company’s  c  ommon s tock  authorized  for  grant  under  the  Amended  and  Restated  Plan  is  18.9  million,  which includes 9.1 million shares previously authorized under the 2014 Plan .   The Company’s share-based compensation plans at December 31, 2017 are as follows:   Plan Name Amended and Restated Plan Patterson-UTI Energy, Inc. 2005 Long-Term Incentive Plan, as amended A summary of the Amended and Restated Plan follows: Shares Authorized for Grant Shares Underlying Awards Outstanding Shares Available for Grant 18,900,000  —  5,286,459  3,804,500  7,647,874  — • The Compensation Committee of the Board of Directors administers the plan other than the awards to directors.   • All employees, officers and directors are eligible for awards.   • The Compensation Committee determines the vesting schedule for awards.  Awards typically vest over one year for non-employee directors and three years for employees.   • The Compensation Committee sets the term of awards and no option term can exceed 10 years.   • All options granted under the plan are granted with an exercise price equal to or greater than the fair market value of the Company’s common stock at the time the option is granted.   • The  plan  provides  for  awards  of  incentive  stock  options,  non-incentive  stock  options,  tandem  and  freestanding  stock  appreciation  rights,  restricted  stock awards, other stock unit awards, performance share awards, performance unit awards and dividend equivalents.  As of December 31, 2017, non-incentive stock options, restricted stock awards, restricted stock units and performance unit awards had been granted under the plan.   Options  granted  under  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan  (the  “2005  Plan”)  typically  vested  over  one  year  for  non-employee directors and three years for employees.  All options were granted with an exercise price equal to the fair market value of the related common stock at the time of grant.  Restricted stock awards granted under the 2005 Plan typically vested over one year for non-employee directors and three years for employees.   Stock Options— The Company estimates the grant date fair values of stock options using the Black-Scholes-Merton valuation model.  Volatility assumptions are based on the historic volatility of the Company’s common stock over the most recent period equal to the expected term of the options as of the date the options are granted.  The expected term assumptions are based on the Company’s experience with respect to employee stock option activity.  Dividend yield assumptions are  based  on  the  expected  dividends  at  the  time  the  options  are  granted.    The  risk-free  interest  rate  assumptions  are  determined  by  reference  to  United  States Treasury yields.  No options were granted during the year ended December 31, 2017.  Weighted-average assumptions used to estimate grant date fair values for stock options granted during the years ended December 31, 2016 and 2015 are as follows: Volatility Expected term (in years) Dividend yield Risk-free interest rate Stock option activity for the year ended December 31, 2017 follows: Outstanding at beginning of year Exercised Expired Outstanding at end of year Exercisable at end of year F-27 2016 2015 35.11%    5.00  2.05%    1.40%    37.95% 5.00  2.00% 1.37% Shares Weighted-average exercise price 6,687,150  (50,000) (600,000) 6,037,150  5,515,968   $  $  $  $  $ 20.68  18.63  24.17  20.35  20.49                                                                                                  Options outstanding at December 31, 2017 have an aggregate intrinsic value of approximately  $ 25.9 million and a weighted-average  remaining contractual term  of  4.65   years.    Options  exercisable  at  December  31,  2017  have  an  aggregate  intrinsic  value  of  approximately  $  23.7   million  and  a  weighted-average remaining contractual term of 4. 3 1 years. Additional information with respect to options granted, vested and exercised during the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 follows: Weighted-average grant date fair value of stock options granted (per share) Aggregate grant date fair value of stock options vested during the year    (in thousands) Aggregate intrinsic value of stock options exercised (in thousands) 2017 2016 2015 NA   $ 4.90   $ $   $ 4,565  209   $  $ 4,729  366   $  $ 5.79  5,077  — As of December 31, 2017, options to purchase 521,182 shares were outstanding and not vested.  All of these non-vested options are expected to ultimately vest. Additional information as of December 31, 2017 with respect to these non-vested options follows: Aggregate intrinsic value Weighted-average remaining contractual term Weighted-average remaining expected term Weighted-average remaining vesting period Unrecognized compensation cost $2.1 million 8.2 years 3.2 years 1.4 years $2.6 million Restricted Stock— For all restricted stock awards to date, shares of common stock were issued when the awards were made.  Non-vested shares are subject to forfeiture for failure to fulfill service conditions and, in certain cases, performance conditions.  Non-forfeitable dividends are paid on non-vested shares of restricted stock.  The Company uses the straight-line method to recognize periodic compensation cost over the vesting period.   Restricted stock activity for the year ended December 31, 2017 follows: Non-vested restricted stock outstanding at beginning of year Granted Vested Forfeited Non-vested restricted stock outstanding at end of year Shares 1,427,455  890,904  (764,213) (23,808) 1,530,338   $  $  $  $  $ Weighted- average Grant Date Fair Value 22.26  21.78  23.40  22.34  21.41 As  of  December  31,  2017,  approximately  1.5  million  shares  of  non-vested  restricted  stock  outstanding  are  expected  to  vest.    Additional  information  as  of December 31, 2017 with respect to these non-vested shares follows: Aggregate intrinsic value Weighted-average remaining vesting period Unrecognized compensation cost $34.0 million 1.3 years $19.6 million Restricted Stock Units— For all restricted stock unit awards made to date, shares of common stock are not issued until the units vest.  Restricted stock units are subject to forfeiture for failure to fulfill service conditions and, in certain cases, performance conditions.  Non-forfeitable cash dividend equivalents are paid on certain non-vested restricted stock units, and forfeitable dividend equivalents are accrued on certain other restricted stock units that will be paid upon vesting.  The Company uses the straight-line method to recognize periodic compensation cost over the vesting period.   Restricted stock unit activity for the year ended December 31, 2017 follows: Non-vested restricted stock units outstanding at beginning of year Granted Assumed (1) Vested Forfeited Non-vested restricted stock units outstanding at end of year Shares 191,655  1,238,692  505,551  (549,451) (49,174) 1,337,273   $  $  $  $  $  $ Weighted-average Grant Date Fair Value 19.85  19.85  22.45  22.24  21.26  19.80 (1) Restricted stock unit awards under the Seventy Seven Energy Inc. 2016 Omnibus Incentive Plan, which was adopted, assumed, amended and renamed by the Company in connection with the SSE merger.  No additional awards will be made under this plan. F-28                                                                                                      Performance Unit Awards.   The Company has granted share-settled  performance  unit awards to certain executive officers  (the “Performance  Units”) on an annual  basis  since  2010.    The  Performance  Units  provide  for  the  recipients  to  receive  a  grant  of  shares  of  common  stock  upon  the  a  chievement  of  certain performance  goals  during  a  specified  period  established  by  the  Compensation  Committee.   The  performance  period  for  the  Performance  Units  is  the  three  year period commencing on April 1 of the year of grant, except that for the Performa nce Units granted in 2013 the performance period was extended pursuant to its terms, as described below, and for the Performance Units granted in 2017 the three-year performance period commenced on May 1.   The  performance  goals  for  the  Performance  Units  are  tied  to  the  Company’s  total  shareholder  return  for  the  performance  period  as  compared  to  total shareholder return for a peer group determined by the Compensation Committee.  These goals are considered to be market conditions under the relevant accounting standards and the market conditions were factored into the determination of the fair value of the respective Performance Units. Generally, the recipients will receive a target number of shares if the Company’s total shareholder return during the performance period, when compared to the peer group, is at the 50 th percentile.  If the Company’s total shareholder return during the performance period, when compared to the peer group, is at the 75 th percentile or higher, then the recipients will receive two times the target number of shares.  If the Company’s total shareholder return during the performance period, when compared to the peer group, is at the 25 th percentile, the recipients will only receive one-half of the target number of shares.  If the Company’s total shareholder return during the performance period, when compared to the peer group, is between the 25 th and 75 th percentile, then the shares to be received by the recipients will be determined on a pro-rata basis.   For the Performance Units awarded prior to 2016, there is no payout unless the Company’s total shareholder return is positive and, when compared to the peer group, is at or above the 25 th percentile.  In respect of the 2013 Performance Units, for which the performance period ended March 31, 2016, the Company’s total shareholder return for the performance period was negative, the Company’s total shareholder return for the performance period when compared to the peer group was above the 75 th percentile, and there was no payout; provided, however, that pursuant to the terms of those 2013 awards, if, during the two-year period ending March 31, 2018, the Company’s total shareholder return for any 30 consecutive day period equals or exceeds 18 percent on an annualized basis from April 1, 2013 through the last day of such 30 consecutive day period, and the recipient is actively employed by the Company through the last day of the extended performance period, then the Company will issue to the recipient the number of shares equal to the amount the recipient would have been entitled to receive had the Company’s total shareholder return been positive during the initial three-year performance period. For the Performance Units granted in April 2016, if the Company’s total shareholder return is negative, and, when compared to the peer group is at or above the 25th  percentile,  then  the  recipients  will  receive  one-half  of  the  number  of  shares  they  would  have  received  had  the  Company’s  total  shareholder  return  been positive.  For the Performance Units granted in May 2017, the payout is based on relative performance and does not have an absolute performance requirement. The total target number of shares with respect to the Performance Units for the years 2012-2017 is set forth below: Target number of shares 2017 Performance Unit Awards 186,198  2016 Performance Unit Awards 185,000  2015 Performance Unit Awards 190,600  2014 Performance Unit Awards 154,000  2013 Performance Unit Awards 236,500  2012 Performance Unit Awards 192,000 The 2012 Performance Units settled with an 87th total shareholder return percentile and 384,000 shares were issued.  The 2014 Performance Units settled with an 89 th total shareholder return percentile and a negative total shareholder return, so there was no payout under such Performance Units. Because the Performance Units are stock-settled awards, they are accounted for as equity awards and measured at fair value on the date of grant using a Monte Carlo simulation model. The fair value of the Performance Units is set forth below (in thousands): Aggregate fair value at date of grant 2017 Performance Unit Awards 5,780    $ 2016 Performance Unit Awards 3,854   $ 2015 Performance Unit Awards 4,052   $ 2014 Performance Unit Awards 5,388   $ 2013 Performance Unit Awards 5,564   $ 2012 Performance Unit Awards 3,065  $ These fair value amounts are charged to expense on a straight-line basis over the performance period. Compensation expense associated with the Performance Units is set forth below (in thousands): Year ended December 31, 2017 Year ended December 31, 2016 Year ended December 31, 2015 2017 Performance Unit Awards 1,284    $ NA  NA  2016 Performance Unit Awards 1,285   $ 963   $ NA  2015 Performance Unit Awards 1,351   $ 1,351   $ 1,013  2014 Performance Unit Awards  $ 449  1,796   $ 1,796   $ 2013 Performance Unit Awards NA  464  1,855   $  $ 2012 Performance Unit Awards NA  NA  255  $ F-29                                                           Dividends on Equity Awards – Non-forfeitable  cash  dividends  are  paid  on  restricted  stock  awards  and  dividend  equivalents  are  paid  or  accrued  on certain restricted stock units.  These dividends are recognized as follows: • Dividends are recognized as reductions of retained earnings for the portion of restricted stock awards expected to vest.   • Dividends are recognized as additional compensation cost for the portion of restricted stock awards that are not expected to vest or that ultimately do not vest. • Dividend equivalents are recognized as reductions of retained earnings for the portion of restricted stock units expected to vest. • Dividend equivalents are recognized as additional compensation cost for the portion of restricted stock units that are not expected to vest or that ultimately do not vest.   11. Leases The  Company  incurred  rent  expense  of  $48.9  million,  $25.3  million  and  $37.6  million  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015, respectively.  Rent expense is primarily related to short-term equipment rentals that are generally passed through to customers.   Future minimum rental payments required under operating leases having initial or remaining non-cancelable lease terms in excess of one year at December 31, 2017 are as follows (in thousands): Year ending December 31, 2018 2019 2020 2021 2022 Thereafter Total 12. Income Taxes   $   $ 13,616  9,368  7,112  5,165  3,844  8,917  48,022 Components of the income tax provision applicable to federal, state and foreign income taxes for the years ended December 31, 2017, 2016 and 2015 are as follows (in thousands): Federal income tax benefit: Current Deferred State income tax expense (benefit): Current Deferred Foreign income tax expense (benefit): Current Deferred Total income tax benefit: Current Deferred Total income tax benefit: 2017 2016 2015   $  $ (42) (335,106) (335,148)  $ (24,777) (134,592) (159,369) (215) 4,511  4,296  (3,108) 249  (2,859) (257) (14,163) (14,420) (368) (3,405) (3,773) (3,365) (330,346) (333,711)  $ (25,402) (152,160) (177,562)  $   $ (42,020) (83,812) (125,832) (3,480) (12,433) (15,913) (2,590) (3,628) (6,218) (48,090) (99,873) (147,963) F-30                                                                                                                                                                                                                                            The  difference  between  the  statutory  federal  income  tax  rate  and  the  effective  income  tax  rate  for  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and  2015  is summarized as follows: Statutory tax rate State income taxes - net of the federal income tax benefit Permanent differences One-time tax effects of tax reform Share-based payments Acquisition related differences Other differences, net Effective tax rate 2017 2016 2015 35.0%    1.9  (1.3) 66.7  3.6  (3.3) (0.8) 101.8%    35.0%    2.0  (0.1) —  —  —  (1.1) 35.8%    35.0% 2.1  (1.3) —  —  —  (2.4) 33.4% The effective tax rate increased by approximately 66.0% to 101.8% for 2017 compared to 2016, primarily due to a 66.7% increase related to tax reform enacted on December 22, 2017 and a 3.6% increase for excess tax benefits from employee stock compensation deductions.  These increases were partially offset by a 3.3% decrease in the effective tax rate for acquisitions that resulted in the revaluation of deferred tax assets and liabilities at the new state tax rates at which they are expected to reverse.  The lower 2015 effective tax rate is primarily related to the impact of goodwill impairment charges in 2015, along with an adjustment to the Company’s deferred tax liability associated with the 2010 conversion of its Canadian operations to a controlled foreign corporation. Tax reform reduces the U.S. federal corporate tax rate from 35% to 21% beginning in 2018, requires companies to pay a one-time transition tax on foreign earnings  that  were  previously  tax  deferred,  creates  new  taxes  on  future  foreign  earnings,  places  a  new  limitation  on  the  tax  deductibility  of  interest  expense, accelerates the expensing of certain business assets, and reduces the amount of executive pay that will be tax deductible, among other changes.  Based on a reduced U.S.  federal  corporate  tax  rate  of  21%  from  tax  reform,  the  Company  remeasured  certain  deferred  tax  assets  and  liabilities  at  the  tax  rates  at  which  they  are expected  to reverse  in the future.   Due to the limited  time  to consider tax reform  and its various  interpretations,  the Company is still analyzing  and refining  its calculations, which could potentially affect the measurement of these balances or give rise to new deferred tax amounts, however, in certain cases, the Company has made a reasonable estimate of the effects on its existing deferred tax balances and the one-time transition tax.  For the items for which the Company was able to determine a reasonable estimate, it recognized a provisional amount, in accordance with SAB 118, of approximately $219 million of tax benefit, which is included as a component of income tax expense from continuing operations resulting in the above impact to the Company’s 2017 effective income tax rate. The one-time transition tax is based on the total post-1986 earnings and profits (E&P) of the Company’s foreign operation which it has previously deferred from U.S. income taxes.  Based on its current analysis, the Company has estimated an E&P deficit and therefore has not recorded any additional taxes for the one- time  transition  tax.    The  Company  notes  that  its  analysis  of  the  transition  tax  is  provisional  and  represents  a  reasonable  estimate  resulting  from  the  mandatory deemed repatriation of its post-1986 untaxed foreign E&P.  Determining the provisional transition tax required a significant number of steps, including determining the composition of the Company’s post-1986 untaxed foreign E&P that is held in cash or liquid assets and other assets at several measurement dates, as a different rate  is  applied  to  each  when  determining  the  transition  tax  liability,  and  analyzing  the  Company’s  accumulated  foreign  post-1986  E&P,  including  historical practices and assertions.  As a result of these factors, as well as the proximity of the enactment of tax reform to its year-end, the Company had limited time to consider tax reform and its various interpretations and has not completed its calculation of the total post-1986 E&P amounts of its foreign operations.  Adjustments to the Company’s estimates may occur once it finalizes these calculations. Prior to tax reform, the Company had elected to permanently reinvest unremitted earnings in Canada effective January 1, 2010, and it intended to do so for the foreseeable future.  As a result, no deferred United States federal or state income taxes had been provided on such unremitted foreign earnings.  With the enactment of tax reform, there is a new territorial tax system that provides for a 100% dividends received deduction on future earnings, if remitted.  However, the Company will need to continue to evaluate its reinvestment intentions on future earnings and any other residual basis differences in order to determine whether it can continue to  assert  indefinite  reinvestment  or  whether  it  will  be  required  to  provide  for  additional  taxes  that  would  be  due  on  future  earnings  if  remitted,  such  as  foreign withholding taxes or state and local taxes.  The Company will also need to determine whether it will be required to provide for additional taxes on any other outside basis  differences  in  its  foreign  operations.    Due  to  the  limited  time  to  consider  these  provisions,  the  Company  is  still  evaluating  how  tax  reform  will  affect  its existing  accounting  position  to  indefinitely  reinvest  unremitted  foreign  earnings.    The  Company  will  continue  to  assert  permanent  reinvestment  with  respect  to future unremitted earnings and has not recorded any deferred federal or state income taxes that would be provided on future unremitted earnings.  The Company will finalize its intentions on whether it will permanently reinvest its foreign unremitted earnings within the measurement period provided under SAB 118. F-31                                                                           Tax reform also introduced a new GILTI U.S. tax on certain off-shore earnings at an effective tax rate of 10.5 % for tax years beginning after December 31, 2017  (increasing  to  13.125%  for  tax  years  beginning  after  December  31,  2025)  with  a  partial  offset  for  any  related  foreign  tax  credits.    The  Company  is  still evaluating the GILTI provisions of t ax reform and its impact, if any, on the Company’s consolidated financial statements at December   31, 2017.  The FASB staff allowed companies to adopt an accounting policy to either provide deferred taxes for GILTI or treat it as a tax cost in the year incurred.  Th e Company has not yet determined  its  accounting  policy  because  determining  the  impact  of  the  GILTI  provisions  requires  analysis  of  its  existing  legal  entity  structure,  the  reversal  of differences in the assets and liabilities of its foreign subsidiaries, a nd its ability to offset any tax with foreign tax credits.  As such, the Company did not record a deferred income tax expense or benefit related to the GILTI provisions in its c onsolidated s tatement of o perations for the year ended December   31, 2017 and wi ll finalize its evaluation of the GILTI provisions during the measurement period provided under SAB   118.   In  addition  to  the  provisions  above,  the  tax  reform  also  changed  the  individuals  whose  compensation  is  subject  to  a  $1  million  cap  on  deductibility  under Section 162(m) and includes performance-based compensation such as stock options and stock appreciation rights in the calculation.  For taxable years beginning before December 31, 2017, a public company had been able to deduct up to $1 million of compensation paid to covered employees consisting of the chief executive officer  and  the  next  three  highest  compensated  officers,  but  not  the  chief  financial  officer  (CFO).    However,  the  limit  did  not  apply  to  performance-based compensation.  The new law expands the definition of covered employees to include the CFO and any individual who has been considered a covered employee, even if that individual is no longer a covered employee.  Thus, once an individual is a covered employee, the deduction limitation applies to compensation paid to that individual at any point in the future, including after a separation from service.  Any individual who is a covered employee for a tax year after December 31, 2016 will remain a covered employee for all future years.  The law also eliminates the exception for performance-based compensation.  The provision generally applies to taxable years beginning after December 31, 2017 and provides a transition for compensation paid pursuant to a written binding contract that is in effect on  November  2,  2017.    The  Company  will  need  to  carefully  review  the  terms  of  its  compensation  plans  and  agreements  to  assess  whether  such  plans  and agreements are considered to be written binding contracts in effect on November 2, 2017.  Due to the complexity of applying this new provision and the limited time to consider tax reform, the Company has not yet completed its analysis of these new provisions and will finalize its analysis during the measurement period provided under SAB 118. In March 2016, the FASB issued Accounting Standards Update No. 2016-09, "Compensation-Stock Compensation".  The new standard was effective for the Company on January 1, 2017.  Among other provisions, the new standard requires that excess tax benefits and tax deficiencies that arise upon vesting or exercise of share-based payments be recognized as income tax benefits and expenses in the income statement.  Previously, such amounts were recorded to additional paid-in- capital.  This aspect of the new guidance was required to be adopted prospectively.  The effective income tax rate for the year ended December 31, 2017 includes approximately $12 million of excess tax benefits from share-based compensation awards that vested or were exercised during the period. During 2017, there was significant merger and acquisition activity by the Company.  Based on this activity, an evaluation was made of the Company’s overall state deferred tax rate, resulting in a slightly increased rate.  The Company remeasured certain deferred tax assets and liabilities at the tax rates at which they are expected to reverse in the future and recorded additional taxes of approximately $11 million, impacting the 2017 effective income tax rate. The tax effect of significant temporary differences representing deferred tax assets and liabilities at December 31, 2017 and 2016 are as follows (in thousands): Deferred tax assets: Net operating loss carryforwards Alternative minimum tax credit Scientific research and experimental development tax credit Expense associated with stock options and restricted stock Workers' compensation allowance Federal benefit of state deferred tax liabilities Other Total deferred tax assets Deferred tax liabilities: Property and equipment basis difference Other Total deferred tax liabilities Net deferred tax liability F-32 2017 2016   $ $ 285,542    $ 7,907    898    12,338    19,662    5,660    27,066    359,073    (695,111)   (10,923)   (706,034)   (346,961)   $ 203,485  7,907  —  17,116  26,157  5,310  14,998  274,973  (911,972) (9,538) (921,510) (646,537)                                                                                                     In assessing the realizability of deferred tax assets, management considers whether it is more likely than not that some portion or all of the deferred tax assets will not be realized, and necessary allowances are provided.  The ultimate realization of deferr ed tax assets is dependent upon the generation of future taxable income during the periods in which those temporary differences become deductible.  Management considers the Company’s carryback availability, the scheduled reversal of deferred tax liabilitie s, projected future taxable income and tax planning strategies in making this assessment.  The Company expects the full carrying value of its deferred tax assets at December 31, 2017 and 2016 to be realized as a result of the timing of the reversal s of its existing taxable temporary differences , which will give rise to taxable income and offset deductible temporary differences in the permitted carryforward periods.   As of December 31, 2017 , the Company does not consider a valuation allowance necessary. Other deferred tax assets consist primarily of the tax effect of various allowance accounts and tax-deferred expenses expected to generate future tax benefits of approximately  $27.1  million.    Other  deferred  tax  liabilities  of  approximately  $10.9  million  consists  primarily  of  the  tax  effect  of  receivables  from  insurance companies and tax-deferred income not yet recognized for tax purposes.   For  income  tax  purposes,  the  Company  has  approximately  $1.1  billion  of  gross  federal  net  operating  losses,  approximately  $19.2  million  of  Canadian  net operating  losses  and  approximately  $678  million  of  post-apportionment  state  net  operating  losses  as  of  December  31,  2017.    Of  these  amounts,  approximately $11 million of Canadian and $1 million of state losses will be carried back to prior years and the remaining balance can be carried forward to future years.  Net operating  losses  that  can  be  carried  forward,  if  unused,  are  scheduled  to  expire  as  follows:  2023—$137,000;  2024—$2.4  million;  2025—$2.8  million;  2026— $17.4 million; 2027—$102,000; 2029—$33.2 million; 2030—$28.6 million; 2031—$101.9 million; 2032—$9.7 million; 2034—$30,000; 2035—$302.7 million, 2036 - $644.6 million; and 2037—$647.1 million. As of December 31, 2017, the Company had no unrecognized tax benefits.  The Company has established a policy to account for interest and penalties related to uncertain income tax positions as operating expenses.  As of December 31, 2017, the tax years ended December 31, 2013 through December 31, 2016 are open for  examination  by  U.S.  taxing  authorities.    As  of  December  31,  2017,  the  tax  years  ended  December  31,  2013  through  December  31,  2016  are  open  for examination by Canadian taxing authorities.   13. Employee Benefits The Company maintains a 401(k) plan for all eligible employees.  The Company’s operating results include expenses of approximately $8.7 million in 2017, $4.4 million in 2016 and $7.1 million in 2015 for the Company’s contributions to the plan. 14. Business Segments At  December  31,  2017,  the  Company  had  three  business  segments:  (i)  contract  drilling  of  oil  and  natural  gas  wells,  (ii)  pressure  pumping  services  and  (iii) directional drilling services.  Each of these segments represents a distinct type of business.  These segments have separate management teams which report to the Company’s chief operating decision maker.  The results of operations in these segments are regularly reviewed by the chief operating decision maker for purposes of determining resource allocation and assessing performance.   Contract Drilling — The Company markets its contract drilling services to major and independent oil and natural gas operators.  As of December 31, 2017, the Company had 295 marketed land-based drilling rigs in the continental United States and western Canada.   For  the  years  ended  December  31,  2017,  2016  and,  2015,  contract  drilling  revenue  earned  in  Canada  was  $13.7  million,  $15.6  million  and  $37.5  million, respectively.  Additionally, long-lived assets within the contract drilling segment located in Canada totaled $52.0 million and $44.0 million as of December 31, 2017 and 2016, respectively.   Pressure Pumping —  The  Company  provides  pressure  pumping  services  to  oil  and  natural  gas  operators  primarily  in  Texas  and  the  Mid-Continent  and Appalachian regions.  Pressure pumping services are primarily well stimulation services (such as hydraulic fracturing) and cementing services for the completion of new wells and remedial work on existing wells.  Well stimulation involves processes inside a well designed to enhance the flow of oil, natural gas, or other desired substances from the well.  Cementing is the process of inserting material between the wall of the well bore and the casing to support and stabilize the casing.   Directional Drilling — The Company provides a comprehensive suite of directional drilling services in most major producing onshore oil and gas basins in the United States. Major Customer —  During  2017,  no  single  customer  accounted  for  more  than  10%  of  the  Company’s  consolidated  operating  revenues.    During  2016,  one customer  accounted  for  approximately  $124  million  or  14%  of  the  Company’s  consolidated  operating  revenues.    During  2015,  one  customer  accounted  for approximately  $244 million or 13% of the Company’s consolidated operating revenues.  These revenues in 2015 and 2016 were earned in both the Company’s contract drilling and pressure pumping businesses.   F-33         The following tables summari ze selected financial information relating to the Company’s business segments (in thousands): 2017 Year Ended December 31, 2016 2015 Revenues: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations(a) Elimination of intercompany revenues(b) Total revenues Income (loss) before income taxes: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate Other operating income (expense), net (c) Interest income Interest expense Other Loss before income taxes Identifiable assets: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate(d) Total assets Depreciation, depletion, amortization and impairment: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate Total depreciation, depletion, amortization and impairment Capital expenditures: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate Total capital expenditures   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 1,041,492    $ 1,200,311    45,580    76,781    (7,480)   2,356,684    $ (171,897)   $ 21,028    (21)   (20,813)   (152,792)   31,957    1,866    (37,472)   343    (327,801)   $ 544,196    $ 354,070    —    18,299    (699)   915,866    $ (235,858)   $ (176,628)   —    (3,391)   (54,672)   14,323    327    (40,366)   69    (496,196)   $ 3,931,994    $ 1,209,424    301,275    172,094    144,069    5,758,856    $ 3,032,819    $ 653,630    —    48,885    36,957    3,772,291    $ 538,891    $ 198,006    9,347    29,402    7,695    783,341    $ 354,425    $ 171,436    7,795    31,547    1,884    567,087    $ 467,974    $ 184,872    —    10,114    5,474    668,434    $ 72,508    $ 39,584    —    6,116    1,591    119,799    $ 1,155,565  712,454  —  24,931  (1,673) 1,891,277  (78,970) (254,998) —  (14,269) (57,088) (1,647) 964  (36,475) 34  (442,449) 3,457,044  813,704  —  38,726  155,574  4,465,048  618,434  214,552  —  26,301  5,472  864,759  527,054  197,577  —  16,625  2,520  743,776 ( a) (b) (c) (d) Other  operations  includes  the  Company’s  oilfield  rental  tools  business,  pipe  handling  components  and  related  technology  business,  the  oil  and  natural  gas  working interests and the Middle East/North Africa activities. In 2017, intercompany revenues consists of contract drilling and revenues from other operations for services provided to contract drilling, pressure pumping and within other operations. In 2016, intercompany revenues consists of contract drilling and revenues within other operations. In 2015, intercompany revenues only consisted of contract drilling.   Other  operating  income  (expense),  net  includes  net  gains  or  losses  associated  with  the  disposal  of  assets  relate  to  corporate  strategy  decisions  of  the  executive management  group.    Accordingly,  the  related  gains  or  losses  have  been  separately  presented  and  excluded  from  the  results  of  specific  segments.    This  caption  also includes expenses related to certain legal settlements net of insurance reimbursements. Corporate assets primarily include cash on hand, income tax receivables, certain property and equipment, and certain deferred tax assets. F-34                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     15. Concentrations of Credit Risk Financial instruments which potentially subject the Company to concentrations of credit risk consist primarily of demand deposits, temporary cash investments and trade receivables.   The Company believes it has placed its demand deposits and temporary cash investments with high credit-quality financial institutions.  At December 31, 2017 and 2016, the Company’s demand deposits and temporary cash investments consisted of the following (in thousands):   Deposits in FDIC and SIPC-insured institutions under insurance limits Deposits in FDIC and SIPC-insured institutions over insurance limits Deposits in foreign banks Less outstanding checks and other reconciling items Cash and cash equivalents 2017 2016   $   $ 13,860    $ 106,849    21,479    142,188    (99,360)   42,828    $ 846  12,866  27,557  41,269  (6,117) 35,152 Concentrations  of  credit  risk  with  respect  to  trade  receivables  are  primarily  focused  on  companies  involved  in  the  exploration  and  development  of  oil  and natural  gas  properties.    The  concentration  is  somewhat  mitigated  by  the  diversification  of  customers  for  which  the  Company  provides  services.    As  is  general industry practice, the Company typically does not require customers to provide collateral.  No significant losses from individual customers were experienced during the years ended December 31, 2017, 2016 or 2015.  No expense for bad debts was recognized in 2017, 2016 or 2015.   16. Fair Values of Financial Instruments The  carrying  values  of  cash  and  cash  equivalents,  trade  receivables  and  accounts  payable  approximate  fair  value  due  to  the  short-term  maturity  of  these items.  These fair value estimates are considered Level 1 fair value estimates in the fair value hierarchy of fair value accounting.   The estimated fair value of the Company’s outstanding debt balances as of December 31, 2017 and 2016 is set forth below (in thousands): Borrowings under Credit Agreement: Revolving credit facility 4.97% Series A Senior Notes 4.27% Series B Senior Notes Total debt December 31, 2017 December 31, 2016 Carrying Value Fair Value Carrying Value Fair Value   $   $ 268,000  300,000  300,000  868,000   $  $ 268,000  303,966  295,616  867,582   $  $ —  300,000  300,000  600,000   $  $ —  283,534  263,194  546,728 The carrying value of the balances outstanding under the revolving credit facility approximates its fair values as this instrument has floating interest rates.  The fair values of the Series A Notes and Series B Notes at December 31, 2017 and 2016 are based on discounted cash flows associated with the respective notes using current  market  rates  of  interest  at  those  respective  dates.    For  the  Series  A  Notes,  the  current  market  rates  used  in  measuring  this  fair  value  were  4.46%  at December  31,  2017  and  6.65%  at  December  31,  2016.    For  the  Series  B  Notes,  the  current  market  rates  used  in  measuring  this  fair  value  were  4.64%  at December 31, 2017 and 7.02% at December 31, 2016.  These fair value estimates are based on observable market inputs and are considered Level 2 fair value estimates in the fair value hierarchy of fair value accounting.   F-35                                                                                                             17. Quarterly Financial Information (in thousands, except per share amounts) (unaudited) 2017 Operating revenues Operating loss Net income (loss) Net income (loss) per common share: Basic Diluted 2016 Operating revenues Operating loss Net loss Net loss per common share: Basic Diluted 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter 305,175    $ (92,639)   (63,539)   579,186    $ (140,236)   (92,184)   684,989    $ (38,016)   (33,769)   (0.40)   $ (0.40)   $ (0.46)   $ (0.46)   $ (0.16)   $ (0.16)   $ 787,334  (21,647) 195,402  0.88  0.88  268,939    $ (95,259)   (70,503)   193,907    $ (124,332)   (85,866)   206,133    $ (123,409)   (84,143)   246,887  (113,226) (78,122) (0.48)   $ (0.48)   $ (0.58)   $ (0.58)   $ (0.58)   $ (0.58)   $ (0.53) (0.53)   $   $   $   $   $   $ F-36                                                                                                                                                                                                   PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES SCHEDULE II — VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS Description Year Ended December 31, 2017 Deducted from asset accounts: Allowance for doubtful accounts Year Ended December 31, 2016 Deducted from asset accounts: Allowance for doubtful accounts Year Ended December 31, 2015 Deducted from asset accounts: Allowance for doubtful accounts (1) Consists of uncollectible accounts written off.   Beginning Balance Charged to Costs and Expenses Deductions(1) Ending Balance (In thousands) 3,191    $ —    $ (868)   $ 2,323  3,545    $ —    $ (354)   $ 3,191  3,546    $ —    $ (1)   $ 3,545     $   $   $ S-1                                                                                                                                                                                 Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, Patterson-UTI Energy, Inc. has duly caused this Report on Form 10-K to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized.   SIGNATURES PATTERSON-UTI ENERGY, INC. By: /s/ William Andrew Hendricks, Jr. William Andrew Hendricks, Jr. President and Chief Executive Officer Date: February 20, 2018 Pursuant  to  the  requirements  of  the  Securities  Exchange  Act  of  1934,  this  Report  on  Form  10-K  has  been  signed  by  the  following  persons  on  behalf  of Patterson-UTI Energy, Inc. and in the capacities indicated as of February 20, 2018.   Signature /s/ Mark S. Siegel Mark S. Siegel /s/ William Andrew Hendricks, Jr. William Andrew Hendricks, Jr. (Principal Executive Officer) /s/ C. Andrew Smith C. Andrew Smith (Principal Financial and Accounting Officer) /s/ Charles O. Buckner Charles O. Buckner /s/ Michael W. Conlon Michael W. Conlon /s/ Curtis W. Huff Curtis W. Huff /s/ Terry H. Hunt Terry H. Hunt /s/ Tiffany J. Thom Tiffany J. Thom S-2 Title Chairman of the Board President, Chief Executive Officer and Director Executive Vice President and Chief Financial Officer Director Director Director Director Director                                                                                                                Exhibit 4.2 REGISTRATION RIGHTS AGREEMENT between PATTERSON-UTI ENERGY, INC. and THE SELLERS PARTY HERETO Dated as of October 6, 2017         TABLE OF CONTENTS ARTICLE I DEFINITIONS Section 1.1 Section 1.2 Definitions Registrable Securities ARTICLE II REGISTRATION RIGHTS Section 2.1 Section 2.2 Section 2.3 Section 2.4 Section 2.5 Section 2.6 Section 2.7 Section 2.8 Section 2.9 Shelf Registration Piggyback Registration Sale Procedures Cooperation by Holders Restrictions on Public Sale by Holders of Registrable Securities Expenses Indemnification Transfer or Assignment of Registration Rights Aggregation of Registrable Securities ARTICLE III MISCELLANEOUS Section 3.1 Section 3.2 Section 3.3 Section 3.4 Section 3.5 Section 3.6 Section 3.7 Section 3.8 Section 3.9 Section 3.10 Section 3.11 Section 3.12 Section 3.13 Communications Successors and Assigns Assignment of Rights Recapitalization (Exchanges, etc. Affecting the Common Stock) Enforcement Counterparts Governing Law, Submission to Jurisdiction Waiver of Jury Trial Severability of Provisions Entire Agreement Amendment No Presumption Against the Drafting Party Interpretation i Page 1 1 4 4 4 6 8 10 11 11 12 14 14 14 14 15 15 15 15 15 15 16 16 16 16 17 17                                         REGISTRATION RIGHTS AGREEMENT REGISTRATION  RIGHTS  AGREEMENT,  dated  as  of  October  6  ,  2017  (this  “  Agreement ”),  among  Patterson-UTI Energy, Inc., a Delaware corporation (the “ Company ”), and the Persons identified on Schedule A hereto (each, a “ Seller ” and, collectively, the “ Sellers ”). WHEREAS, the Company and the Sellers are parties to a Securities Purchase Agreement, dated as of September 4 , 2017 (the “ Purchase Agreement ”), pursuant to which the Sellers are selling to the Company, and the Company is purchasing from the Sellers, 100% of the issued and outstanding limited liability company interests in Multi-Shot, LLC, a Texas limited liability company (the “ Sale ”); WHEREAS, in accordance with Section 2.2 of the Purchase Agreement, as consideration for and at the closing of the Sale, the Company is (i) issuing 7,541,478 shares of Common Stock to the Sellers and (ii) depositing 1,256,913 shares of Common Stock with  Continental  Stock  Transfer  &  Trust  Company  (the  “  Escrow Agent ”)  to  be  held  and  distributed  by  the  Escrow  Agent  in accordance with the terms of the Escrow Agreement (all such shares that are distributed to the Sellers in accordance with the Escrow Agreement, together with the shares of Common Stock described in the foregoing clause (i), the “ Shares ”); WHEREAS, the Company has agreed to provide the registration and other rights set forth in this Agreement for the benefit of the Sellers pursuant to the Purchase Agreement; and WHEREAS,  it is a condition  to the obligations  of the Company  and the Sellers  under the Purchase  Agreement  that this Agreement be executed and delivered; NOW THEREFORE, in consideration of the mutual covenants and agreements set forth herein and for good and valuable consideration,  the  receipt  and  sufficiency  of  which  are  hereby  acknowledged  by  each  party  hereto,  the  parties  hereby  agree  as follows: ARTICLE I DEFINITIONS Section 1.1 Definitions .  The terms set forth below are used herein as so defined: “  Affiliate ”  means,  with  respect  to  any  Person,  any  other  Person  that  directly,  or  indirectly  through  one  or  more intermediaries, controls, is controlled by, or is under common control with, such first Person. “ Agreement ” has the meaning specified therefor in the introductory paragraph. “ Automatic Shelf Registration Statement ” means  an “automatic  shelf registration  statement”  as defined  in Rule 405 promulgated under the Securities Act. “ Business Day ” means any day that is not a Saturday, a Sunday or other day on which banks are required or authorized by Law to be closed in The City of New York. 1     “ Closing ” has the meaning specified in the Purchase Agreement. “ Closing Date ” has the meaning specified in the Purchase Agreement. “ Commission ” means the United States Securities and Exchange Commission. “ Common Stock ” means the common stock, par value $0.01 per share, of the Company. “ Company ” has the meaning specified therefor in the introductory paragraph of this Agreement. “ Effective Date ” means the date of effectiveness of a Shelf Registration Statement filed pursuant to Section 2.1(a) . “ Effectiveness Period ” has the meaning specified therefor in Section 2.1(a) . “ Escrow Agent ” has the meaning specified therefor in the Recitals of this Agreement. “ Escrow Agreement ” has the meaning specified in the Purchase Agreement. “  Exchange Act ”  means  the  Securities  Exchange  Act  of  1934,  as  amended  from  time  to  time,  and  the  rules  and regulations of the Commission promulgated thereunder. “ Filing Date ” has the meaning specified therefore in Section 2.1(a) .   “ Governmental Authority ” has the meaning set forth in the Purchase Agreement. “ Holder ” means the record holder of any Registrable Securities. “ Incentive Plan Assignee ” has the meaning specified therefore in Section 2.8 . “ Included Registrable Securities ” has the meaning specified therefor in Section 2.2(a) . “ Law ” has the meaning set forth in the Purchase Agreement. “ Liquidated Damages ” has the meaning specified therefor in Section 2.1(c) .   “ Liquidated Damages Multiplier ” has the meaning specified therefor in Section 2.1(c) . “ Losses ” has the meaning specified therefor in Section 2.7(a) . “ Managing Underwriter ”  means,  with  respect  to  any  Underwritten  Offering,  the  book  running  lead  manager  of  such Underwritten Offering. “ NASDAQ ” means the NASDAQ Global Select Market.   “ Other Holder ” has the meaning specified in Section 2.2(b) . 2   “  Person ”  means  any  individual,  corporation,  partnership,  limited  liability  company,  limited  liability  partnership, syndicate,  person,  trust,  association,  organization  or  other  entity,  including  any  Governmental  Authority,  and  including  any successor, by merger or otherwise, of any of the foregoing. “ Piggyback Opt-Out Notice ” has the meaning specified therefor in Section 2.2(a) . “ Piggyback Registration ” has the meaning specified therefor in Section 2.2(a) . “ Purchase Agreement ” has the meaning specified therefor in the Recitals of this Agreement. “ Purchased Share Price ” means $19.89 per share. “ Registrable Securities ” means (a) the Shares and (b) any shares of Common Stock issued or issuable with respect to the Shares by way of a stock dividend or stock split or in exchange for or upon conversion of such shares or otherwise in connection with a combination of shares, distribution, recapitalization, merger, consolidation, other reorganization or other similar event with respect to the Common  Stock (it being understood  that, for purposes of this Agreement,  a Person shall be deemed to be a Holder whenever  such  Person  has  the  right  to  then  acquire  or  obtain  from  the  Company  any  Registrable  Securities,  whether  or  not  such acquisition has actually been effected). “ Registration Expenses ” has the meaning specified therefor in Section 2.6(a) . “ Resale Opt-Out Notice ” has the meaning specified therefor in Section 2.1(b) . “ Securities Act ” means the Securities Act of 1933, as amended from time to time, and the rules and regulations of the Commission promulgated thereunder. “ Seller ” or “ Sellers ” has the meaning set forth in the introductory paragraph of this Agreement. “ Selling Expenses ” has the meaning specified therefor in Section 2.6(a) . “ Selling Holder ” means a Holder who is selling Registrable Securities pursuant to a registration statement. “ Shares ” has the meaning specified therefor in the Recitals of this Agreement. “ Shelf Registration Statement ” means a registration statement under the Securities Act to permit the public resale of the Registrable Securities from time to time as permitted by Rule 415 of the Securities Act (or any similar provision then in force under the Securities Act). “ Specified Holder ” means any Holder that is not an Incentive Plan Assignee. “ Target Effective Date ” has the meaning specified therefor in Section 2.1(c) . 3   “ Underwritten Offering ” means an offering (including an offering pursuant to a Shelf Registration Statement) in which Common  Stock  is sold  to an  underwriter  on a firm  commitment  basis for reoffering  to the public  or  an offering  that  is a “bought deal”  with  one  or  more  investment  banks.  For  the  avoidance  of  doubt,  any  offering  or  sale  of  Common  Stock  by  the  Company pursuant to an “at-the-market” offering as defined in Rule 415(a)(4) of the Securities Act shall not be considered an Underwritten Offering hereunder. “ WKSI ” means a well-known seasoned issuer (as defined in the rules and regulations of the Commission). Section  1.2  Registrable  Securities  .    Any  Registrable  Security  will  cease  to  be  a  Registrable  Security  at  the  earliest of the following: (a) when a registration statement covering such Registrable Security has been declared effective by the Commission and  such  Registrable  Security  has  been  sold  or  disposed  of  pursuant  to  such  effective  registration  statement;  (b)  when  such Registrable  Security  has  been  disposed  of  pursuant  to  any  section  of  Rule  144  (or  any  similar  provision  then  in  force)  under  the Securities  Act;  (c)  when  such  Registrable  Security  is  held  by  the  Company  or  one  of  its  subsidiaries;  (d)  when  such  Registrable Security has been sold in a private transaction in which the transferor’s rights under this Agreement are not assigned to the transferee of such securities; and (e) as to Registrable Securities beneficially owned by a Holder, the date on which all Registrable Securities beneficially owned by such Holder may be sold in a single sale pursuant to any section of Rule 144 under the Securities Act (or any similar provision then in force under the Securities Act) without any restriction or other requirement that must be satisfied by such Holder or the Company. Section 2.1 Shelf Registration . ARTICLE II REGISTRATION RIGHTS (a)  Shelf  Registration  .    As  soon  as  practicable  following  the  Closing,  but  in  no  event  more  than  30  days following  the  Closing  Date  ,  the  Company  shall  use  its  commercially  reasonable  efforts  to  prepare  and  file  a  Shelf  Registration Statement under the Securities Act covering the Registrable Securities.  The Company shall use its commercially reasonable efforts to  cause  such  Shelf  Registration  Statement  to  become  effective  as  promptly  as  practicable  after  the  date  of  filing  of  such  Shelf Registration  Statement  (the  “  Filing Date ”).    The  Company  will  use  its  commercially  reasonable  efforts  to  cause  such  Shelf Registration Statement filed pursuant to this Section 2.1(a) to be continuously effective under the Securities Act until the earliest of (i)  all  Registrable  Securities  covered  by  the  Shelf  Registration  Statement  have  been  distributed  in  the  manner  set  forth  and  as contemplated in such Shelf Registration Statement, (ii) there are no longer any Registrable Securities outstanding or (iii) three years from the Effective Date (the “ Effectiveness Period ”).  A Shelf Registration Statement filed pursuant to this Section 2.1(a) shall be on  such  appropriate  registration  form  of  the  Commission  as  shall  be  selected  by  the  Company;  provided  ,  however  ,  that  if  the Company is a WKSI at the time a Shelf Registration Statement is required to be filed hereunder, such Shelf Registration Statement shall be filed as an Automatic Shelf Registration Statement.  A Shelf Registration Statement when declared effective (including the documents incorporated therein by reference) will comply as to form in all material respects with all applicable requirements of the Securities Act and the Exchange Act 4   and will not contain an untrue statement of a material fact or omit to state a material fact required to be stated therein or necessary to make the statements therein not misleading (and, in the case of any prospectus contained in such Shelf Registration Statement, in the light  of  the  circumstances  under  which  a  statement  is  made).    As  soon  as  practicable  following  the  date  that  a  Shelf  Registration Statement  filed  pursuant  to  this  Section  2.1(a)  becomes  effective,  but  in  any  event  within  five  Business  Days  of  such  date,  the Company shall provide the Holders with written notice of the effectiveness of a Shelf Registration Statement ; provided that no such notice shall be required if such Shelf Registration Statement is an Automatic Shelf Registration Statement .    (b)  Resale  Registration  Opt-Out  .    Any  Holder  may  deliver  advance  written  notice  (a  “  Resale Opt-Out Notice ”) to the Company  requesting that such Holder not be included in a Shelf Registration  Statement  filed pursuant to Section 2.1(a) .  Following receipt of a Resale Opt-Out Notice from a Holder, the Company shall not be required to include the Registrable Securities of such Holder in such Shelf Registration Statement. (c)  Failure  to  Become  Effective  .    If  a  Shelf  Registration  Statement  required  by  Section  2.1(a)  does  not become or is not declared effective within 120 days after the Filing Date (the “ Target Effective Date ”), then the Holders shall be entitled  to  a  payment  (with  respect  to  each  of  the  Holder’s  Registrable  Securities  which  are  included  in  such  Shelf  Registration Statement), as liquidated damages and not as a penalty, (i) for each non-overlapping 30-day period for the first 60 days following the Target Effective Date, an amount equal to (A) 0.25% times (B) the product of (x) the Purchased Share Price times (y) the number of Registrable  Securities,  then  held  by  such  Holder  and  included  on  such  Shelf  Registration  Statement  (such  product  of  (x)  and  (y) being  the  “  Liquidated Damages Multiplier ”),  and  (ii)  for  each  non-overlapping  30-day  period  beginning  on  the  61st  day following  the  Target  Effective  Date,  with  such  payment  amount  increasing  by  an  additional  amount  equal  to  0.25%  times  the Liquidated Damages Multiplier per non-overlapping 30-day period for each subsequent 60 days (i.e., 0.5% for 61-120 days, 0.75% for 121-180 days, and 1.0% thereafter) up to a maximum amount equal to 1.0% times the Liquidated Damages Multiplier per non- overlapping 30-day period (the “ Liquidated Damages ”), until such time as the Shelf Registration Statement is declared effective or there are no longer any Registrable Securities outstanding.  The Liquidated Damages shall accrue on a daily basis and be paid to the Sellers in cash within ten Business Days of the end of such 30-day period.  Any Liquidated Damages shall be paid to the Sellers in immediately  available  funds.    For  the  avoidance  of  doubt,  nothing  in  this  Section  2.1(c)  shall  relieve  the  Company  from  its obligations under Section 2.1(a) . (d)  Waiver  of  Liquidated  Damages  .    If  the  Company  is  unable  to  cause  a  Shelf  Registration  Statement  to become  effective  by  the  Target  Effective  Date  as  a  result  of  an  acquisition,  merger,  reorganization,  disposition  or  other  similar transaction,  then  the  Company  may  request  a  waiver  of  the  Liquidated  Damages,  which  may  be  granted  by  the  consent  of  the majority of Holders that have been included on such Shelf Registration Statement, in their sole discretion, and which such waiver shall apply to all the Holders included on such Shelf Registration Statement. 5   (e)  Delay  Rights  .    Notwithstanding  anything  to  the  contrary  contained  herein,  the  Company  may  delay the filing of a Shelf Registration Statement required by Section 2.1(a) and may , upon written notice to any Selling Holder whose Registrable Securities are included in the Shelf Registration Statement, suspend such Selling Holder’s use of any prospectus which is a  part  of  the  Shelf  Registration  Statement  (in  which  event  the  Selling  Holder  shall  discontinue  sales  of  the  Registrable  Securities pursuant to the Shelf Registration Statement) if (i) the Company is pursuing an acquisition, merger, reorganization, disposition or other  similar  transaction  and  the  Company  determines  in  good  faith  that  the  Company’s  ability  to  pursue  or  consummate  such  a transaction  would  be  materially  and  adversely  affected  by  any  required  disclosure  of  such  transaction  in  the  Shelf  Registration Statement  or  (ii)  the  Company  has  experienced  some  other  material  non-public  event  the  disclosure  of  which  at  such  time,  in  the good faith judgment of the Company, would materially and adversely affect the Company; provided , however , that in no event shall the Selling Holders be suspended from selling Registrable Securities pursuant to the Shelf Registration Statement for a period that exceeds an aggregate o f 60 days in any 180 day period .  Upon disclosure of such information or the termination of the condition described above, the Company shall provide prompt notice to the Selling Holders whose Registrable Securities are included in the Shelf  Registration  Statement,  and shall  promptly  terminate  any suspension  of sales it has put into  effect  and shall  take such other actions necessary or appropriate to permit registered sales of Registrable Securities as contemplated in this Agreement. Section 2.2 Piggyback Registration . (a)  Participation  .    If  the  Company  proposes  to  file  (A)  a  registration  statement  under  the  Securities  Act providing for the public offering of Common Stock, for its own account or for the account of a selling stockholder, for sale to the public in an Underwritten Offering, excluding a registration statement on Form S-4 or Form S-8 promulgated under the Securities Act (or any successor forms thereto), a registration statement for the sale of Common Stock issued upon conversion of debt securities or any other form not available for registering the Registrable Securities for sale to the public, or (B) a prospectus supplement to an effective Shelf Registration Statement, so long as the Company is a WKSI at such time or, whether or not the Company is a WKSI, so long as the Registrable Securities were previously included in the underlying Shelf Registration Statement, then, in each case with respect to an Underwritten Offering of Common Stock, the Company will notify each Specified Holder of the proposed filing and afford each Specified  Holder an opportunity  to include in such Underwritten  Offering all or any part of the Registrable  Securities then  held  by  such  Specified  Holder  (the  “  Included Registrable Securities ”)  that  may  properly  be  offered  on  such  registration statement (a “ Piggyback Registration ”).  Each Specified Holder of Registrable Securities agrees that the fact that such a notice has been delivered shall constitute confidential information and such Specified Holder agrees not to disclose that such notice has been delivered or effect any public sale or distribution  of Common Stock until the earlier of (i) the date that the applicable  registration statement  or  prospectus  supplement  has  been  filed  with  the  Commission  and  (ii)  20  days  after  the  date  of  such  notice.    Each Specified Holder desiring to include in such Piggyback Registration all or part of such Registrable Securities held by such Specified Holder that may be included in such Piggyback Registration shall, within three Business Days after receipt of the above-described notice from the Company in the case of a filing of a registration statement and within two Business Days after the day of receipt of the above-described notice from the Company in the case of a filing of a prospectus supplement to an effective Shelf Registration Statement with 6   respect to a Piggyback Registration, so notify the Company in writing, and in such notice shall inform the Company of the number of shares of Registrable Securities such Specified Holder wishes to include in such Piggyback Registration and provide the Company with  such  information  with  respect  to  such  Specified Holder  as  shall  be  reasonably  necessary  in  order  to  assure  compliance  with federal and applicable state securities L aws.  If no request for inclusion from a Specified Holder is received within the time period specified in this Section 2.2(a) , such Specified Holder shall have no further right to participate in such Piggyback Registration.  For the avoidance of doubt, the Company shall not be required to register any Registrable Securities upon the request of any Specified Holder pursuant to a Piggyback Registration, or to permit the related prospectus or prospectus supplement to be used, in connection with any offering or transfer of Registrable Securities by a Specified Holder other than pursuant to an Underwritten Offering. If, at any  time  after  giving  written  notice  of  its  intention  to  undertake  an  Underwritten  Offering  and  prior  to  the  closing  of  such Underwritten  Offering,  the  Company  shall  determine  for  any  reason  not  to  undertake  or  to  delay  such  Underwritten  Offering,  the Company may, at its election, give written notice of such determina tion to the Selling Holders and (x) in the case of a determination not  to  undertake  such  Underwritten  Offering,  shall  be  relieved  of  its  obligation  to  sell  any  Included  Registrable  Securities  in connection with such terminated Underwritten Offering, and (y) in the case of a determination to delay such Underwritten Offering, shall  be  permitted  to  delay  offering  any  Included  Registrable  Securities  for  the  same  period  as  the  delay  in  the  Underwritten Offering.   Any Specified Holder may deliver written notice (a “ Piggyback Opt-Out Notice ”) to the Company requesting that such Specified  Holder  not  receive  notice  from  the  Company  of  any  proposed  Underwritten  Offering;  provided  ,  however  ,  that  such Specified Holder may later revoke any such Piggyback Opt-Out Notice in writing.  Following receipt of a Piggyback Opt-Out Notice from a Specified Holder (unless subsequently revoked), the Company shall not be required to deliver any notice to such Specified Holder pursuant to this Section 2.2(a) and such Specified Holder shall no longer be entitled to participate in Underwritten Offerings by the Company pursuant to this Section 2.2(a) . For the avoidance of doubt, no Incentive Right Assignee shall have any right to participate in any Piggyback Registration pursuant to , and no Incentive Right Assignee shall be a Selling Holder for purposes of, this Section 2.2 . (b)  Priority  of  Piggyback  Registration  .    If  the  Managing  Underwriter  or  Underwriters  of  any  proposed Underwritten Offering of shares of Common Stock included in a Piggyback Registration advise the Company that the total shares of Common Stock which the Selling Holders and any other Persons intend to include in such offering exceeds the number which can be sold in such offering without being likely to have an adverse effect on the price, timing or distribution of Common Stock offered or the market for the Common Stock, then the Common Stock to be included in such Underwritten Offering shall include the number of shares  of  Common  Stock  that  such  Managing  Underwriter  or  Underwriters  advise  the  Company  can  be  sold  without  having  such adverse effect, with such number to be allocated (i) first, to the Company and (ii)  second, pro rata among the Selling Holders and any other Persons who have been or are granted registration rights on or after the date of this Agreement (the “ Other Holders ”) who  have  requested  participation  in  the  Piggyback  Registration  (based,  for  each  such  Selling  Holder  or  Other  Holder,  on  the percentage derived by dividing (A) the number of shares of Common Stock proposed to be sold by such Selling Holder or such Other Holder in such offering; by (B) the aggregate number of shares of Common Stock proposed to be sold by all Selling Holders and all Other Holders in the Piggyback Registration). 7   (c)  General  Procedures  .    In  connection  with  any  Underwritten  Offering  ,  the  Company  shall  be  entitled to select the Managing Underwriter or Underwriters .  In connection with an Underwritten Offering contemplated by this Agreement in  which  a  Selling  Holder  participates,  each  Selling  Holder  shall  be  obligated  to  enter  into  an  underwriting  agreement  with  the Managing Underwriter or Underwriters which contains such representations, covenants, indemnities and other rights and obligations as are customary in underwriting agreements for firm commitment offerings of equity securities.  No Selling Holder may participate in  such  Underwritten  Offering  unless  such  Selling  Holder  agrees  to  sell  its  Registrable  Securities  on  the  basis  provided  in  such underwriting  agreement  and  completes  and  executes  all  questionnaires,  powers  of  attorney,  indemnities  and  other  documents reasonably  required  under  the  terms  of  such  underwriting  agreement  .    No  Selling  Holder  shall  be  required  to  make  any representations  or  warranties  to  or  agreements  with  the  Company  or  the  underwriters  other  than  representations,  warranties  or agreements regarding such Selling Holder and its ownership of the securities being registered on its behalf and its intended method of distribution and any ot her representation required by L aw.  If any Selling Holder disapproves of the terms of an U nderwrit ten Offering , such Selling Holder may elect to withdraw therefrom by notice to the Company and the Managing Underwriter; provided , however , that such withdrawal must be made at least one Business Day prior to the time of pricing of such Underwritten Offering to be effective.  No such withdrawal or abandonment shall affect the Company’s obligation to pay Registration Expenses. Section  2.3  Sale  Procedures  .    In  connection  with  its  obligations  under  this  Article  II  ,  the  Company  will,  as promptly as practicable: (a)  subject  to  Section  2.1(e)  ,  prepare  and  file  with  the  Commission  such  amendments  and  supplements to the Shelf Registration Statement and the prospectus used in connection therewith as may be necessary to keep a Shelf Registration Statement effective for the Effectiveness Period and as may be necessary to comply with the provisions of the Securities Act with respect to the disposition of all Registrable Securities covered by a Shelf Registration Statement; (b)  furnish  to  each  Selling  Holder  (i)  as  far  in  advance  as  reasonably  practicable  before  filing  a  Shelf Registration Statement or any other registration statement contemplated by this Agreement or any supplement or amendment thereto (other than any amendment or supplement resulting from the filing of a document incorporated by reference therein), upon request, copies of reasonably complete drafts of all such documents proposed to be filed (excluding exhibits and any document incorporated by reference therein ), and provide each such Selling Holder the opportunity to object to any information pertaining to such Selling Holder and its plan of distribution that is contained therein and make the corrections reasonably requested by such Selling Holder with  respect  to  such  information  prior  to  filing  such  Shelf  Registration  Statement  or  such  other  registration  statement  and  the prospectus included therein or any such supplement or amendment thereto, and (ii) such number of copies of such Shelf Registration Statement  or  such  other  registration  statement  and  the  prospectus  included  therein  and  any  such  supplements  and  amendments thereto as such Persons may reasonably request in order to facilitate the public sale or other disposition of the Registrable Securities covered by such Shelf Registration Statement or any other registration statement; 8   (c)  if  applicable,  use  its  commercially  reasonable  efforts  to  register  or  qualify  the  Registrable  Securities covered by a Shelf Registration Statement or any other registration statement contemplated by this Agreement under the securities or blue sky laws of such jurisdictions as the Selling Holders shall reasonably request, provided that the Company will not be required to qualify generally to transact business in any jurisdiction where it is not then required to so qualify or to take any action which would subject it to general service of process in any such jurisdiction where it is not then so subject; (d)  promptly  notify  each  Selling  Holder,  at  any  time  when  a  prospectus  relating  thereto  is  required  to  be delivered under the Securities Act, of (i) the filing of a Shelf Registration Statement or any other registration statement contemplated by  this  Agreement  or  any  prospectus  included  therein  or  any  amendment  or  supplement  thereto  (other  than  any  amendment  or supplement resulting from the filing of a document incorporated by reference therein) , and, with respect to such Shelf Registration Statement or any other registration statement or any post-effective amendment thereto, in each case other than an Automatic Shelf Registration Statement, when the same has become effective; and (ii) the receipt of any written comments from the Commission with respect  to  any  filing  referred  to  in  clause  (i)  and  any  written  request  by  the  Commission  for  amendments  or  supplements  to  such Shelf Registration Statement or any other registration statement or any prospectus or prospectus supplement thereto; (e)  immediately  notify  each  Selling  Holder,  at  any  time  when  a  prospectus  relating  thereto  is  required  to be  delivered  under  the  Securities  Act,  of  (i)  the  happening  of  any  event  as  a  result  of  which  the  prospectus  contained  in  a  Shelf Registration Statement or any other registration statement contemplated by this Agreement or any supplemental amendment thereto, includes an untrue statement of a material fact or omits to state any material fact required to be stated therein or necessary to make the  statements  therein  not  misleading  in  the  light  of  the  circumstances  then  existing;  (ii)  the  issuance  or  threat  of  issuance  by  the Commission of any stop order suspending the effectiveness of such Shelf Registration Statement or any other registration statement contemplated  by  this  Agreement,  or  the  initiation  of  any  proceedings  for  that  purpose;  or  (iii)  the  receipt  by  the  Company  of  any notification with respect to the suspension of the qualification of any Registrable Securities for sale under the applicable securities or blue sky laws of any jurisdiction.  Following the provision of such notice but subject to Section 2.1(e) , the Company agrees to as promptly as practicable amend or supplement the prospectus or prospectus supplement or take other appropriate action so that the prospectus or prospectus supplement does not include an untrue statement of a material fact or omit to state a material fact required to be stated therein or necessary to make the statements therein not misleading in the light of the circumstances then existing and to take such other action as is necessary to remove a stop order, suspension, threat thereof or proceedings related thereto; (f)  otherwise  use  its  commercially  reasonable  efforts  to  comply  with  all  applicable  rules  and  regulations of the Commission, and make available to its security holders , as soon as reasonably practicable, an earnings statement covering the period of at least 12 months, but not more than 18 months, beginning with the first full calendar month after the Effective Date of such registration statement, which earnings statement shall satisfy the provisions of Section l1(a) of the Securities Act and Rule 158 promulgated thereunder; 9   (g)  make  available  to  the  appropriate  representatives  of  the  Selling  Holders  access  to  such  information and  the  Company  personnel  as  is  reasonable  and  customary  to  enable  such  parties  and  their  representatives  to  establish  a  due diligence  defense  under  the  Securities  Act;  provided  that  the  Company  need  not  disclose  any  non-public  information  to  any  such representative unless and until the Selling Holders and such representative s ha ve entered into a confidentiality agreement with the Company; letters in connection with the sale of Registrable Securities by any Selling Holder utilizing the Shelf Registration Statement; (h)  use  all  commercially  reasonable  efforts  to  procure  customary  legal  opinions  and  auditor  “comfort” securities exchange or nationally recognized quotation system on which similar securities issued by the Company are then listed; (i)  cause  all  such  Registrable  Securities  registered  pursuant  to  this  Agreement  to  be  listed  on  each (j)  use  its  commercially  reasonable  efforts  to  cause  the  Registrable  Securities  to  be  registered  with  or approved  by  such  other  governmental  agencies  or  authorities  as may  be  necessary  by  virtue  of  the  business  and  operations  of  the Company to enable the Selling Holders to consummate the disposition of such Registrable Securities; statement not later than the Effective Date; and (k)  provide  a  transfer  agent  and  registrar  for  all  Registrable  Securities  covered  by  such  registration (l)  if  reasonably  requested  by  a  Selling  Holder,  (i)  incorporate  in  a  prospectus  supplement  or  post- effective  amendment  such  information  as  such  Selling  Holder  reasonably  requests  to  be  included  therein  relating  to  the  sale  and distribution  of  Registrable  Securities  by  such  Selling  Holder,  including  information  with  respect  to  the  number  of  Registrable Securities  being  offered  or  sold,  the  purchase  price  being  paid  therefor  and  any  other  terms  of  the  offering  of  the  Registrable Securities to be sold in such offering; and (ii) make all required filings of such prospectus supplement or post-effective amendment after being notified of the matters to be incorporated in such prospectus supplement or post-effective amendment. Each  Selling  Holder,  upon  receipt  of  notice  from  the  Company  of  the  happening  of  any  event  of  the  kind  described  in subsection (e) of this Section 2.3 , shall forthwith discontinue disposition of the Registrable Securities until such Selling Holder’s receipt of the copies of the supplemented  or amended prospect us contemplated  by subsection  (e) of  this  Section 2.3 or until it is advised  in  writing  by  the  Company  that  the  use  of  the  prospectus  may  be  resumed,  and  has  received  copies  of  any  additional  or supplemental  filings  incorporated  by  reference  in  the  prospectus,  and,  if  so  directed  by  the  Company,  such  Selling  Holder  will deliver to the Company (at the Company’s expense) all copies in its possession or control, other than permanent file copies then in such Selling Holder’s possession, of the prospectus and any prospectus supplement covering such Registrable Securities current at the time of receipt of such notice. Section  2.4  Cooperation  by  Holders  .    The  Company  shall  have  no  obligation  to  include  Registrable  Securities  of  a Holder in the Shelf Registration Statement or in an Underwritten Offering under Article II of this Agreement if such Selling Holder has failed to timely furnish such information which, in the opinion of counsel to the Company, is reasonably required in order for the registration statement or prospectus supplement, as applicable, to comply with the Securities Act. 10   Section  2.5  Restrictions  on  Public  Sale  by  Holders  of  Registrable  Securities  .      Regardless  of  whether  a  Holder elects  to  include  shares  of  Common  Stock  that  constitute  Registrable  Securities  in  an  Underwritten  Offering,  each  Holder  of Registrable Securities hereby agrees that it shall not, to the extent requested by the Company or an underwriter of securities of the Company, directly or indirectly sell, offer to sell (including any short sale or hedging or similar transaction with the same economic effect as a sale), grant any option or otherwise transfer or dispose of any Registrable Securities or other securities of the Company or any securities convertible into or exchangeable or exercisable for Common Stock of the Company then owned by such Holder during the period beginning 14 days prior to the expected date of “pricing” of such offering and continuing for a period not to exceed 90 days following the effective date of a registration statement for an Underwritten Offering or the date of a prospectus supplement filed with the Commission with respect to the pricing of an Underwritten Offering, other than the sale or distribution of shares of Common Stock that constitute Registrable Securities in such Underwritten Offering; provided , however , that such period shall in no event be greater than that which applies to executive officers and directors of the Company.  In order to enforce the foregoing covenant, the Company shall have the right to impose stop transfer instructions with respect to the Registrable Securities and such other securities of each Holder (and the securities of every other Person subject to the foregoing restriction) until the end of such period. Section 2.6 Expenses . (a)  Certain  Definitions  .    “  Registration Expenses ”  means  all  expenses  incident  to  the  Company  ’s performance  under  or  compliance  with  this  Agreement  to  effect  the  registration  of  Registrable  Securities  in  a  Shelf  Registration Statement  pursuant  to  Section  2.1  or  a  Piggyback  Registration  pursuant  to  Section  2.2  ,  and  the  disposition  of  such  securities, including,  without  limitation,  all  registration  ,  filing,  securities  exchange  listing  and  NASDAQ  fees,  all  registration,  filing, qualification and other fees and expenses of complying with securities or blue sky laws, fees of the Financial Industry Regulatory Authority, including, transfer taxes and fees of transfer agents and registrars, all word processing, duplicating and printing expenses, the fees and disbursements of counsel and independent public accountants for the Company, including the expenses of any special audits  or  “cold  comfort”  letters  required  by  or  incident  to  such  performance  and  compliance.    Except  as  otherwise  provided  in Section  2.7  ,  the  Company  shall  not  be  responsible  for  legal  fees  incurred  by  Holders  in  connection  with  the  exercise  of  such Holders’  rights  hereunder.    In  addition,  the  Company  shall  not  be  responsible  for  any  “  Selling Expenses ,”  which  means  all underwriting fees, discounts and selling commissions and transfer taxes allocable to the sale of the Registrable Securities. (b)  Expenses  .    The  Company  will  pay  all  reasonable  Registration  Expenses  in  connection  with  a  Shelf Registration Statement or a Piggyback Registration, whether or not any sale is made pursuant to such Shelf Registration Statement or Piggyback Registration.  Each Selling Holder shall pay all Selling Expenses in connection with any sale of its Registrable Securities hereunder. 11   Section 2.7 Indemnification . (a)  By  the  Company  .    In  the  event  of  a  registration  of  any  Registrable  Securities  under  the  Securities  Act pursuant to this Agreement, the Company will indemnify and hold harmless each Selling Holder thereunder, its directors, officers, employees, agents and managers, and each Person, if any, who controls such Selling Holder within the meaning of the Securities Act and the Exchange Act, and its directors, officers, employees, agents and managers, against any losses, claims, damages, expenses or liabilities  (including  reasonable  attorneys’  fees  and  expenses)  (collectively,  “  Losses ”),  joint  or  several,  to  which  such  Selling Holder or controlling Person may become subject under the Securities Act, the Exchange Act or otherwise, insofar as such Losses (or actions or proceedings, whether commenced or threatened, in respect thereof) arise out of or are based upon any untrue statement or alleged untrue statement of any material fact (in the case of any prospectus, in light of the circumstances under which such statement is  made)  contained  in  the  Shelf  Registration  Statement  or  any  other  registration  statement  contemplated  by  this  Agreement,  any preliminary  prospectus  or  final  prospectus  contained  therein,  or  any  free  writing  prospectus  related  thereto,  or  any  amendment  or supplement thereof, or arise out of or are based upon the omission or alleged omission to state therein a material fact required to be stated therein or necessary to make the statements therein (in the case of a prospectus, in light of the circumstances under which they were made) not misleading, and will reimburse each such Selling Holder, its directors and officers and each such controlling Person for any legal or other expenses reasonably incurred by them in connection with investigating or defending any such Loss or actions or proceedings; provided , however , that the Company will not be liable in any such case if and to the extent that any such Loss arises out of or is based upon an untrue statement or alleged untrue statement or omission or alleged omission so made in conformity with  information  furnished  by  such  Selling  Holder  or  such  controlling  Person  in  writing  expressly  for  inclusion  in  the  Shelf Registration Statement or such other registration statement, or prospectus supplement, as applicable. (b)  By  Each  Selling  Holder  .    Each  Selling  Holder  agrees  to,  severally  and  not  jointly,  indemnify  and hold harmless the Company, its directors, officers, employees and agents and each Person, if any, who controls the Company within the meaning of the Securities Act or of the Exchange Act to the same extent as the foregoing indemnity from the Company to the Selling  Holders,  but  only  with  respect  to  information  regarding  such  Selling  Holder  furnished  in  writing  by  or  on  behalf  of  such Selling  Holder  expressly  for  inclusion  in  the  Shelf  Registration  Statement  or  prospectus  supplement  relating  to  the  Registrable Securities, or any amendment or supplement thereto. (c)  Notice  .    Promptly  after  receipt  by  an  indemnified  party  hereunder  of  notice  of  the  commencement  of any action, such indemnified party shall, if a claim in respect thereof is to be made against the indemnifying party hereunder, notify the indemnifying party in writing thereof, but the omission so to notify the indemnifying party shall not relieve it from any liability which it may have to any indemnified party other than under this Section 2.7(c) except to the extent that the indemnifying party is materially prejudiced by such failure.  In any action brought against any indemnified party, it shall notify the indemnifying party of the commencement thereof.  The indemnifying party shall be entitled to participate in and, to the extent it shall wish, to assume and undertake the defense thereof with counsel reasonably satisfactory to such indemnified party and, after notice from the indemnifying party to such 12   indemnified party of its election so to assume and undertake the defense thereof, the indemnifying party shall not be liable to such indemnified  party under this Section 2.7(c) for any legal expenses subsequently  incurred by such indemnified  party in connection with the defense thereof other than reasonable costs of investigation  and of liaison with counsel so selected; provided , however , that, (i) if the indemnifying party has failed to assume the defense and employ counsel or (ii) if the defendants in any such action include both the indemnified party and the indemnifying party and counsel to the indemnified party shall have concluded that there may  be  reasonable  defenses  available  to  the  indemnified  party  that  are  different  from  or  additional  to  those  available  to  the indemnifying  party,  or  if  the  interests  of  the  indemnified  party  reasonably  may  be  deemed  to  conflict  with  the  interests  of  the indemnifying party, then the indemnified party shall have the right to select a separate counsel and to assume such legal defense and otherwise  to  participate  in  the  defense  of  such  action,  with  the  reasonable  expenses  and  fees  of  such  separate  counsel  and  other reasonable expenses related to such participation to be reimbursed by the indemnifying party as incurred.  Notwithstanding any other provision of this Agreement, the indemnifying party shall not settle any indemnified claim without the consent of the indemnified party, unless the settlement thereof imposes no liability or obligation on, includes a complete release from liability of, and does not contain any admission of wrong doing by, the indemnified party. (d)  Contribution  .    If  the  indemnification  provided  for  in  this  Section  2.7  is  held  by  a  court  or  government agency of competent jurisdiction to be unavailable to the Company or any Selling Holder or is insufficient to hold them harmless in respect  of  any  Losses,  then  each  such  indemnifying  party,  in  lieu  of  indemnifying  such  indemnified  party,  shall  contribute  to  the amount  paid  or  payable  by  such  indemnified  party  as  a  result  of  such  Losses  in  such  proportion  as  is  appropriate  to  reflect  the relative fault of the Company on the one hand and of such Selling Holder on the other in connection with the statements or omissions which resulted in such Losses, as well as any other relevant equitable considerations.  The relative fault of the Company on the one hand and each Selling Holder on the other shall be determined by reference to, among other things, whether the untrue or alleged untrue  statement  of  a  material  fact  or  the  omission  or  alleged  omission  to  state  a  material  fact  has  been  made  by,  or  relates  to, information supplied by such party, and the parties’ relative intent, knowledge, access to information and opportunity to correct or prevent such statement or omission.  The parties hereto agree that it would not be just and equitable if contributions pursuant to this paragraph  were  to  be  determined  by  pro  rata  allocation  or  by  any  other  method  of  allocation  which  does  not  take  account  of  the equitable considerations referred to in the first sentence of this paragraph.  The amount paid by an indemnified party as a result of the Losses referred to in the first sentence of this paragraph shall be deemed to include any legal and other expenses reasonably incurred by such indemnified party in connection with investigating or defending any Loss which is the subject of this paragraph.  No Person guilty  of  fraudulent  misrepresentation  (within  the  meaning  of  Section  11(f)  of  the  Securities  Act)  shall  be  entitled  to  contribution from any Person who is not guilty of such fraudulent misrepresentation. indemnification or contribution which an indemnified party may have pursuant to law, equity, contract or otherwise. (e)  Other  Indemnification  .    The  provisions  of  this  Section  2.7  shall  be  in  addition  to  any  other  rights  to 13   Section  2.8  Transfer  or  Assignment  of  Registration  Rights  .    The  rights  to  cause  the  Company  to  register Registrable Securities granted to the Sellers by the Company under this Article II may be transferred or assigned by each Seller only to one or more transferee(s) or assignee(s) of such Registrable Securities who are (a) Affiliates of such Seller and, (b) in the case of MS  Incentive  Plan  Holdco,  LLC,  to  participants  in  that  certain  MS  Incentive  Plan  Holdco,  LLC  Transaction  Incentive  Plan  (any Person that becomes a Holder as an assignee described in this clause (b) that is not otherwise a Seller or an Affiliate of a Seller , an “ Incentive Plan Assignee ”) .  The Company shall be given written notice prior to any said transfer or assignment, stating the name and address of each such transferee and identifying the securities with respect to which such registration rights are being transferred or assigned, and each such transferee shall assume in writing responsibility for its obligations of such Seller under this Agreement. Section  2.9  Aggregation  of  Registrable  Securities  .    All  Registrable  Securities  held  or  acquired  by  Persons  who  are Affiliates  of  one  another  shall  be  aggregated  together  for  the  purpose  of  determining  the  availability  of  any  rights  under  this Agreement. ARTICLE III MISCELLANEOUS Section  3.1  Communications  .    All  notices  and  demands  provided  for  hereunder  shall  be  in  writing  and  shall  be given by registered or certified mail, return receipt requested, e-mail, air courier guaranteeing overnight delivery or personal delivery to the following addresses: (a) If to a Seller, to such address indicated on Schedule A attached hereto. with a copy (which shall not constitute notice) to: Vinson & Elkins LLP  1001 Fannin Street  Suite 2500  Houston, Texas 77002  Attention: W. Matthew Strock  E-mail:  mstrock@velaw.com (b) If to the Company: Patterson-UTI Energy, Inc.  10713 W. Sam Houston Pkwy N, Suite 800  Houston, Texas 77064  Attention: General Counsel  E-mail:  legalnotice@patenergy.com with a copy (which shall not constitute notice) to: Gibson, Dunn & Crutcher LLP  1221 McKinney Street, 37 th Floor  Houston, Texas 77010-2046  Attention: Tull R. Florey  E-mail: tflorey@gibsondunn.com 14   or, if to a transferee of a Seller, to the transferee at the address provided pursuant to Section 2.8 . All notices and communications shall  be  deemed  to  have  been  duly  given:    at  the  time  delivered  by  hand,  if  personally  delivered;  upon  actual  receipt  if  sent  by certified or registered mail, return receipt requested, or regular mail, if mailed; upon actual receipt if sent via e-mail; and upon actual receipt when delivered to an air courier guaranteeing overnight delivery. Section  3.2  Successors  and  Assigns  .    This  Agreement  shall  inure  to  the  benefit  of  and  be  binding  upon  the successors and assigns of each of the parties, including subsequent Holders of Registrable Securities to the extent permitted herein. Section  3.3  Assignment  of  Rights  .    All  or  any  portion  of  the  rights  and  obligations  of  any  Seller  under  this Agreement may be transferred or assigned by such Seller in accordance with Section 2.8 . Section  3.4  Recapitalization  (Exchanges  ,  etc.  Affecting  the  Common  Stock)  .    The  provisions  of  this  Agreement shall apply to the full extent set forth herein with respect to any and all shares of capital stock of the Company or any successor or assign  of  the  Company  (whether  by  merger,  consolidation,  sale  of  assets  or  otherwise)  which  may  be  issued  in  respect  of,  in exchange for or in substitution of, the Registrable Securities, and shall be appropriately adjusted for combinations, recapitalizations and the like occurring after the date of this Agreement. Section  3.5  Enforcement  .    The  parties  hereto  agree  that  irreparable  damage  would  occur  in  the  event  that  any  of  the provisions of this Agreement were not performed in accordance with their specific terms or were otherwise breached.  Accordingly, each  of  the  parties  shall  be  entitled  to  specific  performance  of  the  terms  hereof,  including  an  injunction  or  injunctions  to  prevent breaches of this Agreement and to enforce specifically the terms and provisions of this Agreement in any Texas state or federal court sitting in Harris County, Texas (or, if such court lacks subject matter jurisdiction, in any appropriate Texas state or federal court), this  being  in  addition  to  any  other  remedy  to  which  such  party  is  entitled  at  law  or  in  equity.    Each  of  the  parties  hereby  further waives (a) any defense in any action for specific performance that a remedy at law would be adequate and (b) any requirement under any law to post security as a prerequisite to obtaining equitable relief. Section  3.6  Counterparts  .    This  Agreement  may  be  executed  in  two  or  more  counterparts,  all  of  which  shall  be considered one and the same instrument and shall become effective when one or more counterparts have been signed by each of the parties and delivered to the other party. Section  3.7  Governing  Law,  Submission  to  Jurisdiction  .    This  Agreement  and  all  disputes  or  controversies  arising out of or relating to this Agreement or the transactions contemplated hereby shall be governed by, and construed in accordance with, the  internal  laws  of  the  State  of  Texas,  without  regard  to  the  laws  of  any  other  jurisdiction  that  might  be  applied  because  of  the conflicts of laws principles of the State of Texas.  Each of the parties irrevocably agrees that any legal action or proceeding arising out of or relating to this Agreement  brought by any party or its successors or assigns against the other party shall be brought and determined any Texas state or federal court sitting in Harris County, Texas (or, if such court lacks subject matter jurisdiction, in any appropriate Texas state or federal court), and each of the parties hereby 15   irrevocably  submits  to  the  exclusive  jurisdiction  of  the  aforesaid  courts  for  itself  and  with  respect  to  its  property,  generally  and unconditionally,  with  regard  to  any  such  action  or  proceeding  arising  out  of  or  relating  to  this  Agreement  or  the  transactions contemplated hereby.  Each of the parties agrees not to commence any action, suit or proceeding relating thereto except in the courts described  above  in  Texas,  other  than  actions  in  any  court  of  competent  jurisdiction  to  enforce  any  judgment,  decree  or  award rendered  by  any  such  court  in  Texas  as  described  herein.    Each  of  the  parties  further  agrees  that  notice  as  provided  herein  shall constitute  sufficient  service  of  process  and  the  parties  further  waive  any  argument  that  such  service  is  insufficient.    Each  of  the parties hereby irrevocably and unconditionally waives, and agrees not to assert, by way of motion or as a defense, counterclaim or otherwise, in any action or proceeding arising out of or relating to this Agreement or the transactions contemplated hereby, (a) any claim that it is not personally subject to the jurisdiction of the courts in Texas as described herein for any reason, (b) that it or its property  is  exempt  or  immune  from  jurisdiction  of  any  such  court  or  from  any  legal  process  commenced  in  such  courts  (whether through  service  of  notice,  attachment  prior  to  judgment,  attachment  in  aid  of  execution  of  judgment,  execution  of  judgment  or otherwise) and (c) that (i) the suit, action or proceeding in any such court is brought in an inconvenient forum, (ii) the venue of such suit, action or proceeding is improper or (iii) this Agreement, or the subject matter hereof, may not be enforced in or by such courts. Section  3.8  Waiver  of  Jury  Trial   EACH  OF  THE  PARTIES  TO  THIS  AGREEMENT  HEREBY IRREVOCABLY  WAIVES  ALL  RIGHT  TO  A  TRIAL  BY  JURY  IN  ANY  ACTION,  PROCEEDING  OR  COUNTERCLAIM ARISING OUT OF OR RELATING TO THIS AGREEMENT OR THE TRANSACTIONS CONTEMPLATED HEREBY. . Section  3.9  Severability  of  Provisions  .    Whenever  possible,  each  provision  or  portion  of  any  provision  of  this Agreement shall be interpreted in such manner as to be effective and valid under applicable Law, but if any provision or portion of any provision of this Agreement is held to be invalid, illegal or unenforceable in any respect under any applicable Law or rule in any jurisdiction,  such  invalidity,  illegality  or  unenforceability  shall  not  affect  any  other  provision  or  portion  of  any  provision  in  such jurisdiction,  and  this  Agreement  shall  be  reformed,  construed  and  enforced  in  such  jurisdiction  as  if  such  invalid,  illegal  or unenforceable provision or portion of any provision had never been contained herein. Section  3.10  Entire  Agreement  .      This  Agreement  and  the  Purchase  Agreement  constitute  the  entire  agreement  , and supersede all prior written agreements , arrangements, communications and understandings and all prior and contemporaneous oral agreements, arrangements, communications and understandings between the parties with respect to the subject matter hereof and thereof.   Section  3.11  Amendment  .    This  Agreement  may  not  be  amended,  modified  or  supplemented  in  any  manner, whether  by  course  of  conduct  or  otherwise,  except  by  an  instrument  in  writing  specifically  designated  as  an  amendment  hereto, signed on behalf of the Company and a majority of Holders. 16     Section  3.12  No  Presumption  Against  the  Drafting  Party  .      The  Company  and  each  of  the  Sellers  acknowledges that  each  party  to  this  Agreement  has  been  represented  by  legal  counsel  in  connection  with  this  Agreement  and  the  transactions contemplated by this Agreement.  Accordingly, any rule of law or any legal decision that would require interpretation of any claimed ambiguities in this Agreement against the drafting party has no application and is expressly waived. Section  3.13  Interpretation  .     When  a  reference  is  made  in  this  Agreement  to  a  Section  or  Article  such  reference shall be to a Section or Article of this Agreement unless otherwise indicated.  The table of contents and headings contained in this Agreement  are  for  convenience  or  reference  purposes  only  and  shall  not  affect  in  any  way  the  meaning  or  interpretation  of  this Agreement.  All words used in this Agreement will be construed to be of such gender or number as the circumstances require.  The word  “including”  and  words  of  similar  import  when  used  in  this  Agreement  will  mean  “including,  without  limitation,”  unless otherwise specified.  The words “hereof,” “herein” and “hereunder” and words of similar import when used in this Agreement shall refer to the Agreement as a whole and not to any particular provision in this Agreement.  The term “or” is not exclusive.  The word “will” shall be construed to have the same meaning and effect as the word “shall.”  References to days mean calendar days unless otherwise specified.   [ Signature page follows .] 17       IN WITNESS WHEREOF, the parties have executed this Agreement as of the date first written above. PATTERSON-UTI ENERGY, INC. /s/ William Andrew Hendricks, Jr. By: Name: William Andrew Hendricks, Jr. Title: President and Chief Executive Officer THE SELLERS: /s/ Allen Neel ALLEN NEEL /s/ Paul Culbreth PAUL CULBRETH /s/ Ron Whitter RON WHITTER [ Signature Page to Registration Rights Agreement ]                         MULTI-SHOT HOLDING CORPORATION /s/ Geer Blalock By: Name: Geer Blalock Title: Vice President NGP MS HOLDINGS, LLC By: NGP X US HOLDINGS, L.P., its managing member By: NGP X HOLDINGS GP, L.L.C., its general partner /s/ Richard L. Covington By: Name: Richard L. Covington Title: Authorized Person MS INCENTIVE PLAN HOLDCO, LLC /s/ Geer Blalock By: Name: Geer Blalock Title: Authorized Person [ Signature Page to Registration Rights Agreement ]                                   Name Allen Neel Paul Culbreth Ron Whitter Multi-Shot Holding Corporation NGP MS Holdings, LLC MS Incentive Plan Holdco, LLC Schedule A The Sellers Address c/o Multi-Shot, LLC 3335 Pollok Drive Conroe, TX 77303 c/o Multi-Shot, LLC 3335 Pollok Drive Conroe, TX 77303 c/o Multi-Shot, LLC 3335 Pollok Drive Conroe, TX 77303 600 Travis Street, Suite 2310 Houston, TX 77002 Attn: Paul Winters 5221 N. O’Connor Blvd. Suite 1100 Irving, TX 75039 Attn: General Counsel c/o Multi-Shot Holding Corporation 600 Travis Street, Suite 2310 Houston, TX 77002 Attn: Paul Winters c/o NGP MS Holdings, LLC 5221 N. O’Connor Blvd. Suite 1100 Irving, TX 75039 Attn: General Counsel Schedule A                   NON-EMPLOYEE DIRECTOR RESTRICTED STOCK UNIT AWARD AGREEMENT PATTERSON-UTI ENERGY, INC. 2014 LONG-TERM INCENTIVE PLAN (As Amended and Restated Effective June 29, 2017) Exhibit 10.19 THIS RESTRICTED STOCK UNIT AWARD AGREEMENT (the “ Agreement ”) is between Patterson-UTI Energy, Inc., a Delaware corporation (the “ Company ”), and ____________ (the “ Recipient ”) effective as of the ____ day of _____, 20__ (the “ Grant Date ”), pursuant to the Patterson-UTI Energy, Inc. 2014 Long-Term Incentive Plan, as amended and restated effective as of June 29, 2017 and as thereafter amended from time to time (the “ Plan ”), which is incorporated by reference herein in its entirety. WHEREAS ,  the  Company  desires  to  grant  to  the  Recipient  the  restricted  stock  units  specified  herein  (the  “  RSUs  ”),  subject  to  the  terms  and conditions of this Agreement and the Plan; and NOW, THEREFORE ,  in  consideration  of  the  premises,  mutual  covenants  and  agreements  contained  herein,  and  other  good  and  valuable consideration, the receipt and sufficiency of which are hereby acknowledged, the parties hereto, intending to be legally bound hereby, agree as follows: 1. Definitions . For purposes of this Agreement, the following terms shall have the meanings indicated: (a) For purposes of this Agreement, a “ Change in Control of the Company ” shall mean the occurrence of any of the following after the Grant Date: (i) (ii) The  acquisition  by  any  individual,  entity  or  group  (within  the  meaning  of  Section  13(d)(3)  or  14(d)(2)  of  the  Securities Exchange  Act  of  1934,  as  amended)  (a  “  Covered  Person  ”)  of  beneficial  ownership  (within  the  meaning  of  rule  13d-3 promulgated under the Exchange Act) of 35% or more of either (A) the then outstanding shares of the common stock of the Company (the “ Outstanding Company Common Stock ”), or (B) the combined voting power of the then outstanding voting securities of the Company entitled to vote generally in the election of directors (the “ Outstanding Company Voting Securities ”);  provided ,  however ,  that  for  purposes  of  this  subsection  (i)  of  this  Section  1(a),  the  following  acquisitions  shall  not constitute a Change in Control of the Company: (A) any acquisition directly from the Company, (B) any acquisition by the Company, (C) any acquisition by any employee benefit plan (or related trust) sponsored or maintained by the Company or any entity controlled by the Company, or (D) any acquisition by any corporation pursuant to a transaction which complies with clauses (A), (B) and (C) of subsection (iii) of this Section 1(a); or Individuals who, as of the Grant Date, constitute the Board (the “ Incumbent Board ”) cease for any reason to constitute at least  a  majority  of  the  Board;  provided , however ,  that  any  individual  becoming  a  director  subsequent  to  the  Grant  Date whose election, or nomination for election by the Company’s stockholders, was approved by a vote of at least a majority of the  directors  then  comprising  the  Incumbent  Board  shall  be  considered  as  though  such  individual  were  a  member  of  the Incumbent Board, but excluding, for this purpose, any such individual whose initial assumption of office occurs as a result of an  actual  or  threatened  election  contest  with  respect  to  the  election  or  removal  of  directors  or  other  actual  or  threatened solicitation of proxies or consents by or on behalf of a Covered Person other than the Board; or -1-         (iii) Consummation of (xx) a reorganization, merger or consolidation or sale of the Company or any subsidiary of the Company, or (yy) a disposition of all or substantially all of the assets of the Company (a “ Business Combination ”), in each case, unless, following  such  Business  Combination,  (A)  all  or  substantially  all  of  the  individuals  and  entities  who  were  the  beneficial owners, respectively, of the Outstanding Company Common Stock and Outstanding Company Voting Securities immediately prior  to  such  Business  Combination  beneficially  own,  direct  or  indirectly,  more  than  65%  of,  respectively,  the  then outstanding shares of common stock and the combined voting power of the then outstanding voting securities entitled to vote generally  in  the  election  of  directors,  as  the  case  may  be,  of  the  corporation  resulting  from  such  Business  Combination (including, without limitation, a corporation which as a result of such transaction owns the Company or all or substantially all of  the  Company’s  assets  either  directly  or  through  one  or  more  subsidiaries)  in  substantially  the  same  proportions  as  their ownership  immediately  prior  to  such  Business  Combination  of  the  Outstanding  Company  Common  Stock  and  Outstanding Company  Voting  Securities,  as  the  case  may  be,  (B)  no  Covered  Person  (excluding  any  employee  benefit  plan  (or  related trust)  of  the  Company  or  such  corporation  resulting  from  such  Business  Combination)  beneficially  owns,  directly  or indirectly, 35% or more of, respectively, the then outstanding shares of common stock of the corporation resulting from such Business Combination or the combined voting power of the then outstanding voting securities of such corporation, except to the extent that such ownership existed prior to the Business Combination, and (C) at least a majority of the members of the board of directors of the corporation resulting from such Business Combination were members of the Incumbent Board at the time  of  the  execution  of  the  initial  agreement,  or,  if  earlier,  of  the  action  of  the  Board,  providing  for  such  Business Combination. (b) (c) “ Forfeiture Restrictions ” shall mean any prohibitions and restrictions set forth herein with respect to the sale or other disposition of RSUs issued to the Recipient hereunder and the obligation to forfeit and surrender such RSUs to the Company. “ Restricted Period ” shall mean the period designated by the Company during which the RSUs are subject to Forfeiture Restrictions under this Agreement. Capitalized terms not otherwise defined in this Agreement shall have the meanings given to such terms in the Plan. 2. 3. Grant of Restricted Stock Units . Effective as of the Grant Date, the Company hereby grants to the Recipient pursuant to the terms and conditions of the Plan and this Agreement the following number of RSUs: _________. Each RSU shall represent the right to receive one share of the Company’s common  stock,  $.01  par  value  per  share  (“  Common  Stock  ”)  on  the  conditions  set  forth  herein.  During  the  Restricted  Period,  the  RSUs  will  be evidenced by entries in a bookkeeping ledger account which reflect the number of RSUs credited under the Plan for the Recipient’s benefit. Vesting and Settlement .  The  RSUs  that  are  granted  hereby  shall  be  subject  to  the  Forfeiture  Restrictions.  The  Restricted  Period  and  all  of  the Forfeiture  Restrictions  on  the  RSUs  shall  lapse  and  the  RSUs  shall  vest  as  follows  (it  being  understood  that  the  number  of  RSUs  as  to  which  all restrictions  have  lapsed  and  which  have  vested  in  the  Recipient  at  any  time  shall  be  the  greatest  of  the  number  of  vested  RSUs  specified  in subparagraph (a), (b), (c) or (d) below): (a) (b) The Recipient shall become 100% vested as to the RSUs on the first anniversary of the Grant Date. If  the  Recipient’s  service  as  a  Director  is  terminated  for  any  reason  other  than  death  or  disability  before  all  the  RSUs have  vested,  the RSUs that have not vested shall be forfeited and the Recipient shall cease to have any rights with respect to such forfeited RSUs. -2-               (c) (d) In the event of the death or disability of the Recipient while a Director and before all of the RSUs have vested, the Recipient shall become vested in the number of RSUs equal to the product of (A) 100% of the RSUs that are granted hereby, multiplied by (B) a fraction, the numerator of which is the number of days in the period commencing on and including the Grant Date and ending on and including the date of the Recipient’s death or disability, and the denominator of which is 365. Upon the occurrence of a Change in Control of the Company, the RSUs that have not vested as of the date of such Change in Control of the Company shall be 100% vested; provided, however , that this subparagraph (d) shall not apply if the Recipient is the Covered Person or forms part of the Covered Person as specified in Section 1(a)(i) that acquires 35% or more of either the Outstanding Company Common Stock or Outstanding Company Voting Securities and such acquisition constitutes a Change in Control of the Company. RSUs that do not become vested pursuant to subparagraphs (a), (c) or (d) above shall be forfeited and the Recipient shall cease to have any rights with respect to such forfeited RSUs. On the date the RSUs granted hereunder become vested, the Recipient shall be entitled to receive one Share, which shall be delivered or transferred as soon as administratively  practicable  thereafter  in exchange for each vested RSU granted hereunder and after such delivery or transfer the Recipient shall have no further rights with respect to such RSU.  The Company shall cause to be delivered or transferred to the Recipient (or the Recipient’s legal representative or heir) a stock certificate representing those shares of the Common Stock issued in exchange for RSUs awarded hereby or shall cause the shares to be registered on the applicable stock transfer records in the Recipient’s name, and such shares of the Common Stock shall be transferable by the Recipient (except to the extent that any proposed transfer would, in the opinion of counsel satisfactory to the Company, constitute a violation of applicable federal or state securities law). Dividend Equivalents .  During the Restricted Period, Dividend Equivalents with respect to the RSUs shall be accrued and credited, without interest, to a notional account and shall be subject to the same vesting and payment schedule as the underlying RSUs and payable in cash. Section 409A. The RSUs granted hereby are subject to the payment timing and other restrictions set forth in Section 13.14 of the Plan.  Transfer Restrictions .  The RSUs granted hereby may not be sold, assigned, pledged, exchanged, hypothecated or otherwise transferred, encumbered or disposed of to the extent then subject to the Forfeiture Restrictions. Any such attempted sale, assignment, pledge, exchange, hypothecation, transfer, encumbrance or disposition in violation of this Agreement shall be void and the Company shall not be bound thereby.  Notwithstanding the foregoing, the  Recipient  may  assign  or  transfer  the  RSUs  granted  hereby  pursuant  to  a  qualified  domestic  relations  order  (as  defined  in  Section  414(p)  of  the Internal Revenue Code of 1986, as amended, or Section 206(d)(3) of the Employee Retirement Income Security Act of 1974, as amended) or with the consent of the Committee (i) for charitable donations; (ii) to the Recipient’s spouse, children or grandchildren (including any adopted and stepchildren and  grandchildren),  or  (iii)  a  trust  for  the  benefit  of  the  Recipient  or  the  persons  referred  to  in  clause  (ii)  (each  transferee  thereof,  a  “  Permitted Assignee ”); provided that  such  Permitted  Assignee  shall  be  bound  by  and  subject  to  all  of  the  terms  and  conditions  of  the  Plan  and  this  Award Agreement and shall execute an agreement satisfactory to the Company evidencing such obligations, relating to the RSUs; and provided further that the  Recipient  shall  remain  bound  by  the  terms  and  conditions  of  the  Plan.    Further,  any  Shares  delivered  upon  the  vesting  of  the  RSUs  awarded hereunder may not be sold or otherwise disposed of in any manner which would constitute a violation of any applicable federal or state securities laws, and the Recipient agrees (i) that the Company may refuse to cause the transfer of such shares to be registered on the applicable stock transfer records if such proposed transfer would, in the opinion of counsel satisfactory to the Company, constitute a violation of any applicable securities law, and (ii) that the Company may give related instructions to the transfer agent, if any, to stop registration of the transfer of such shares. -3- 4. 5. 6.         7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. Capital Adjustments and Reorganizations . The existence of the RSUs shall not affect in any way the right or power of the Company or any company the stock of which is awarded pursuant to this Agreement to make or authorize any adjustment, recapitalization, reorganization or other change in its capital structure or its business, engage in any merger or consolidation, issue any debt or equity securities, dissolve or liquidate, or sell, lease, exchange or otherwise dispose of all or any part of its assets or business, or engage in any other corporate act or proceeding. No Fractional Shares .    All  provisions  of  this  Agreement  concern  whole  Shares.    Notwithstanding  anything  contained  in  this  Agreement  to  the contrary, if the application of any provision of this Agreement would yield a fractional share, such fractional share shall be rounded down to the next whole Share. No Obligation to Retain Services .    This  Agreement  is  not  a  services  or  employment  agreement,  and  no  provision  of  this  Agreement  shall  be construed or interpreted to guarantee the Recipient the right to remain a Director for any specified term. Notices .  Any notice, instruction, authorization, request or demand required hereunder shall be in writing, and shall be delivered either by personal delivery, by telegram, telex, telecopy or similar facsimile means, by certified or registered mail, return receipt requested, by facsimile transmission or by courier or delivery service, to the Company at 10713 West Sam Houston Parkway N., Suite 800, Houston, Texas 77064, Attention: Chief Financial Officer, facsimile number (281) 765-7175, and to the Recipient at the Recipient’s address and facsimile number (if applicable) indicated beneath the Recipient’s  signature  on  the  execution  page  of  this  Agreement,  or  at  such  other  address  and  facsimile  number  as  a  party  shall  have  previously designated  by  written  notice  given  to the other  party  in the  manner  hereinabove  set  forth.  Notices  shall  be deemed  given  when received,  if  sent by facsimile means (confirmation of such receipt by confirmed facsimile transmission being deemed receipt of communications sent by facsimile means); and when delivered (or upon the date of attempted delivery where delivery is refused), if hand-delivered, sent by express courier or delivery service, or sent by certified or registered mail, return receipt requested. Amendment and Waiver . Except as otherwise provided in Section 12.1 of the Plan, this Agreement may be amended, modified or superseded only by written instrument executed by the Company and the Recipient. Only a written instrument executed and delivered by the party waiving compliance hereof  shall  make  any  waiver  of  the  terms  or  conditions  effective.    Any  waiver  granted  by  the  Company  shall  be  effective  only  if  executed  and delivered  by  a  duly  authorized  executive  officer  of  the  Company.    The  failure  of  any  party  at  any  time  or  times  to  require  performance  of  any provisions hereof shall in no manner affect the right to enforce the same. No waiver by any party of any term or condition, or of any breach of any term or  condition,  contained  in  this  Agreement,  in  one  or  more  instances,  shall  be  construed  as  a  continuing  waiver  of  any  such  condition  or  breach,  a waiver of any other term or condition, or a waiver of any breach of any other term or condition. Governing Law and Severability .  This  Agreement  shall  be  governed  by  the  laws  of  the  State  of  Delaware  without  regard  to  its  conflicts  of  law provisions. The invalidity of any provision of this Agreement shall not affect any other provision of this Agreement, which shall remain in full force and effect. Successors and Assigns . Subject to the limitations which this Agreement imposes upon the transferability of the RSUs granted hereby, this Agreement shall bind, be enforceable by and inure to the benefit of the Company and its successors and assigns, and to the Recipient and the Recipient’s Permitted Assignees, executors, administrators, agents, legal and personal representatives. Counterparts .   This Agreement may be executed in two or more counterparts, each of which shall be an original for all purposes but all of which taken together shall constitute but one and the same instrument. Grant Subject to Terms of Plan and this Agreement .  The Recipient acknowledges and agrees that the grant of the RSUs hereunder is made pursuant to and governed by the terms of the Plan and this Agreement, ratifies and consents to any action taken by the Company, the Board of Directors or the Committee  concerning  the  Plan  and  agrees  that  the  grant  of  the  RSUs  pursuant  to  this  Agreement  is  subject  in  all  respects  to  the  more  detailed provisions of the Plan. [SIGNATURES BEGIN ON FOLLOWING PAGE] -4-     IN WITNESS WHEREOF , the Company has caused this Agreement to be duly executed by an officer thereunto duly authorized, and the Recipient has executed this Agreement, all effective as of the date first above written. PATTERSON-UTI ENERGY, INC.: By: Name: Title: RECIPIENT: [Name] Address: Facsimile No.: 5                                                 Subsidiaries of the Registrant Exhibit 21.1 Name Ambar Lone Star Fluid Services LLC Drilling Technologies 1 LLC Drilling Technologies 2 LLC Great Plains Oilfield Rental, L.L.C. Keystone Rock & Excavation, L.L.C. MS Directional, LLC Patterson Petroleum LLC Patterson UTI Energy Arabia DMCC Patterson UTI International Saudi Arabia Limited Patterson-UTI Drilling Canada Limited Patterson-UTI Drilling Company LLC Patterson-UTI Drilling International, Inc. Patterson-UTI Global Resources Management Office Limited Patterson-UTI International (Netherlands) Coöperatief U.A. Patterson-UTI International Holdings (BVI) Limited Patterson-UTI International Holdings (Netherlands) One B.V. Patterson-UTI International Holdings (Netherlands) Two B.V. Patterson-UTI International Holdings GP (BVI), Inc. Patterson-UTI International Holdings GP 1 LLC Patterson-UTI International Holdings, Inc. Patterson-UTI International (India) B.V. Patterson-UTI International (Kuwait) Limited Patterson-UTI Management Services, LLC PTEN International Holdings (Netherlands) 1 C.V. PTEN International Leasing (Netherlands) 2 C.V. PTL Prop Solutions, L.L.C. Seventy Seven Energy LLC Seventy Seven Land Company LLC Seventy Seven Operating LLC Universal Pressure Pumping, Inc. Warrior Rig Technologies Limited Warrior Rig Technologies US LLC Western Wisconsin Sand Company, LLC State of Incorporation or organization Texas Delaware Delaware Oklahoma Oklahoma Texas Texas United Arab Emirates Kingdom of Saudi Arabia Nova Scotia Texas Delaware Dubai International Financial Centre The Netherlands British Virgin Islands The Netherlands The Netherlands British Virgin Islands Delaware Delaware The Netherlands British Virgin Islands Delaware The Netherlands The Netherlands Oklahoma Delaware Oklahoma Oklahoma Delaware Alberta Delaware Wisconsin                                                                       CONSENT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM We hereby consent to the incorporation by reference  in the Registration Statements on Form S-3 (Nos. 333-215678 and 333-220922) and Form S-8 (Nos. 333- 166434, 333-126016, 333-152705, 333-195410, 333-217414, and 333-219063) of Patterson-UTI Energy, Inc. of our report dated February 20, 2018 relating to the consolidated financial statements, financial statement schedule and the effectiveness of internal control over financial reporting, which appears in this Form 10-K.   Exhibit 23.1 /s/ PricewaterhouseCoopers LLP Houston, Texas February 20, 2018   Exhibit 31.1 I, William Andrew Hendricks, Jr., certify that: 1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of Patterson-UTI Energy, Inc.; CERTIFICATIONS 2. 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; 3. 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; 4. 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) 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; (b) 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; (c) 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 (d) 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) 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 (b) 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: February 20, 2018 /s/ William Andrew Hendricks, Jr. William Andrew Hendricks, Jr. President and Chief Executive Officer   Exhibit 31.2 I, C. Andrew Smith, certify that: 1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of Patterson-UTI Energy, Inc.; CERTIFICATIONS 2. 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; 3. 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; 4. 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) 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; (b) 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; (c) 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 (d) 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) 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 (b) 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.   /s/ C. Andrew Smith C. Andrew Smith Executive Vice President and Chief Financial Officer Date: February 20, 2018   CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350, AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 NOT FILED PURSUANT TO THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Exhibit 32.1 In connection with the Annual Report of Patterson-UTI Energy, Inc. (the “Company”) on Form 10-K for the period ended December 31, 2017, as filed with the Securities  and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), William  Andrew Hendricks, Jr., Chief Executive  Officer,  and C. Andrew Smith, Chief Financial Officer, of the Company, each certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that, to his knowledge: (1) (2) The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934; and The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company.   A signed original of this written statement required by Section 906 has been provided to the Company and will be retained by the Company and furnished to the Securities and Exchange Commission upon request.  The foregoing is being furnished solely pursuant to said Section 906 and Rule 13a-14(b) promulgated under the Securities Exchange Act of 1934, as amended, and is not being filed as part of the Report or as a separate disclosure document.   /s/ William Andrew Hendricks, Jr. William Andrew Hendricks, Jr. Chief Executive Officer February 20, 2018 /s/ C. Andrew Smith C. Andrew Smith Chief Financial Officer February 20, 2018           

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