Patterson-UTI Energy
Annual Report 2018

Plain-text annual report

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 Form 10-K (Mark One) ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2018 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 every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§ 232.405 of this chapter) during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit 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, a smaller reporting company, or an emerging growth company. See the definitions of “large accelerated filer,” “accelerated filer”, “smaller reporting company”, and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. 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 29, 2018, the last business day of the registrant’s most recently completed second fiscal quarter, was approximately $3.9 billion, calculated by reference to the closing price of $18.00 for the common stock on the Nasdaq Global Select Market on that date. As of February 8, 2019, the registrant had outstanding 213,652,772 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 2019 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, press releases and presentations 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.      As  used  in  this  Report,  “the  Company,”  “us,”  “we,”  our”  and  like  terms  refer  collectively  to Patterson-UTI Energy, Inc. and its consolidated subsidiaries.  Patterson-UTI Energy, Inc. conducts its operations through its wholly-owned subsidiaries and has no employees  or  independent  business  operations.      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. 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: • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • adverse oil and natural gas industry conditions; global economic conditions; 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; excess availability of land drilling rigs, pressure pumping and directional drilling equipment, including as a result of reactivation, improvement or construction; competition and demand for our services; strength and financial resources of competitors; utilization, margins and planned capital expenditures; liabilities from operational risks for which we do not have and receive full indemnification or insurance; 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); the ability to realize backlog; specialization of methods, equipment and services and new technologies; shortages, delays in delivery, and interruptions in supply, of equipment and materials; cybersecurity events; the ability to retain management and field personnel; loss of key customers; synergies, costs and financial and operating impacts of acquisitions; difficulty in building and deploying new equipment; governmental regulation; environmental risks and ability to satisfy future environmental costs; legal proceedings and actions by governmental or other regulatory agencies; 1                                               • • • • • • • • • • • • technology-related disputes; the ability to effectively identify and enter new markets; weather; operating costs; expansion and development trends of the oil and natural gas industry; ability to obtain insurance coverage on commercially reasonable terms; financial flexibility; interest rate volatility; adverse credit and equity market conditions; availability of capital and the ability to repay indebtedness when due; compliance with covenants under our debt agreements; and other financial, operational and legal risks and uncertainties detailed from time to time in our filings with the SEC. 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.  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, 2018, we had a drilling fleet that consisted of 252 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.  Substantially all of the revenue in the pressure pumping segment is from well stimulation services (such as hydraulic fracturing) for 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.  We also provide cementing services through the pressure pumping segment.  Cementing is the process of inserting material between the wall of the well bore and the casing  to  support  and  stabilize  the  casing.    As  of  December  31,  2018,  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,  motor  rentals,  directional  surveying,  measurement-while-drilling,  wireline  steering tools and services that improve the accuracy of horizontal wellbore placement. We have other operations through which we provide oilfield rental tools in select markets in the United States. We also manufacture and sell pipe handling components and related technology to drilling contractors, and provide electrical  controls and automation to the energy, marine and mining industries, 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 October 25, 2018, we acquired all of the issued and outstanding shares of Current Power Solutions, Inc. (“Current Power”).  Current Power is a provider of electrical controls and automation to the energy, marine and mining industries. On March 27, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement, which is a committed senior unsecured revolving credit facility that permits aggregate borrowings of up to $600 million, including a letter of credit facility that, at any time outstanding, is limited to $150 million and a swing line facility that, at any time outstanding, is limited to $20 million. On February 20, 2018, we acquired the business of Superior QC, LLC (“Superior QC”), including its assets and intellectual property.  Superior QC is a provider of software and services used to improve the statistical accuracy of horizontal wellbore placement.   Superior QC’s measurement-while-drilling (MWD) Survey FDIR (fault detection, isolation and recovery) service is a data analytics technology to analyze MWD survey data in real-time  and more accurately  identify the position of a well.  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”) .   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.   3       On October 11, 2017, we acquired all of the issued and outstanding limited liability company interests of M S Directional , LLC (f/k/a Multi-Shot, LLC) (“MS Directional”) .   MS Directional is a leading directional drilling services company in the Unit ed 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, motor rentals, directional surveyin g, measurement - while - drilling, and wireline steering tools.  On April 20, 2017, pursuant to an Agreement and Plan of Merger (the “merger agreement”) with Seventy Seven Energy Inc. (“SSE”), a subsidiary of ours was merged  with  and  into  SSE  (the  “SSE  merger”),  with  SSE  continuing  as  the  surviving  entity  and  one  of  our  wholly-owned  subsidiaries.    On  April  20,  2017, following  the  SSE  merger,  SSE  was  merged  with  and  into  our  newly-formed  subsidiary  named  Seventy  Seven  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 fracturing equipment located in Oklahoma and Texas.  The oilfield rentals business acquired through the SSE merger has a 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  Current  Power  since  October  25,  2018,  the  results  of operations of Superior QC since February 20, 2018, 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 2016, 2017 and 2018 are as follows: 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) 2018: 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 $ 33.18    $ 45.41    $ 44.85    $ 49.15  71  55  60  66  $ 51.77    $ 48.24    $ 48.16    $ 55.37  81  145  159  159  $ 62.88    $ 68.04    $ 69.76    $ 59.08  166  175  177  182 (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 prices have recovered from the lows experienced in the first quarter of 2016.  Oil prices reached a high of $77.41 in June 2018.  Oil prices remain volatile, as the closing price of oil reached a fourth quarter 2018 high of $76.40 per barrel on October 3, 2018, before declining by 42% over the course of three months to reach a low of $44.48 per barrel in late December 2018. Oil prices averaged $59.08 per barrel in the fourth quarter of 2018.   Our rig count declined significantly during the industry downturn that began in late 2014 but has improved since the second quarter of 2016.  Our average rig count for the fourth quarter of 2018 was 183 rigs, which included 182 rigs in the United States and one rig in Canada.  This was an increase from our average rig count for the third quarter of 2018 of 178 rigs, which included 177 rigs in the United States and one rig in Canada.  Our rig count in the United States at December 31, 2018 of 183 rigs was greater than the rig count of 163 rigs at December 31, 2017.  Term contracts have supported our operating rig count during the last three years.  Based on contracts currently in place, we expect an average of 122 rigs operating under term contracts during the first quarter of 2019 and an average of 78 rigs operating under term contracts throughout 2019. With the weakness in crude oil prices late in the fourth quarter, operators have been delaying starting new completion projects in the first quarter, and pricing                                                                                                                                                                             remains extremely competitive.  As such, we have made the decision to idle spreads rather than work at unreasonably low prices.  We ended the fourth quarter with 20 active spreads and idled three spreads early in the first quarter of 2019 .   Industry Segments Our revenues, operating income (loss) and identifiable assets are primarily attributable to three industry segments: • • contract drilling services, pressure pumping services, and 4     • directional drilling services . Our contract drilling services industry segment had operating losses in 2018, 2017 and 2016.  Our pressure pumping services industry segment had operating losses in 2018 and 2016 and operating income in 2017.  Our third industry segment, directional drilling services, was a new segment for us as a result of the MS Directional  acquisition  in  2017  and  accounted  for  approximately  six  percent  and  two  percent  of  our  2018  and  2017  consolidated  revenues,  respectively.    Our directional drilling segment had operating losses in 2018 and 2017. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” and Note 16 of Notes to Consolidated 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,  2018,  we  had 252 marketed land-based drilling rigs based in the following regions: • • • • • • • 74 in west Texas and southeastern New Mexico, 24 in north central and east Texas and northern Louisiana, 37 in the Rocky Mountain region (Colorado, Wyoming and North Dakota), 31 in south Texas, 38 in western Oklahoma, 42 in the Appalachian region (Pennsylvania, Ohio and West Virginia), and 6 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 $822 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  2018,  2017  and  2016,  we  spent  approximately  $395  million, $354 million and $72.5 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 four years) or for a specified  number of wells.  During 2018, our average number of days to drill a well (which includes moving to the drill site, rigging up and rigging down) was approximately 21 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.   5                   Our drilling contracts provide for payment on a daywork basis , pursuant to which 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 wh en 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.   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 2018 Year Ended December 31, 2017 2016 175    1    193    3,088    64,479    136    2    179    2,553    50,427    63  2  100  1,164  23,596 (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, 2018, 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 169    14    4    5    6    48    246    —    —    —    —    —    6    6    169    14    4    5    6    54    252    1,465    1,117    1,457    94% 100% 100% 100% 67% 59% 87% The U.S. land rig industry refers to certain high specification rigs as “super-spec” rigs.  We consider a super-spec rig to be at least a 1,500 horsepower, AC powered rig that has a 750,000-pound hookload, a 7,500-psi circulating system, and is pad-capable.  We currently estimate there are approximately 650 super-spec rigs in the United States, which includes 149 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, Ohio 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), the Mid-Continent region (Mid-Con Region) and the Appalachian region (Northeast Region).  Pressure pumping services consist primarily of well stimulation services (such as hydraulic fracturing) 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 and proppant under pressure into the well bore to fracture the formation.  Many wells in conventional plays also receive well stimulation services. We also provide cementing services through the pressure pumping segment. 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 cont racts are generally entered into for a specified period of time and may include minimum revenue, 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 cementing and acid pumping services, with a total of approximately 1.6 million horsepower as of December 31, 2018.  Pressure pumping equipment at December 31, 2018 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 229    524,450    138    334,750    118    269,250    200    430,050    31    32,340    1    950    —    —    78    44,700    260  556,790  139  335,700  118  269,250  278  474,750  685    1,558,500    110    77,990    795  1,636,490 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  may  not  cover  all  of  our  required  supply.    These  supply  arrangements  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, motor rentals, 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, assemble and maintain our own fleet of downhole drilling motors and MWD equipment.  We  sometimes  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  agree  ments. Revenue from directional drilling services is recognized as work progresses based on the number 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 an d 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 whe n 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  direction  al  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,  assemble,  maintain  and  inspect  our  own  equipment.  We  sometimes  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 the 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, 2018, 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 127 MWD systems as well as downhole surveying equipment to provide accurate wellbore surveys. Horizontal Wellbore Placement – We  provide  software  and  services  used  to  improve  the  statistical  accuracy  of  horizontal  wellbore  placement.    Our measurement-while-drilling (MWD) Survey FDIR (fault detection, isolation and recovery) service is a data analytics technology to analyze MWD survey data in real-time and more accurately identify the position of a well.  We provide these services to customers with onshore and offshore operations.   Oilfield Rentals Our oilfield rentals business has a 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  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. Other Operations We  manufacture  and  sell  pipe  handling  components  and  related  technology  for  drilling  contractors  in  North  America  and  other  select  markets,  and provide electrical controls and automation to the energy, marine and mining industries, 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. Contracts We believe that our contract drilling, pressure pumping, directional drilling, oilfield rentals and other 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 or supplier, any of which rights and obligations may deviate from what is customary due to particular industry conditions, customer or supplier requirements, applicable law or other factors. 8   Customers Our  customer  base  includes  major,  independent  and  other  oil  and  natural  gas  operators.    With  respect  to  our  consolidated  operating  revenues  in  2018,  we received  approximately  41% from  our ten largest  customers  and approximately  26% from  our five  largest  customers.   During 2018, 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. Backlog Our contract drilling backlog as of December 31, 2018 and 2017 was $770 million and $544 million, respectively.  Approximately 23% of the total contract drilling  backlog  at  December  31,  2018  is  reasonably  expected  to  remain  after  2019.    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.  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 and acidizing and related well servicing activities, directional drilling services, third-party motor rentals, and downhole survey services, services that improve the statistical accuracy of horizontal wellbore placement, including for customers with offshore operations, containment and disposal of hazardous materials, oilfield waste, other waste materials and acids, use of underground storage tanks and injection wells, • manufacture and sale of pipe handling components and related technology, • • provision of electrical controls and automation, 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  and  products  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 9                     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 pri or 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.   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 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 criteria regulations pertaining to oil and gas wastes or to sign  a  determination  that  revision  of  the  regulations  is  not  necessary.    The  EPA  has  not  yet  proposed  such  a  rule.    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.” 10           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, handli ng, 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 en vironmental 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  sa  tisfaction  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 frequ ent change, and the clear trend is to place increasingly stringent limitations on activities that may affect the environment.   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 Occupational 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, explosions, 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.      An  accident  or  other  event  resulting  in  significant environmental  or  property  damage,  or  injuries  or  fatalities  involving  our  employees  or  other  persons  could  also  trigger  investigations  by  federal,  state  or  local authorities. Such an accident or other event could cause us to incur substantial expenses in connection with the investigation, remediation and resolution, as well as cause lasting damage to our reputation, loss of customers and an inability to obtain insurance. 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.   11   Our insurance may 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 fut ure, 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.” Employees We had approximately 8,000 full-time employees as of February 8, 2019.  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 calendar years, we sometimes 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 availability of and constraints in pipeline, storage and other transportation capacity in the basins in which we operate, the environmental, tax and other laws and governmental regulations regarding the exploration, development, production, use 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 12               • merger and divestiture activity among oil and natural gas producers.   In  particular,  our  revenues,  profitability  and  cash  flows  are  highly  dependent  upon  prevailing  prices  for  oil  and  natural  gas  and  expectations  about  future prices.  Oil and natural gas prices and markets can be 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”), its members and other oil-producing nations, such as Russia, 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 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 experienced a severe decline in 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. Oil prices remain volatile, as the closing price of oil reached a fourth quarter 2018 high of $76.40 per barrel on October 3, 2018, before declining by 42% over the course of three months to reach a low of $44.48 per barrel in late December 2018. 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.  An economic slowdown or recession in the United States or in any other country that significantly affects the supply of or demand for oil or natural gas could negatively impact our operations and therefore adversely affect our results.  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.   13                   Ex cess 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.   We periodically seek to increase the prices on our services to offset rising costs and to generate higher returns for our stockholders. However, we operate in a very competitive industry, and we are not always successful in raising or maintaining our existing prices. With the active rig count below the peak seen in 2014 and many rigs, including highly capable AC rigs, and pressure pumping equipment still idle, there is considerable pricing pressure in the industry. Even if we are able to increase our prices, we may not be able to do so at a rate that is sufficient to offset rising costs without adversely affecting our activity levels. The inability to maintain our pricing and to increase our pricing as costs increase could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.  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 oil and natural gas service contractors to have difficulty maintaining pricing, 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 service 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.  For example, we recognized impairment charges of $277 million and $29 million in 2018 and 2017, respectively. 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. Our operations are subject to many hazards inherent in the businesses in which we operate, including inclement weather, blowouts, explosions, 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.    An  accident  or  other  event  resulting  in  significant environmental  or  property  damage,  or  injuries  or  fatalities  involving  our  employees  or  other  persons  could  also  trigger  investigations  by  federal,  state  or  local authorities. Such an accident or other event could cause us to incur substantial expenses in connection with the investigation, remediation and resolution, as well as cause lasting damage to our reputation, loss of customers and an inability to obtain insurance .  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.    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.   14   We maintain insurance coverage of types and amounts that we believe to be customary in the indu stry, 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 eq uipment 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 cove r 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 generall y 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,  a  nd  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 security risks, and we do not carry a significant amount of insurance to cover risks of underground reservoir damage.   Our insurance may 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.   Lawsuits have been filed in the District Court for Pittsburg County, Oklahoma in connection with the five individuals who lost their lives and one of our employees who  was  injured  in  the  accident.    The  lawsuits  have  been  consolidated  for  discovery  purposes  under  Cause  No.  CJ-2018-60  (the  “Litigation”).    These  lawsuits allege various causes of action against us including negligence, gross negligence, knowledge that injury or death was substantially certain, acting with purpose, recklessness, wrongful death and survival, and the plaintiffs seek an unspecified amount of damages, including punitive or exemplary damages, costs, interest, and other relief. We dispute the plaintiffs’ allegations and intend to continue to defend ourselves vigorously.   Based on the information we have available as of the date of this Report, we believe that we have adequate insurance to cover the Litigation.  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. Our Current Backlog of Contract Drilling Revenue May Decline and May Not Ultimately Be Realized, as Fixed-Term Contracts 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, 2018, 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  $770 million.  Please see “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” for a description of our calculation of backlog. Our contract  drilling  backlog  may  decline,  as  fixed-term  drilling  contract  coverage  over  time  may  not  be  offset  by  new  contracts  or  may  be  reduced  by  price adjustments  to  existing  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  pressure  pumping  and  other  equipment.    Our  customers  are  increasingly demanding the services of newer, higher specification drilling rigs and pressure pumping and other equipment.  Accordingly, a higher level of capital expenditures may be required to maintain and improve existing 15   rigs and pressure pumping and other equipment and purchase and construct newer, higher specification drilling rigs and pressure pumping and other equipment to meet the increasingly sophisticated needs of our customers.  In addition, technologic al 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 business es 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  and  technology  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 reduce our competitiveness and 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.   Loss of Key Personnel and Competition for Experienced Personnel May Negatively 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  2018,  we  received  approximately  41%  from  our  ten  largest  customers,  26%  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.   16         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, attempts to gain  unauthorized  access  to  our  data  and  systems,  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, including via “phishing” or similar attacks directed at us or our customers; 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; destruction or damage to our and our customers’ equipment; downtime and loss of revenue; injury to our reputation; negative impacts on our ability to compete; loss or damage to our worksite data delivery systems; and increased costs to prevent, respond to or mitigate cybersecurity events. Although  we  utilize  various  procedures  and  controls  to  mitigate  our  exposure  to  such  risks,  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 incident could go unnoticed for a period of time.  Any such incident could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. Growth Through Acquisitions, the Building of New Rigs and Pressure Pumping Equipment and the Development of Technology Is Not Assured. We  have  grown  our  drilling  rig  fleet  and  pressure  pumping  fleet  and  expanded  our  business  lines  and  use  of  technology  in  the  past  through  mergers, acquisitions, new construction and technology development.  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 or developing new technology.  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, our competitors may continue to build new, high technology rigs and new, high horsepower equipment and develop new technology.   There can be no assurance that we will: • • • • have sufficient capital resources to complete additional acquisitions, build new rigs or pressure pumping equipment or develop new technology, successfully integrate additional drilling rigs, pressure pumping equipment, acquired or developed technology or other assets or businesses, effectively manage the growth and increased size of our organization, drilling fleet and pressure pumping equipment, successfully deploy idle, stacked, upgraded or additional rigs, pressure pumping equipment and acquired or developed technology, • maintain the crews necessary to operate additional drilling rigs and pressure pumping equipment or the personnel necessary to evaluate, develop and deploy new technology, or • successfully  improve  our  financial  condition,  results  of  operations,  business  or  prospects  as  a  result  of  any  completed  acquisition,  the  building  of  new drilling rigs and pressure pumping equipment or the development of new technology.   17                                 Our failure to achieve consolidation savings, to inte grate acquired businesses and technology and other 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 f rom events prior to any acquisitions  , prior  to  our  establishment  of  adequate  compliance  oversight  or  in  connection  with  disputes  over  acquired  or  developed  technology  . While we generally seek to obtain indemnities for liabilities arising from events occurr ing 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 new pressure pumping equipment or develop new technology, 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.   Environmental and Occupational Health and Safety Laws and Regulations, 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 or judgments, • 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 places that 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  equipment  and  automation  to  the  energy,  marine  and  mining  industries  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. The EPA finalized amendments to some requirements in these standards in February 2018 and September 2018, including rescission of certain requirements and revisions to other requirements such as fugitive emissions monitoring frequency. In November 2016, the EPA announced that it intends to impose methane emission standards for existing sources and issued information collection requests for oil and natural gas facilities.  That information request was withdrawn in March 2017.  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’s Bureau of Land Management (“BLM”) 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 BLM issued a two-year stay of these requirements in December 2017. In February 2018, the BLM proposed to repeal certain of the requirements of the 2016 methane rules. Several states filed judicial challenges to the BLM’s proposed repeal. In April 2018, a federal court stayed the litigation pending finalization or withdrawal of the BLM’s February 2018 proposal. In September 2018, the BLM published a final rule that largely adopted the February 2018 proposal and rescinded several requirements. The September 2018 rule was challenged in the U.S. District Court for the Northern District of California almost immediately after issuance. The challenge is still pending.  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.   18           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.    In addition, legislation 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 hydraulic 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. The EPA has not yet finalized this rule. Further, in March 2015, the BLM issued a final rule to regulate hydraulic fracturing on Indian land. The rule required companies to publicly disclose chemicals used  in  hydraulic  fracturing  operations  to  the  BLM.    However,  this  rule  was  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.  In November 2018, voters rejected an initiative that would have materially restricted hydraulic fracturing activity in Colorado.   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.   19   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.  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  hydraulically  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, every 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.  Due to the Paris Agreement’s protocol, the earliest the United States will be able to withdraw is 2020.  However, several 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 United 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 direct 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.   The Design, Manufacture, Sale and Servicing of Products, including Electrical Controls and 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 electrical controls and rig components such as top drives, to customers involved in oil and gas exploration, development and production and in the marine and mining industries. 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 harm to our reputation, contractual and warranty-related liability, damage to the equipment, damage to the property of customers and others, personal injury and environmental contamination, leading to claims against us. 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 EPA, OSHA  and the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (“CSB”) initiated investigations relating to the January 22, 2018 accident at a drilling site in Pittsburg County, Oklahoma.  The EPA and CSB investigations are ongoing.  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.    Please  see  “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.”   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,  or  a  third  party’s infringement of our 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 customers or supplying vendors becomes involved in a dispute over infringement of intellectual property rights relating to equipment or technology owned or used by us, services performed by us or products provided by us, we may lose access to important equipment or technology or our ability to provide services or products, or we could be required 20   to cease use of some equipment or technology or forced to modify our equipment, technology, services or products.  We could also be required to pay licens e fees or royalties for the use of equipment or technology or provision of services or products.   In addition, we may lose a competitive advantage in the event we are unsuccessful in enforcing our rights against third parties.   Technology disputes involvin g us or our customers or supplying vendors could have a material adverse impact on our business, financial condition , cash flows and results of operation s . 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  and  electrical  controls,  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.   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 effect 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 be 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.  While 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 operations 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 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. 21               We Are Dependent Upon Our Subsidiaries to Meet our Obligations Under O ur Long-Term Debt . We  have borrowings outstanding  under our senior  notes  and, from  time  to time, our revolving  credit  facility.   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 1.00%  to  2.00%  and  the  applicable  margin  on  base  rate  loans  varies  from  0.00%  to  1.00%,  in  each  case  determined  based  upon  our  credit  rating.    As  of December 31, 2018, the applicable margin on LIBOR rate loans was 1.50% and the applicable margin on base rate loans was 0.50%.  As of December 31, 2018, we had no amounts outstanding under our revolving credit facility. 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, 2018, 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,  industry conditions 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. 22   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.   As a Result of the SSE Merger, We Are Subject to Continuing Contingent T ax Liabilities of Chesapeake Energy Corporation (“CHK”) F ollowing SSE’s Spin-Off from CHK. Under  the  Internal  Revenue  Code  of  1986,  as  amended  (the  “Code”),  and  the  related  rules  and  regulations,  each  corporation  (or  its  successor)  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 entered into a tax sharing agreement with CHK that generally provides that SSE is responsible for all taxes attributable to its business, whether accruing before, on or after the date of the spin-off, and CHK is responsible for any taxes arising from the spin-off or certain related transactions that are imposed on SSE, CHK or its other subsidiaries. Notwithstanding such agreement, if CHK were unable to pay the taxes it is responsible for, we (as the successor to SSE) could be required to pay the entire amount of such taxes under U.S. tax law, which could have a material adverse effect on us. 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,  2018,  we  had  gross  federal  income  tax  NOLs  of  approximately  $1.3  billion,  approximately  $247  million  of  which  were  assumed  in connection with the SSE merger.  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. Any NOL arising prior to January 1, 2018 is subject to expiration 20 years after it arose. NOLs arising on or after January 1, 2018 are not subject to expiration . 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—our  NOLs  relating  to  SSE  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 prior to their expiration. Future changes in stock ownership or future regulatory changes could also limit our ability to utilize our NOLs. To the extent we are not able to offset future taxable income with 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.   23   Our corporate headquarters is in leased office space and is located at 10713 W. Sam Hou ston 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  electrical  controls  and  automation  operation  is supported by an office and yard facility in 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 5 of the Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Report.   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 CSB initiated investigations related to this accident.  The EPA and the CSB investigations are ongoing, and we are cooperating with the agencies regarding these investigations. On  July  18,  2018,  OSHA  issued  a  citation  containing  alleged  violations,  proposed  abatement  dates  and  an  aggregate  proposed  penalty  of  approximately $74,000. We have filed a notice of contest with OSHA that contests all citation items, abatement dates and proposed penalties.  The Department of Labor filed a complaint on OSHA’s behalf seeking enforcement of the citation as issued.  We have filed an answer to the complaint and are litigating our contest of the citation items.      The  ultimate  resolution  of  the  OSHA  citation  items  is  not  known  at  this  time,  and  we  are  unable  to  determine  what  alleged  violations  and  proposed penalties will be modified or eliminated, if any. Lawsuits  have  been  filed  in  the  District  Court  for  Pittsburg  County,  Oklahoma  in  connection  with  the  five  individuals  who  lost  their  lives  and  one  of  our employees who was injured in the accident.  The lawsuits have been consolidated for discovery purposes under Cause No. CJ-2018-60 (the “Litigation”).  These lawsuits  allege  various  causes  of action  against  us including  negligence,  gross  negligence,  knowledge  that  injury  or death  was substantially  certain,  acting  with purpose,  recklessness,  wrongful  death  and  survival,  and the  plaintiffs  seek  an  unspecified  amount  of damages,  including  punitive  or  exemplary  damages,  costs, interest, and other relief. We dispute the plaintiffs’ allegations and intend to continue to defend ourselves vigorously.  Based on the information we have available as of the date of this Report, we believe that we have adequate insurance to cover the Litigation. However, if this accident 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, cash flows and results of operations. Item 4. Mine Safety Disclosure. Not applicable.   24   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.   PART II (b) Holders As of February 8, 2019, there were approximately 1,100 holders of record of our common stock.   (c) Dividends On February 6, 2019, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.04 per share to be paid on March 21, 2019 to holders of record as of March 7, 2019.  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.   (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, 2018.   Period Covered October 2018 November 2018 December 2018 Total Total Number of Shares Purchased (1) Average Price Paid per Share   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) (2) 4,630    $ 1,527,000    $ 2,289,195    $ 3,820,825      16.23      15.47      11.53      —    $ 1,527,000    $ 2,288,278    $ 3,815,278    $ 200,260  176,641  150,263  150,263 (1) (2) We withheld 4,630 shares in October 2018 and 917 shares in December 2018 with respect to employees’ tax withholding upon vesting of restricted stock units.  These shares  were  acquired  at  fair  market  value  pursuant  to  the  terms  of  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  Long-Term  Incentive  Plan  and  not  pursuant  to  the  stock  buyback program. 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.  On July 26, 2018, we announced that our Board of Directors approved an increase of the authorization under the stock buyback program to allow for $250 million of future share repurchases.   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.  There is no expiration date associated with the buyback program.  Shares of stock purchased under the plan are held as treasury shares.   On February 7, 2019, we announced that our Board of Directors approved another increase of the authorization under the stock buyback program to allow for $250 million of future share repurchases.   (e) Performance Graph The following graph compares the cumulative stockholder return of our common stock for the period from December 31, 2013 through December 31, 2018, with the cumulative total return of the S & P 500 Index, the S & P MidCap 400 Index, the Oilfield Service Index and a peer group determined by us.  Our peer group consists 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. 25                                          The graph assumes investment of $100 on December 31, 201 3 and reinvestment of all dividends. Company/Index Patterson-UTI Energy, Inc. S&P 500 Stock Index S&P MidCap Index Oilfield Service Index Peer Group Index Fiscal Year Ended December 31, 2013 ($) 100.00      100.00      100.00      100.00      100.00      2014 ($) 2015 ($) 66.58      113.69      109.77      76.46      74.09      61.99      115.26      107.38      58.59      51.06      2016 ($) 111.59      129.05      129.65      69.71      65.20      2017 ($) 2018 ($) 95.74      157.22      150.70      57.71      55.40      43.44    150.33    134.00    31.62    31.77    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.   26                                                                                         Item 6. Selected Financial Data. Our selected consolidated financial data as of December 31, 2018, 2017, 2016, 2015, and 2014, and for each of the five years in the period ended December 31, 2018,  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 Current Power since October 25, 2018, the results of operations of Superior QC since February 20, 2018, the results of operations of MS Directional since October 11, 2017 and the results of operations of SSE since April 20, 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 2018 2017 2016 (In thousands, except per share amounts) 2015   $ 1,430,492    $ 1,573,396      209,275      113,834      3,326,997      1,040,033    $ 1,200,311      45,580      70,760      2,356,684      543,663    $ 354,070      —      18,133      915,866      1,153,892    $ 712,454      —      24,931      1,891,277      885,704      1,263,850      175,829      77,104      916,318      211,129      134,071      2,738      (17,569)     3,649,174      (322,177)     (45,231)     (367,408)     (45,987)     (321,421)   $ 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    $ 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)   $ (1.47)   $ (1.47)   $ 0.03    $ 0.03    $ (2.18)   $ (2.18)   $ (2.00)   $ (2.00)   $ 0.14    $ 0.08    $ 0.16    $ 0.40    $ 2014 1,838,830  1,293,265  —  50,196  3,182,291  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  1.12  1.11  0.40  218,643      218,643      198,447      199,882      146,178      146,178      145,416      145,416      144,066  145,376  5,469,866    $ —      1,119,205      3,505,423      423,881      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   27   $   $   $   $   $                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations Recent Developments —  On  October  25,  2018,  we  acquired  all  of  the  issued  and  outstanding  shares  of  Current  Power  Solutions,  Inc.  (“Current Power”).   Current  Power  is  a  provider  of  electrical  controls  and  automation  to  the  energy,  marine  and  mining  industries.   Operational  and  financial  data  in  the discussion and analysis below includes the results of operations of the Current Power business in our other operations since October 25, 2018. On March 27, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement, which is a committed senior unsecured revolving credit facility that permits aggregate borrowings of up to $600 million, including a letter of credit facility that, at any time outstanding, is limited to $150 million and a swing line facility that, at any time outstanding, is limited to $20 million. See “ Liquidity and Capital Resources.” On February 20, 2018, we acquired the business of Superior QC, LLC (“Superior QC”), including its assets and intellectual property.  Superior QC is a provider of software and services used to improve the statistical accuracy of horizontal wellbore placement.  Superior QC’s measurement-while-drilling (MWD) Survey FDIR (fault detection, isolation and recovery) service is a data analytics technology to analyze MWD survey data in real-time and more accurately identify the position of a well.  Operational and financial data in the discussion and analysis below includes the results of operations of the Superior QC business in our directional drilling segment since February 20, 2018. 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”) .  We used $239 million of the net proceeds from the sale to repay amounts outstanding under our revolving credit facility.   On October 11, 2017, we acquired all of the issued and outstanding limited liability company interests of MS Directional, LLC (f/k/a Multi-Shot, LLC) (“MS Directional”).   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, motor rentals, 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 in our directional drilling segment since October 11, 2017. On April 20, 2017, pursuant to an Agreement and Plan of Merger (the “merger agreement”) with Seventy Seven Energy Inc. (“SSE”), a subsidiary of ours was merged  with  and  into  SSE  (the  “SSE  merger”),  with  SSE  continuing  as  the  surviving  entity  and  one  of  our  wholly-owned  subsidiaries.    On  April  20,  2017, following  the  SSE  merger,  SSE  was  merged  with  and  into  our  newly-formed  subsidiary  named  Seventy  Seven  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 fracturing equipment located in Oklahoma and Texas.  The oilfield rentals business acquired through the SSE merger has a 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 business since April 20, 2017. 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,  and  we  provide  services  that  improve  the  statistical  accuracy  of  horizontal  wellbore  placement.    We  have  other  operations  through which we provide oilfield rental tools in select markets in the United States. We also manufacture and sell pipe handling components and related technology to drilling  contractors,  and provide electrical  controls  and automation  to the energy,  marine  and mining industries,  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.   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 prices have recovered from the lows experienced in the first quarter of 2016.  Oil prices reached a high of $77.41 in June 2018.  Oil prices remain volatile, as the closing price of oil reached a fourth quarter 2018 high of $76.40 per barrel on October 3, 2018, before declining by 42% over the course of three months to reach a low of $44.48 per barrel in late December 2018. Oil prices averaged $59.08 per barrel in the fourth quarter of 2018.   28   Quarterly average oil prices and our quarterly average number of rigs operating in the United States for 2016, 2017, and 2018 are as follows: 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter 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) 2018: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) $ 33.18    $ 45.41    $ 44.85    $ 49.15  71  55  60  66  $ 51.77    $ 48.24    $ 48.16    $ 55.37  81  145  159  159  $ 62.88    $ 68.04    $ 69.76    $ 59.08  166  175  177  182 (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. Our rig count declined significantly during the industry downturn that began in late 2014 but has improved since the second quarter of 2016.  Our average rig count for the fourth quarter of 2018 was 183 rigs, which included 182 rigs in the United States and one rig in Canada.  This was an increase from our average rig count for the third quarter of 2018 of 178 rigs, which included 177 rigs in the United States and one rig in Canada.  Our rig count in the United States at December 31, 2018 of 183 rigs was greater than the rig count of 163 rigs at December 31, 2017.  Term contracts have supported our operating rig count during the last three years.  Based on contracts currently in place, we expect an average of 122 rigs operating under term contracts during the first quarter of 2019 and an average of 78 rigs operating under term contracts throughout 2019. With the weakness in crude oil prices late in the fourth quarter, operators have been delaying starting new completion projects in the first quarter, and pricing remains extremely competitive.  As such, we have made the decision to idle spreads rather than work at unreasonably low prices.  We ended the fourth quarter with 20 active spreads and idled three spreads early in the first quarter of 2019 .      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. The  North  American  oil  and  natural  gas  services  industry  is  cyclical  and  at  times  experiences  downturns  in  demand.    During  these  periods,  there  has  been substantially more oil and natural gas service equipment available than necessary to meet demand.  As a result, oil and natural gas service contractors have had difficulty sustaining profit margins and, at times, have incurred losses during the downturn periods.  Currently, there is an excess of drilling rigs that are not super- spec, pressure pumping equipment and directional drilling equipment available. In circumstances of excess capacity, providers of oil and natural gas services have difficulty sustaining profit margins and may sustain losses during downturn periods. We cannot predict either the future level of demand for our oil and natural gas services or future conditions in the oil and natural gas service businesses. We are also highly impacted by operational risks, competition, the availability of excess equipment, labor issues, weather, the availability of products in our pressure pumping business, supplier delays 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, 2018, our operating revenues consisted of the following (dollars in thousands): Contract drilling Pressure pumping 2018   $ 1,430,492          1,573,396      2017 43.0%  $ 1,040,033      47.3%    1,200,311      44.1%  $ 50.9%    2016 543,663      354,070      59.4% 38.7%                                                                                                                                                                               Directional drilling Other Contract Drilling 209,275      113,834        $ 3,326,997      6.3%    3.4%    45,580      70,760      100.0%  $ 2,356,684      1.9%    3.1%    100.0%  $ —      18,133      915,866      —% 1.9% 100.0% Contract drilling operations accounted for 43.0% of our consolidated 2018 revenues, and contract drilling revenues increased 37.5% over 2017.  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.   The  U.S.  land  rig  industry  refers  to  certain  high  specification  rigs  as  “super-spec” rigs.  We consider a super-spec rig to be at least a 1,500 horsepower, AC powered rig 29           that has a 750,000 - pound hookload, a 7,500 - psi circulating system , and is pad - capable.  As of December 31, 2018 , our rig fleet included 198 APEX ® rigs , of which 149 were super-spec rigs.   W e delivered 14 rigs with major upg rades in 2018 and one additional major rig upgrade in January 2019 .    We currently have one additional major rig upgrade contracted for delivery in 2019. 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, 2018 and 2017 was $770 million and $544 million, respectively.  Approximately 23% of the total contract drilling backlog at December 31, 2018 is reasonably expected to remain after 2019.  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, other  than  initial  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.  For contracts that contain variable dayrate pricing, our backlog calculation uses the dayrate in effect for periods where the dayrate is fixed, and, for periods that remain subject to variable pricing, uses the commodity price in effect at December 31, 2018.  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  on  which  we  have received  an  early  termination  notice,  our  backlog  calculation  includes  the  early  termination  rate,  instead  of  the  dayrate,  for  the  period  over  which  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.” Ongoing factors which could continue to adversely affect utilization rates and pricing, even in an environment of high oil and natural gas prices and increased drilling activity, include: • • • • • movement of drilling rigs from region to region, reactivation of drilling rigs, refurbishment and upgrades of existing drilling rigs, development of new technologies that enhance drilling efficiency, construction of new technology drilling rigs. Pressure Pumping Pressure pumping operations accounted for 47.3% of our consolidated 2018 revenues, and pressure pumping revenues increased 31.1% over 2017.  As of December  31,  2018,  we  had  approximately  1.6  million  horsepower  in  our  pressure  pumping  fleet.    In  response  to  unreasonably  low  prices  in  the  completions market, we reduced the number of active frac spreads to 20 as of the end of the fourth quarter and idled three spreads early in the first quarter of 2019.   Directional Drilling Directional drilling operations accounted for 6.3% of our consolidated 2018 revenues. Activity for directional drilling commenced with the acquisition of MS Directional in October 2017, which provides 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,  motor  rentals,  directional  surveying,  measurement- while-drilling, and wireline steering tools, and we provide services that improve the statistical accuracy of horizontal wellbore placement. Other Operations Other  operations  revenues  accounted  for  3.4%  of  our  consolidated  2018  revenues,  and  our  other  operations  revenues  increased  60.9%  over  2017.    Our oilfield rentals business, which was acquired with the SSE merger, provides the largest revenue contribution to our other operations.  Our oilfield rentals business has a fleet of premium oilfield rental tools and provides specialized services for land-based oil and natural gas drilling, completion and workover activities.  Other operations also includes the results of our electrical controls and automation business, the results of our pipe handling components and related technology business, and the results of our ownership, as a non-operating working interest owner, in oil and natural gas assets that are primarily located in Texas and New Mexico. Capital Expenditures Cash capital expenditures for 2018 totaled $641 million.  For 2019, based on near-term activity levels, we expect cash used for capital expenditures to be approximately $465 million. 30               For the three years ended December 31, 2018 , our operating income (loss) consisted of the following (dollars in thousand s): Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Corporate   $ 2018 (33,115)     (77,328)     (117,497)     (18,221)     (76,016)       $ (322,177)     2017 10.3%  $ (171,897)     21,028      24.0%    (21)     36.5%    (20,813)     5.7%    23.5%    (120,835)     100.0%  $ (292,538)     2016 58.8%   $ (235,858)     (176,628)     (7.2)%     —      —%     (3,391)     7.1%     (40,349)     41.3%     100.0%   $ (456,226)     51.7% 38.7% —% 0.7% 8.9% 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. While demand for our contract drilling and pressure pumping services improved in 2018 and merger and integration expenses were lower, an impairment of goodwill and write-downs to drilling and pressure pumping equipment contributed to a consolidated net loss of $321 million for 2018, compared to consolidated net income of $5.9 million for 2017 and a consolidated net loss of $319 million for 2016.  Our net income for 2017 was positive due to the 2017 tax law change. Results of Operations Comparison of the years ended December 31, 2018 and 2017 The following tables summarize results of operations by business segment for the years ended December 31, 2018 and 2017: 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 2018 Year Ended December 31, 2017 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $ 1,430,492    $ 885,704    544,788    6,296    571,607    (33,115)   $ 64,479    22.19    $ 13.74    $ 8.45    $ 176.7    394,595    $ 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    37.5% 32.8% 46.1% 6.1% 6.1% (80.7)% 27.9% 7.6% 3.9% 14.2% 27.9% 11.3% (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.   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 2018, our average number of rigs operating was 175 in the United States and one in Canada, compared to 136 in the United States  and  two  in  Canada  in  2017.    Our  average  rig  revenue  per  operating  day  was  $22,190  in  2018,  compared  to  $20,620  in  2017.  Our  average  revenue  per operating day is largely dependent on the pricing terms of our rig contracts. Revenues  and direct  operating  costs  increased  primarily  due  to  an increase  in  operating  days.  Operating  days  and average  rigs  operating  increased  in  2018 primarily due to the recovery in the oil and natural gas industry, the contribution of rigs acquired in the SSE merger and the contribution from rigs that have been upgraded  to  super-spec  capability.    Capital  expenditures  increased  in  2018  due  to  the  upgrade  of  rigs  to  super-spec  capability,  higher  maintenance  capital expenditures and other equipment upgrades. Depreciation, amortization, and impairment for 2018 included a charge of $48.4 million related to the retirement of 42 legacy non-APEX® rigs and related equipment.  Based on the strong customer preference across the industry for super-spec drilling rigs, we believe the 42 rigs that were retired had limited commercial opportunity.  Depreciation, amortization, and impairment for 2017 included a 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.  31                                                                                                   Pressure Pumping Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative   Depreciation, amortization and impairment Impairment of goodwill 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   Year Ended December 31, 2018 $ 1,573,396  2017 (Dollars in thousands)   $ 1,200,311  % Change 31.1%   1,263,850  309,546  966,835  233,476  15,420  14,442  250,010  121,444  198,006  —  $ (77,328)   $ 21,028  812  1,081  1,893  622  1,262  1,884  $ 1,909.42    $ 1,894.40  $ 21.23    $ 17.43  $ 831.17    $ 637.11  $ 667.64    $ 513.18  $ 163.52    $ 123.93  19.7% 19.5% $ 173,848    $ 171,436  30.7% 32.6% 6.8% 26.3% NA  NA  30.5% (14.3)% 0.5% 0.8% 21.8% 30.5% 30.1% 31.9% 1.0% 1.4% (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.   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 812 fracturing jobs during 2018 compared to 622 fracturing jobs in 2017.  Our average revenue per fracturing job was $1.909 million in 2018 compared to $1.894 million in 2017.    Revenues  and  direct  operating  costs  in  2018  increased  primarily  due  to  an  increase  in  the  number  of  fracturing  jobs.  Depreciation,  amortization  and impairment expense increased due to the assets acquired in the SSE merger. Also included in depreciation, amortization and impairment expense for 2018 is a charge of $17.4 million related to the write-down of obsolete sand-handling equipment. There was no similar charge in the comparable period of 2017.  All of the  goodwill  associated  with  our  pressure  pumping  business  was  impaired  during  2018.    See  Note  6  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements  for additional information. Directional Drilling Revenues Year Ended December 31, 2018 $ 209,275  2017 (Dollars in thousands)   $ 45,580  % Change     359.1%                                                                                                                                                                       Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative   Depreciation and amortization   Impairment of goodwill Operating loss Capital expenditures     175,829  33,446      32,172      13,408      446.5%     149.4% 15,941  4,082      290.5% 45,317  89,685  9,347  —  $ (117,497)   $ (21)     384.8% NA  NA  $ 35,929    $ 7,795      360.9% (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 the results for 2017 include less than three months of operations.  Margins in 2018 were negatively  impacted  by higher third-party  rental  expenses due to delays in the delivery  of equipment  and by higher  repairs  and  maintenance  costs.    All  of  the  goodwill associated  with  our  directional  drilling  business  was impaired  during  2018.  See  Note 6 of  Notes  to Consolidated Financial Statements for additional information. 32                                   Other Operations Revenues Direct operating costs Margin (1) Selling, general and administrative Depreciation, depletion, amortization and impairment Operating loss Capital expenditures 2018 Year Ended December 31, 2017 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $ 113,834    $ 77,104    36,730    13,439    41,512    (18,221)   $ 34,660    $ 70,760    51,428    19,332    10,743    29,402    (20,813)   31,547    60.9% 49.9% 90.0% 25.1% 41.2% (12.5)% 9.9% (1) Margin  is  defined  as  revenues  less  direct  operating  costs  and  excludes  depreciation,  depletion,  amortization  and  impairment  and  selling,  general  and  administrative expenses. Revenues, direct operating costs, and depreciation, depletion, amortization and impairment expense from other operations increased primarily as a result of the inclusion of our oilfield rentals business acquired in the SSE merger on April 20, 2017.  The increase in capital expenditures was due to investments in the oilfield rentals business. Corporate Selling, general and administrative Merger and integration expenses Depreciation Other operating (income) expense, net Net gain on asset disposals Legal-related expenses and settlements, net of insurance reimbursements Research and development Other Other operating income, net Interest income Interest expense Other income Capital expenditures 2018 Year Ended December 31, 2017 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $   $   $ 82,975    $ 2,738    $ 7,872    $ (28,958)   12,684    3,444    (4,739)   (17,569)   $ 5,597    $ 51,578    $ 750    $ 2,426    $ 70,646    74,451    7,695    (33,510)   561    1,002    (10)   (31,957)   1,866    37,472    343    1,884    17.5% (96.3)% 2.3% (13.6)% NA  243.7% NA  (45.0)% 199.9% 37.6% 118.7% 28.8% Selling,  general  and  administrative  expense  increased  in  2018,  but  as  a  percentage  of  consolidated  revenues  decreased  to  2.5%,  compared  to  3.0%  in 2017.  Selling, general and administrative expense increased in 2018 primarily due to the personnel added as a result of the SSE merger.  Merger and integration expenses  incurred  in  2018  are  related  to  the  SSE  merger,  the  MS  Directional  acquisition  and  the  Superior  QC  acquisition.    Merger  and  integration  expenses incurred  in  2017  are  related  to  the  SSE  merger  and  the  MS  Directional  acquisition.    Other  operating  income  includes  net  gains  associated  with  the  disposal  of assets.  Accordingly, the related gains or losses have been excluded from the results of specific segments. The majority of the net gain on asset disposals during the 2018  period  reflects  gains  on  disposal  of  drilling  equipment.  The  2017  period  included  a  gain  of  $11.2  million  related  to  the  sale  of  real  estate.    Legal-related expenses  and  settlements  in  2018 includes  insurance  deductibles  and  investigation  costs  related  to  an  accident  at  a  drilling  site  in  January  2018.   Research  and development expense during 2018 and 2017 relate primarily to the funding of research into pressure pumping technology.  Other operating income during 2018 also includes the gain on the collection of a note receivable that had previously been discounted.  Interest income increased in 2018 due to interest earned on the portion of the proceeds of the January 2018 debt offering that were held as cash during 2018.  The debt offering also resulted in an increase in interest expense for 2018. 33                                                                                                                                Comparison of the years ended De cember 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 Year Ended December 31, 2017 $ 1,040,033  2016 (Dollars in thousands)   $ 543,663  % Change 91.3% 667,105  372,928      305,804      237,859      118.1% 56.8% 5,934  5,743  3.3% 538,891      467,974  $ (171,897)   $ (235,858) 15.2% (27.1)% 50,427  23,596      113.7% $ 20.62   $ 23.04  (10.5)% $ $ $ $ 13.23   $ 12.96  2.1% 7.40  138.2   $ 10.08  (26.6)%   $ 64.5      114.3% 354,425    $ 72,508      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.   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.   Many of our higher day rate, legacy long-term rig contracts were entered into during periods of higher demand, and as a result, these legacy contracts had a higher day rate on average relative to the more recent contracts pursuant to which work was performed during 2017.  The majority of these legacy contracts expired during the recent downturn prior to and during 2017, and as a result we experienced a lower average revenue per operating day during 2017 relative to 2016.   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 the upgrade of 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   Year Ended December 31, 2017 $ 1,200,311  2016 (Dollars in thousands)   $ 354,070  966,835  233,476    334,588  19,482  % Change 239.0% 189.0%   1,098.4% 14,442  11,238  28.5%                                                                                                                               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   198,006    184,872  $ 21,028    $ (176,628) 622  1,262  1,884  352  799  1,151  $ 1,894.40    $ 982.56  17.43    $ 10.28  7.1% NA  76.7% 57.9% 63.7% 92.8% 69.6% $ $ $ $ 637.11    $ 307.62  107.1% 513.18    $ 290.69  76.5% 123.93    $ 16.93  632.0% 19.5% 5.5% $ 171,436    $ 39,584  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.   34                                                                                               Revenues  and  direct  operating  costs  increased  in  2017  primarily  due  to  an  increase  in  the  number  and  size  of  fracturing  jobs.    The  total  number  of  jobs increased 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 job s.  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 2017   $   $ Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) —    —    —    —    —    —    45,580    $ 32,172    13,408    4,082    9,347    (21)   $ Capital expenditures (1)Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation and amortization and selling, general and administrative expenses.   7,795    $ —      $ % Change NA NA NA NA NA NA NA Our directional drilling segment originated with the October 11, 2017 acquisition of MS Directional, and consequently we had 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   Year Ended December 31, 2017 $ 70,760  2016 (Dollars in thousands)   $ 18,133  51,428  19,332  8,384  9,749  % Change     290.2%     513.4% 98.3% 10,743  3,026      255.0% 29,402      10,114      190.7% $ (20,813)   $ (3,391)     513.8% $ 31,547    $ 6,116      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  rentals  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  rentals  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 70,646  74,451  7,695  (33,510) 1,553  (31,957) 1,866  37,472  343  1,884  Year Ended December 31, 2016 (Dollars in thousands) 49,198   $ —   $ 5,474   $  $  $  $  $  $  $ (14,771) 448  (14,323) 327  40,366  69  1,591    $   $   $   $   $   $   $   $   $ % Change 43.6% NA  40.6% 126.9% 246.7% 123.1% 470.6% (7.2)% 397.1% 18.4%      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 related gains or losses have been excluded from the results                                                                                                                                      35 of  specific  segments.  The  2017  period  includes  a  gain  of  $11.2  million  related  to  the  sale  of  real  e  state  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.  Inte rest expense decreased primarily due to lower debt outstanding during 2017 compared to 2016. Income Taxes Loss before income taxes Income tax benefit Effective tax rate 2018 Year Ended December 31, 2017 (Dollars in thousands) 2016   $   $ (367,408)   $ (45,987)   $ 12.5%  (327,801)   $ (333,711)   $ 101.8%  (496,196) (177,562) 35.8% The  difference  between  the  statutory  federal  income  tax  rate  and  the  effective  income  tax  rate  for  the  years  ended  December  31,  2018,  2017  and  2016  is summarized as follows: Statutory tax rate State income taxes - net of the federal income tax benefit Goodwill impairment Permanent differences Tax effects of tax reform Share-based payments Acquisition related differences Valuation allowance State deferred tax remeasurement Other differences, net Effective tax rate 2018 2017 2016 21.0%  1.2  (6.9) (0.6) (1.3) (0.1) —  (3.7) 2.3  0.6  12.5%    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% The effective tax rate decreased by approximately 89.3% to 12.5% for 2018 compared to 2017.  This was primarily due to U.S. tax reform legislation known as the  Tax  Cuts  and  Jobs  Act,  enacted  on  December  22,  2017  (“Tax  Reform”),  which  resulted  in  a  66.7%  increase  in  the  2017  effective  tax  rate  due  to  the remeasurement of U.S. deferred taxes and a 14% decrease in the 2018 effective tax rate due to the change in U.S. federal corporate tax rate. Also impacting the 2018  effective  tax  rate  are  certain  goodwill  impairment  charges,  which  are  not  deductible  for  tax  purposes,  and  valuation  allowances  being  established  against deferred  tax  assets  in  certain  state  and  non-U.S.  jurisdictions.  The  goodwill  impairment  and  valuation  allowances  resulted  in  a  6.9%  and  3.7%  decrease  in  the effective tax rate, respectively. These decreases were partially offset by a 2.3% increase in the effective tax rate following the remeasurement of deferred tax assets and liabilities for state tax purposes.        Tax Reform includes, among other things, a reduction of the U.S. federal corporate tax rate from 35% to 21% for tax years beginning 2018, a mandatory deemed repatriation  tax  on  foreign  earnings,  repeal  of  the  corporate  alternative  minimum  tax,  expensing  of  certain  capital  investments,  and  reducing  the  amount  of executive pay that will be tax deductible. Tax Reform also makes fundamental changes to the taxation of multinational entities, including a shift from worldwide taxation with deferral to a hybrid territorial system, a minimum tax on certain low-taxed foreign earnings, and new measures to deter base erosion and promote export sales from the United States. For December 31, 2017, we recorded provisional amounts for certain enactment-date effects of Tax Reform by applying the guidance in Staff Accounting Bulletin 118 (“SAB 118”) because we had not yet completed our enactment-date accounting for these effects. In 2017, we recorded approximately $219 million of tax benefit related to the enactment-date effects of Tax Reform that related solely to adjusting deferred tax assets and liabilities to the new U.S. federal corporate tax rate at which they are expected to reverse. After filing our 2017 income tax returns in the fourth quarter of 2018, we completed our accounting  for all  of the  enactment-date  income  tax effects  of Tax  Reform.  As a result,  we recognized  $4.6 million  of tax  expense  as  an adjustment  to the provisional amounts recorded at December 31, 2017 and included these adjustments as a component of income tax expense. The changes to 2017 enactment-date provisional amounts decreased the effective tax rate in 2018 by 1.3%. Prior  to  Tax  Reform,  we  had  elected  to  permanently  reinvest  unremitted  earnings  in  Canada  effective  January  1,  2010,  and  we  intend  to  do  so  for  the foreseeable future.  If we were to repatriate earnings, in the form of dividends or otherwise, we may be subject to certain income taxes (subject to an adjustment for foreign tax credits) and withholding taxes payable.  We record deferred 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 recognizing the benefit of deferred income taxes, we incur 36                                                                                                                       deferred income tax expense as these benefits are utilize d.  We recognized a deferred tax benefit of approximately $41.2 million in 2018, $330 million in 2017 and $152 million in 2016.   Liquidity and Capital Resources Our liquidity as of December 31, 2018 included approximately $424 million in working capital, including $245 million of cash and cash equivalents, and $600 million available under our revolving credit facility.   On January 19, 2018, we completed an offering of $525 million aggregate principal amount of our 2028 Notes.  We used $239 million of the net proceeds from the sale to repay amounts outstanding under our revolving credit facility.  As described below, on March 27, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement, which is a committed senior unsecured revolving credit facility that permits aggregate borrowings of up to $600 million, including a letter of credit facility that, at any time outstanding, is limited to $150 million and a swing line facility that, at any time outstanding, is limited to $20 million. We believe our current liquidity, together with cash expected to be generated from operations, 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, 2018, we had working capital of $424 million, including cash and cash equivalents of $245 million, compared to working capital of $201 million, including cash and cash equivalents of $42.8 million, at December 31, 2017.   During 2018, our sources of cash flow included: • • • • $731 million from operating activities, $47.4 million in proceeds from the disposal of property and equipment, $23.8 million from collection of a note receivable, and $521 million from proceeds from the issuance of long-term debt. During 2018, we used $268 million to repay net borrowings under our revolving credit facility, $14.2 million for acquisitions, $30.6 million to pay dividends on our common stock, $4.5 million for debt issuance costs, $162 million for the repurchases of our common stock and $641 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 rentals 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, 2018 as follows: Paid on March 22, 2018 Paid on June 21, 2018 Paid on September 20, 2018 Paid on December 20, 2018 Total cash dividends Per Share Total (in thousands) 0.02    $ 0.04    0.04    0.04    0.14    $ 4,443  8,832  8,685  8,629  30,589   $   $ On February 6, 2019, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.04 per share to be paid on March 21, 2019 to holders of record as of March 7, 2019.  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.   37                                                     On September 6, 2013, our Board of Directors approved a stock buyback program that authorize d purchase s of up to $200 million of our common stock in open  market  or  privately  negotiated  transactions.  On  July  25,  2018,  our Board  of  Directors  approved  an  increase  of  the  authorization  under  the  stock  buyback program to allow for $250 million of future share repurchases.     All purchases executed to date have been through open market transactions.  Purchases under the program are made at management’s disc retion, 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  b  uyback program.     As of December 31, 2018 , we had remaining authorization to purchase approximately $150 million of our outstanding common stock under the stock buyback program.   On February 6, 2019, our Board of Directors approved another increase of the a uthorization under the stock buyback program to allow for $250 million of future share repurchases. We acquired shares of stock from directors in 2017 and 2016 and from employees during 2018, 2017 and 2016 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 and restricted stock units.  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, 2018, 2017 and 2016 were as follows (dollars in thousands): 2018 2017 2016 Treasury shares at beginning of period Purchases pursuant to stock buyback program Acquisitions pursuant to long-term incentive plan Treasury shares at end of period Shares Shares     43,802,611    $     9,331,131      567,354      Cost 918,711      43,392,617    $ 5,503      150,497      404,491      11,240          53,701,096    $ 1,080,448      43,802,611    $ Shares Cost 911,094      43,207,240    $ 8,488      176,889      918,711      43,392,617    $ 109      7,508      Cost 907,045  183  3,866  911,094   2018 Credit Agreement    — On March 27, 2018, we entered into an amended and restated credit agreement (the “Credit Agreement”) among us, as borrower, Wells Fargo Bank, National Association, as administrative agent, letter of credit issuer, swing line lender and lender, each of the other lenders and letter of credit issuers party thereto, The Bank of Nova Scotia and U.S. Bank National Association, as Co-Syndication Agents, Royal Bank of Canada, as Documentation Agent and Wells Fargo Securities, LLC, The Bank of Nova Scotia and U.S. Bank National Association, as Co-Lead Arrangers and Joint Book Runners.    The Credit Agreement is a committed senior unsecured revolving credit facility that permits aggregate borrowings of up to $600 million, including a letter of credit facility that, at any time outstanding, is limited to $150 million and a swing line facility that, at any time outstanding, is limited to $20 million.  Subject to customary  conditions,  we  may  request  that  the  lenders’  aggregate  commitments  be  increased  by  up  to  $300  million,  not  to  exceed  total  commitments  of $900  million.    The  maturity  date  under  the  Credit  Agreement  is  March  27,  2023.    We  have  the  option,  subject  to  certain  conditions,  to  exercise  two  one-year extensions of the maturity date. 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.  The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 1.00% to 2.00% and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 1.00%, in each case determined based upon our credit rating.  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 varies from 0.10% to 0.30% based on our credit rating. None of our subsidiaries are currently required to be a guarantor under the Credit Agreement.  However, if any subsidiary guarantees or incurs debt in excess of the Priority Debt Basket (as defined in the Credit Agreement), such subsidiary is required to become a guarantor under the Credit Agreement. The Credit Agreement contains representations, warranties, affirmative and negative covenants and events of default and associated remedies that we believe are customary for agreements of this nature, including certain restrictions on our ability and each of our subsidiaries to incur debt and grant liens.  If our credit rating is below investment grade, we will become subject to a restricted payment covenant, which would require us to have a Pro Forma Debt Service Coverage Ratio (as defined in the Credit Agreement) greater than or equal to 1.50 to 1.00 immediately before and immediately after making any restricted payment.  The Credit Agreement also requires that our total debt to capitalization ratio, expressed as a percentage, not exceed 50%.  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 end of the most recently ended fiscal quarter.   As  of  December  31,  2018,  we  had  no  amounts  outstanding  under  our  revolving  credit  facility.    We  had  $81,000  in  letters  of  credit  outstanding  under  our revolving credit facility at December 31, 2018 and, as a result, had available borrowing capacity of approximately $600 million at that date.   38               2015 Reimbursement Agreement — On March 16, 2015, we entered into a Reimbursement Agreement (the “Reimbursement Agreement”) with The Bank of Nova  Scotia  (“Sc  otiabank”),  pursuant  to  which  we  may  fro  m  time  to  time  request  that  Scotiabank  issue  an  unspecified  amount  of  letters  of  credit.    As  of December 31, 2018 , we had $58.4 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.  None of our subsidiaries are currently required to 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 amount 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. None of our subsidiaries are currently required to be a guarantor 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.   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, 2018.  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. 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.   39   2028 Senior Notes — On January 19, 2018, we completed an offering of $525 million aggregate principal amount of our 2028 Notes .   T he net proceeds before offering expenses were approximately $521 million , of which we used $239 million to r epay amounts outstanding under our revolving credit facility.   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 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.  None of our subsidiaries are currently required to be a guarantor under the 2028 Notes.  If our subsidiaries guarantee the 2028 Notes in the future, such guarantees (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.   We, at our option, may redeem the Notes in whole or in 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 in 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. Commitments —  As  of  December  31,  2018,  we  maintained  letters  of  credit  in  the  aggregate  amount  of  $58.5  million  primarily  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, 2018, no amounts had been drawn under the letters of credit.   As  of  December  31,  2018,  we  had  commitments  to  purchase  major  equipment  and  make  investments  totaling  approximately  $107  million  for  our  drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals businesses.   Our pressure pumping business has entered into agreements to purchase minimum quantities of proppants and chemicals from certain vendors.  The agreements expire in years 2019 through 2022 and in 2043.  As of December 31, 2018, the remaining obligation under these agreements was approximately $114 million, of which approximately $24.7 million relates to purchases required during 2019.  In the event 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.   40   Trading and Investing —  We  have  not  engaged  in  trading  activities  that  incl  ude  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, 2018 (in thousands): Series A Notes (1) Interest on Series A Notes (2) Series B Notes (3) Interest on Series B Notes (4) 2028 Notes (5) Interest on 2028 Notes (6) Leases (7) Equipment purchases (8) Inventory purchases (9) Total Total 300,000  29,820  300,000  47,292  525,000  197,006  40,860  107,088  114,174  1,661,240    $   $  $ Payments due by period Less than 1 year 1-3 years 3-5 years More than 5 years —  14,910  —  12,810  —  20,737  11,408  107,088  24,725  191,678   $ 300,000  14,910  —  25,620  —  41,475  15,612  —  20,583  418,200   $ —  —  300,000  8,862  —  41,475  7,288  —  5,533  363,158   $  $ —  —  —  —  525,000  93,319  6,552  —  63,333  688,204 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) 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. Principal repayment of the 2028 Notes is required at maturity on February 1, 2028. Interest to be paid on the 2028 Notes using 3.95% coupon rate. See Note 12 of Notes to Consolidated Financial Statements.   Represents commitments to purchase major equipment to be delivered in 2019 based on expected delivery dates.   Represents commitments to purchase proppants and chemicals for our pressure pumping business.   Off-Balance Sheet Arrangements We had no off-balance sheet arrangements at December 31, 2018.   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 2018 Year Ended December 31, 2017 (Dollars in thousands) 2016   $   $ (321,421)   $ (45,987)   45,981    916,318    211,129    806,020    $ 5,910    $ (333,711)   35,606    783,341    —    491,146    $ (318,634) (177,562) 40,039  668,434  —  212,277 41                                                                                                                                                                                              Critical Accounting Policies 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.    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 are retired.   During 2018, we identified 42 legacy non-APEX® rigs and related equipment that would be retired.  Based on the strong customer preference across the industry for super-spec drilling rigs, we believe the 42 rigs that were retired had limited commercial opportunity.  In 2018, we recorded a charge of $48.4 million related to this retirement. In 2017, we recorded a 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 charge as we had written down mechanical rigs that were still marketed in 2015.    We  also  periodically  evaluate  our  pressure  pumping  assets,  and  in  2018,  we  recorded  a  charge  of  $17.4  million  for  the  write-down  of  pressure  pumping equipment.      The  pressure  pumping  equipment  was  primarily  obsolete  sand  handling  equipment,  which  has  been  replaced  with  more  efficient  sand  solutions.    There were no similar charges in 2017 or 2016. In addition, we review our long-lived assets, including property and equipment, for impairment whenever events or changes in circumstances indicate that the 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.  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 our 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. Due  to  the  decline  in  the  market  price  of  our  common  stock  and  the  deterioration  of  crude  oil  prices  in  the  fourth  quarter  of  2018,  we  lowered  our expectations with respect to future activity levels in certain of our operating segments.  Management deemed it necessary to assess the recoverability of our contract drilling,  pressure  pumping,  directional  drilling  and  oilfield  rentals  asset  groups.    We  performed  an  analysis  as  required  by  ASC  360-10-35  to  assess  the recoverability of the asset groups within our contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals operating segments.  With respect to these asset groups, 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 asset groups, and no impairment was indicated.  Expected cash flows, on an undiscounted basis, exceeded the carrying values of the asset groups within the contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals operating segments by approximately 38%, 58%, 9% and 23%, respectively.   For the assessment performed in 2018, the expected cash flows for our asset groups included utilization , revenue and costs for our equipment and services that  were  estimated  based  upon  our  existing  contract  backlog,  as  well  as  recent  contract  tenders  and  customer  inquiries.    Also,  the  expected  cash  flows  for  the contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups were based on the assumption that activity levels in all four segments would generally be lower than levels experienced in the fourth quarter of 2018, and would begin to recover in late 2019 and continue into 2020 in response to improved oil prices.   While we believe these assumptions with respect to future oil pricing are reasonable, actual future prices may vary significantly from the ones that were assumed.  The timeframe over which oil prices will recover is highly uncertain.  Potential events that could affect our assumptions regarding future prices and the timeframe  for  a  recovery  are  affected  by  factors  such  as  those  described  in  “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.” All of these factors are beyond our control. If the lower oil price environment experienced at the end of 2018 were to last into 2020 and beyond, our actual cash flows would likely be less than the expected cash flows used in these assessments and could result in impairment charges in the future and such impairment could be material.   We concluded that no triggering events occurred during the years ended December 31, 2017 or 2016 with respect to our asset groups based on our results of operations for the years ended December 31, 2017 and 2016, our expectations of operating results in future periods and the prevailing commodity prices at the time. 42            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 are our operating segments.  We determine whether it is more likely than not that the fair value o f 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 qu antitative 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. Due to the decline in the market price of our common stock and the deterioration of crude oil prices in the fourth quarter of 2018, we lowered our expectations with respect to future activity levels in certain of our operating segments. We performed a quantitative impairment assessment of our goodwill as of December 31, 2018.  In completing the assessment, the fair value of each reporting unit was estimated using the income valuation method.  The estimate of fair value for 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, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals reporting units, such as future oil and natural gas prices and projected demand for our services, and assumptions related to discount rates and long-term growth rates. Based on the results of the goodwill impairment test as of December 31, 2018, the fair value of the contract drilling and oilfield rentals reporting units exceeded their carrying values by approximately 16% and 14%, respectively, and we concluded that no impairment was indicated in our contract drilling and oilfield rentals reporting units; however, impairment was indicated in our pressure pumping and directional drilling reporting units.  We recognized an impairment charge of $211 million associated with the impairment of all of the goodwill in our pressure pumping and directional drilling reporting units. While management believes the assumptions used with respect to future oil pricing are reasonable, actual future prices may vary significantly from the ones that were assumed.  The timeframe over which oil prices will recover is highly uncertain.  If the lower oil price environment experienced at the end of 2018 were to last into 2020 and beyond, our actual cash flows would likely be less than the expected cash flows used in these assessments and could result in additional impairment charges in the future and such impairment could be material.   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 current 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 succeeding year.  Management also considered our overall market capitalization at December 31, 2017 and 2016. Revenue recognition —  On  January  1,  2018,  we  adopted  the  new  revenue  guidance  under  Topic  606,  Revenue from Contracts with Customers ,  using  the modified retrospective method for contracts that were not complete at December 31, 2017.  The adoption of the new accounting standard did not have a material impact on our consolidated financial statements, and a cumulative adjustment was not recognized. Revenues for reporting periods beginning after January 1, 2018 are presented under Topic 606, while revenues prior to January 1, 2018 continue to be reported under previous revenue recognition requirements of Topic 605. 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.   43               Volatility of Oil and Natural Gas Prices and its Impac t 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 prices have recovered from the lows experienced in the first quarter of 2016.  Oil prices reached a high of $77.41 in June 2018.  Oil prices remain volatile, as the closing price of oil reached a fourth quarter 2018 high of $76.40 per barrel on October 3, 2018, before declining by 42% over the course of three months to reach a low of $44.48 per barrel in late December 2018. Oil prices averaged $59.08 per barrel in the fourth quarter of 2018.  U.S. rig counts increased in response to improved oil prices in early 2018. However, rig counts have fallen in response to lower oil prices, and we believe the rig count will not increase until oil prices increase. 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,  2018.    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 As of December 31, 2018, we would have had exposure to interest rate market risk associated with any borrowings that we had 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. The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 1.00% to 2.00% and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 1.00%, in each case determined based on our credit rating.  As of December 31, 2018, the applicable margin on LIBOR rate loans was 1.50% and the applicable margin on base rate loans was 0.50%. As of December 31, 2018, we had no amounts outstanding under our revolving credit facility.  The interest rate on 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 Scotiabank on demand for any amounts that Scotiabank has disbursed under any letters of credit.  We are obligated to pay Scotiabank 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, 2018, no amounts had been disbursed under any letters of credit. We conduct a portion of our business in Canadian dollars.  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 financial condition or results of operations.   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.   44   Item 8. Financial Statements a nd 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, 2018, 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,  2018,  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, 2018.   The effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2018 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 . 45     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.   46       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     3.5     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 Company’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) . Certificate  of  Amendment  to  Restated  Certificate  of  Incorporation,  as  amended  (filed  July  30,  2018  as  Exhibit  3.4  to  the  Company’s  Quarterly Report on Form 10-Q for the quarterly period ended June 30, 2018 and incorporated herein by reference). Fourth Amended  and  Restated  Bylaws  (filed  February  12,  2019  as  Exhibit  3.1  to  the  Company’s  Current  Report  on  Form  8-K  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. (filed February 20, 2018  as  Exhibit  4.2  to  the  Company’s  Annual  Report  on  Form  10-K  for  the  fiscal  year  ended  December  31,  2017  a  nd  incorporated  herein  by reference). 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 herei n by reference). First Supplemental Indenture, dated January 19, 2018, among Patterson-UTI Energy, Inc., the several guarantors named therein an d 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 (included 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 C ompany’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  Officer  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 by reference) .* 47                                                                                                                   10.2    10.3    10.4    10.5    10.6    10.7    10.8    10.9   10.10   10.11   10.12   10.13   10.14 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). * 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). * Third  Amendment  to  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan  (filed  April  27,  2010  as  Exhib  it  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 and incorporated herein by reference). * Fifth  Amendment  to  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  2005  Long-Term  Incentive  Plan  (filed  August  2,  2010  as  Exhibit  10.4  to  the  Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated 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 ( filed April 21, 2014 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K 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 Restricted Stock Award Agreement (filed May 2, 2016 as Exhibit 10.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated h erein 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 incorporated 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 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  (filed  February  20,  2018  as  Exhibit  10.19  to  the  Company’s  Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2017 and incorporated herein by reference) . *   10.15   Form of Executive Officer Share-Settled Performance Share Award Agreement.*+   10.16   10.17   10.18   10.19   10.20   10.21 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 b y 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 on Form 10-K for the year ended December 31, 2016 and incorporated herein by reference) .* Employment  Agreement,  dated  as  of  September  3,  2017,  between  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). * 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, Seth D. Wexler, William Andrew Hendricks, Jr., Michael W. Conlon, Tiffany J. Thom, C. Andrew Smith and Janeen S. Judah (filed April 28, 2004 as Exhibit 10.11 to the Company’s Annual Report on Form 10-K, as amended, for the year en ded December 31, 2003 and incorporated herein by reference) .* 48                                                                                                                                                                                 10.2 2 Patterson-UTI Energy, Inc. Change in Control Agreement, effective as of January 2 9, 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) .*   10.23   10.24   10.25   10.26   10.27   10.28   10.29   10.30   10.31   21.1   23.1   31.1   31.2   32.1 101 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 for 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 here in by reference) .* First  Amendment  to  Change  in  Control  Agreement  Between  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  and  Kenneth  N.  Berns,  entered  into  Nove  mber 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) .* Amended  and  Restated  Credit  Agreement  dated  March  27,  2018  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  as  borrower,  Wells  Fargo  Bank,  National Association, as administrative agent, letter of credit issuer, swing line lender and lender and each of the other letter of credit issuers and lenders party thereto (filed March 27, 2018 as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). 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 Quarterly 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) .    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, 2018, 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. 49                                                                                                                                    INDEX TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS Report of Independent Registered Public Accounting Firm Consolidated Financial Statements: Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2018 and 2017 Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2018 , 2017 and 2016 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December 31, 2018 , 2017 and 2016 Consolidated Statements of Changes In Stockholders’ Equity for the years ended December 31, 2018 , 2017 and 2016 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2018 , 2017 and 2016 Notes to Consolidated Financial Statements    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 (the “Company”) as of December 31, 2018 and 2017, 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,  2018,  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, 2018, 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, 2018 and 2017 , and  the  results  of  its  operations  and  its  cash  flows  for  each  of  the  three  years  in  the  period  ended  December  31,  2018  in conformity with 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, 2018, based on criteria established in Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the COSO. 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 stat ements. 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 f inancial 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. Definition and 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. F-2                             /s/ PricewaterhouseCoopers LLP Houston, Texas February 13, 2019 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 $2,312 and $2,323 at    December 31, 2018 and 2017, 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 Federal and state income taxes payable Accrued expenses Total current liabilities Borrowings under revolving credit facility Long-term debt, net of debt discount and issuance costs of $5,795 and $1,217 at    December 31, 2018 and 2017, respectively Deferred tax liabilities, net Other Total liabilities Commitments and contingencies (see Note 9) Stockholders’ equity: Preferred stock, par value $.01; authorized 1,000,000 shares, no shares issued Common stock, par value $.01; authorized 400,000,000 shares at December 31, 2018 and 300,000,000 shares at December 31, 2017 with 267,315,526 and 266,259,083 issued and 213,614,430 and 222,456,472 outstanding at    December 31, 2018 and 2017, respectively Additional paid-in capital Retained earnings Accumulated other comprehensive income Treasury stock, at cost, 53,701,096 shares and 43,802,611 shares at    December 31, 2018 and 2017, respectively Total stockholders’ equity Total liabilities and stockholders’ equity December 31, 2018 2017 (In thousands, except share data)   $ 245,029    $ 42,828  558,817    4,110    65,579    76,662    950,197    4,002,549    477,640    12,040    —    27,440    5,469,866    $ 288,962    $ 1,408    235,946    526,316    —    1,119,205    306,161    12,761    1,964,443    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  5  226,624  546,250  268,000  598,783  350,836  12,494  1,776,363  —    —  2,673    2,827,154    1,753,557    2,487    (1,080,448)   3,505,423    5,469,866    $ 2,662  2,785,823  2,105,897  6,822  (918,711) 3,982,493  5,758,856   $   $   $ 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, 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 2018 Year Ended December 31, 2017 (In thousands, except per share data) 2016   $ 1,430,492    $ 1,573,396    209,275    113,834    3,326,997    1,040,033    $ 1,200,311    45,580    70,760    2,356,684    885,704    1,263,850    175,829    77,104    916,318    211,129    134,071    2,738    (17,569)   3,649,174    (322,177)   5,597    (51,578)   750    (45,231)   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)   543,663  354,070  —  18,133  915,866  305,804  334,588  —  8,384  668,434  —  69,205  —  (14,323) 1,372,092  (456,226) 327  (40,366) 69  (39,970) (367,408)   (327,801)   (496,196) (45,987)   (333,711)   (177,562)   $ (321,421)   $ 5,910    $ (318,634)   $   $ (1.47)   $ (1.47)   $ 0.03    $ 0.03    $ (2.18) (2.18) 218,643    218,643    198,447    199,882    146,178  146,178 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 2018, $0    for 2017 and $0 for 2016: Foreign currency translation adjustment Total comprehensive income (loss) 2018 Year Ended December 31, 2017 (In thousands) 2016   $ (321,421)   $ 5,910    $ (318,634)   $ (4,335)   (325,756)   $ 7,956    13,866    $ 2,959  (315,675) 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 (In thousands) 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 Net loss Foreign currency translation adjustment Restricted stock issued for acquisition Issuance of restricted stock Issuance of common 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, 2018 190,375    $ —      —      354      785      15      (43)     40      —      —      —      —      191,526      —      —      18,170      55,097      891      549      (24)     50      —      —      —      —      266,259      —      —      192      381      —      452      (8)     40      —      —      —      —      267,316    $ 1,904    $ 1,011,811    $ 2,458,554    $ (318,634)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      6,730      (8)     —      —      707      28,324      —      —      3      8  —      —      —      —      —      —      —      —      (23,579)     —      1,915      1,042,696      2,116,341      (4,868)     —      —      —      —      —      —      182      471,388      551      1,226,339      (9)     (5)     —      931      44,483      —      —      —      5,910      —      —      —      —      —      —      —      —      (16,315)     (39)     —      2,662      2,785,823      2,105,897      9  5      —      —      —      —      —      —      —      —      2      4      —  5      —      —      —      —      —      —      (321,421)     —      —      —      —      —      —      —      —      (30,589)     (330)     —      2,673    $ 2,827,154    $ 1,753,557    $ —      —      2,930      (4)     —      (5)     —      485      37,925      —      —      —      (4,093)   $ (907,045)   $ 2,561,131  (318,634) 2,959  6,733  —  —  —  707  28,324  —      2,959      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (1,134)     —      —      (4,049)     (4,868) (23,579) (4,049) (911,094)     2,248,724  —      7,956      —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      6,822      5,910  —      7,956  —      —      471,570  —      1,226,890  —  —      —  —      —  —      931  —      44,483  —      (16,315) —      (39) —      (7,617) (7,617)     (918,711)     3,982,493  —      (4,335)     —      —      —      —      —      —      —      —      —      —      (321,421) —      (4,335) —      2,932  —      —  —      —  —      —  —      —  —      485  —      37,925  —      (30,589) —      (330) —      (161,737) (161,737)     2,487    $ (1,080,448)   $ 3,505,423 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 discount and 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 Collection of note receivable 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 $1,435 in 2018, $1,175 in 2017    and $398 in 2016 Income taxes Non-cash investing and financing activities: Receivable from property and equipment insurance Net increase in payables for purchases of property    and equipment Issuance of common stock for business acquisitions Net decrease (increase) in deposits on equipment purchases 2018 Year Ended December 31, 2017 (In thousands) 2016   $ (321,421)   $ 5,910    $ (318,634) 916,318    211,129    915    (41,185)   37,925    (28,958)   —    830    23,515    (1,555)   (1,470)   (69,453)   4,136    (56)   730,670    (14,211)   (641,458)   47,357    23,760    —    (584,552)   —    (161,737)   (30,589)   521,194    —    79,000    (347,000)   (4,489)   485    56,864    (781)   202,201    42,828    245,029    $ 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  (41,184)   $ 3,172    (34,953)   $ 3,947    (36,551) 52,716  15,000    $ —    $ —  36,241    2,932    4,311    17,228    1,226,890    (301)   28,926  6,733  6,317   $   $   $ 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”),  is  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.  The  Company’s  contract  drilling  business  operates  in  the  continental  United  States  and  western Canada, and the Company is pursuing contract drilling opportunities outside of North America.  The Company’s pressure pumping business operates primarily in Texas and the Mid-Continent and Appalachian regions.  The Company also provides a comprehensive suite of directional drilling services in most major producing onshore oil and gas basins in the United States, and the Company provides services that improve the statistical accuracy of horizontal wellbore placement.  The Company has other operations through which the Company provides oilfield rental tools in select markets in the United States. The Company also manufactures and sells pipe handling components and related technology to drilling contractors, and provides electrical controls and automation to the energy, marine and mining industries, 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.  As  used  in  these  notes,  “the  Company”  refers  collectively  to  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  and  its  consolidated subsidiaries.   Patterson-UTI Energy, Inc. conducts its business operations through its wholly-owned subsidiaries and has no employees or independent operations. 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. 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 the Company’s contract drilling, pressure pumping, directional drilling, oilfield rentals and pipe handling components and  related  technology  activities  are  recognized  as  services  are  performed.  All  of  the  wells  the  Company  drilled  in  2018,  2017  and  2016  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. On  January  1,  2018,  the  Company  adopted  the  new  revenue  guidance  under  Topic  606,  Revenue from Contracts with Customers ,  using  the  modified retrospective method for contracts that were not complete at December 31, 2017.  The adoption of the new accounting standard did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements, and a cumulative adjustment was not recognized.  See Note 3 for additional information. 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 accounts 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 collectability.  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.   F-9       Other current assets — O ther 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 $36 million and $30  million at December 31, 2018 and 2017 , 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.   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-10                   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 1 1 ).   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 Financial Accounting Standards Board (“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 expanded 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 (See Note 3). 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  adopted  this  new  guidance  effective  January  1,  2019.  ASC  842  requires  a  modified  retrospective approach to each lease that existed at the date of initial application as well as leases entered into after that date. The Company has elected to report all leases at the beginning of the period of adoption and not restate its comparative periods. Based on the Company’s lease portfolio, the Company anticipates recognizing a right- of-use asset and a related lease liability of approximately $35 million on its balance sheet, with an immaterial impact on the Company’s consolidated statement of operations compared to the previous lease accounting guidance. Practical Expedients Adopted with Topic 842 The Company has elected to adopt the following practical expedients upon the transition date to Topic 842 on January 1, 2019: • • • Transitional practical expedients package: An entity may elect to apply the listed practical expedients as a package to all the leases that commenced before the effective date.  The practical expedients are: a) b) c) The entity need not reassess whether any expired or existing contracts are or contains leases; The entity need not reassess the lease classification for expired or existing contracts; The entity need not reassess initial direct costs for any existing leases. Use of portfolio approach: An entity can apply this guidance to a portfolio of leases with similar characteristics if the entity reasonably expects that the application of the leases model to the portfolio would not differ materially from the application of the leases model to the individual leases in that portfolio.  This approach can also be applied to other aspects of the leases guidance for which lessees/lessors need to make judgments and estimates, such as determining the discount rate and determining and reassessing the lease term. Lease and non-lease components: As a practical expedient, a lessor may combine lease and non-lease components where the revenue recognition pattern is the same and where the lease component, when accounted for separately, would be considered an operating lease. 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 F-11                           depend on the Company’s stock price and the number of shares that vest in the case of restricted stock, restric ted 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 standards update 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. 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. In March 2018, the FASB issued an accounting standards update to update the income tax accounting in U.S. GAAP to reflect the SEC interpretive guidance released  on  December  22,  2017,  when  significant  U.S.  tax  law  changes  were  enacted  with  the  enactment  of  the  Tax  Cuts  and  Jobs  Act  (“Tax  Reform”).    The adoption of this update in March 2018 did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements, as the Company was already following the SEC guidance.  See Note 13 for additional information. In  August  2018,  the  FASB  issued  an  accounting  standards  update  to  align  the  requirements  for  capitalizing  implementation  costs  incurred  in  a  hosting arrangement  that  is  a  service  contract  with  the  requirements  for  capitalizing  implementation  costs  incurred  to  develop  or  obtain  internal-use  software.  The amendments  in  the  update  are  effective  for  public  business  entities  for  fiscal  years  beginning  after  December  15,  2019,  with  early  adoption  permitted.  The Company is currently evaluating the impact this new guidance will have on its 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 fracturing equipment.  The oilfield rentals business acquired through the SSE merger has a 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.   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-12 $ $ $ $ 46,298  22.45  1,039,396  472,000  1,511,396           The following table represents the final 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 record ed 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 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,  access  to  new geographies, access to new product lines, increased scale of operations, supply chain and corporate efficiencies as well as infrastructure optimization.  The acquired goodwill was attributable to three operating segments, with $309 million to contract drilling, $121 million to pressure pumping and $6.3 million to oilfield rentals. See Note 6 for additional information regarding goodwill.   A portion of the fair value consideration transferred has been 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 was 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, motor rentals, 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.   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 F-13 $ $ $ $ $ 8,798  21.31  187,494  63,000  6,781  257,275                                                                        The following table represents the final 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 identifi able 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  44,099  327  44,426  167,590  89,685  257,275 The goodwill reflected above increased $1.0 million from the original preliminary purchase price allocation as a result of a measurement period adjustment that related to a valuation adjustment to accounts payable and accrued liabilities. 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,  access  to  new  product  lines, favorable  market  trends  underlying  these  new  business  lines,  earnings  and  growth  opportunities  and  future  technology  development  possibilities.  All  of  the goodwill acquired is attributable to the directional drilling operating segment.  See Note 6 for additional information regarding goodwill. A portion of the fair value consideration transferred has been 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-14                                                                                       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  the  Company’s  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 accounts for substantially all of 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 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 Current Power Solutions, Inc. (“Current Power”) 2017 2016 (Unaudited) 2,738,579    $ 29,584    $ 0.13    $ 0.13    $ 1,567,141  (505,413) (2.30) (2.30) $ $ $ $          During  October  2018,  the  Company  acquired  Current  Power.    Current  Power  is  a  provider  of  electrical  controls  and  automation  to  the  energy,  marine  and mining industries.  This acquisition was not material to the Company’s consolidated financial statements. Superior QC, LLC (“Superior QC”) During February 2018, the Company acquired the business of Superior QC, including its assets and intellectual property.  Superior QC is a provider of software and services used to improve the statistical accuracy of horizontal wellbore placement.  Superior QC’s measurement-while-drilling (MWD) survey fault detection, isolation  and  recovery  (FDIR)  service  is  a  data  analytics  technology  to  analyze  MWD  survey  data  in  real-time  and  more  accurately  identify  the  position  of  a well.  This acquisition was not material to the Company’s consolidated financial statements. Warrior Rig Ltd During September 2016, the Company acquired 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. Revenues ASC Topic 606 Revenue from Contracts with Customers On  January  1,  2018,  the  Company  adopted  the  new  revenue  guidance  under  Topic  606,  Revenue from Contracts with Customers ,  using  the  modified retrospective method for contracts that were not complete at December 31, 2017.  The adoption of the new accounting standard did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements, and a cumulative adjustment was not recognized. Revenues for reporting periods beginning after January 1, 2018 are presented under Topic 606, while revenues prior to January 1, 2018 continue to be reported under previous revenue recognition requirements of Topic 605. The  Company’s  contracts  with  customers  include  both  long-term  and  short-term  contracts.    Services  that  primarily  generate  revenue  earned  for  the Company include the operating business segments of contract drilling, pressure pumping and directional drilling F-15                         that comprise the Company’ s reportable segments.  The Company also derives revenues from its other operations which include the Company’s operating business segments  of  oilfield  rentals,  oilfield  technology,  electrical  controls  and  automation,  and  oil  and  natural  gas  working  intere  sts.    For  more  information  on  the Company’s business segmen ts, see Note 16 . Charges for services are considered a series of distinct services.  Since each distinct service in a series would be satisfied over time if it were accounted for separately, and the entity would measure its progress towards satisfaction using the same measure of progress for each distinct service in the series, the Company is able to account for these integrated services as a single performance obligation that is satisfied over time. The transaction price is the amount of consideration to which the Company expects to be entitled in exchange for transferring promised goods or services to a customer, based on terms of the Company’s contracts with its customers. The consideration promised in a contract with a customer may include fixed amounts and/or  variable  amounts.  Payments  received  for  services  are  considered  variable  consideration  as  the  time  in  service  will  fluctuate  as  the  services  are provided.  Topic 606 provides an allocation exception, which allows the Company to allocate variable consideration to one or more distinct services promised in a series of distinct services that form part of a single performance obligation as long as certain criteria are met.  These criteria state that the variable payment must relate specifically to the entity’s efforts to satisfy the performance obligation or transfer the distinct good or service, and allocation of the variable consideration is consistent with the standards’ allocation objective.  Since payments received for services meet both of these criteria requirements, the Company recognizes revenue when the service is performed.   An  estimate  of  variable  consideration  should  be  constrained  to  the  extent  that  it  is  not  probable  that  a  significant  revenue  reversal  in  the  amount  of cumulative revenue recognized will not occur when the uncertainty associated with the variable consideration is subsequently resolved. Payments received for other types of consideration are fully constrained as they are highly susceptible to factors outside the entity’s influence and therefore could be subject to a significant revenue reversal once resolved.  As such, revenue received for these types of consideration is recognized when the service is performed.   Estimates of variable consideration are subject to change as facts and circumstances evolve.  As such, the Company will evaluate its estimates of variable consideration that are subject to constraints throughout the contract period and revise estimates, if necessary, at the end of each reporting period. The Company is a working interest owner of oil and natural gas properties located in Texas and New Mexico.  The ownership terms are outlined in joint operating agreements for each well between the operator of the wells and the various interest owners, including the Company, who are considered non-operators of the well. The Company receives revenue each period for its working interest in the well during the period.  The revenue received for the working interests from these oil and gas properties does not fall under the scope of the new revenue standard, and therefore, will continue to be reported under current guidance ASC 932- 323 Extractive Activities – Oil and Gas, Investments – Equity Method and Joint Ventures. Reimbursement Revenue – 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. The Company’s disaggregated revenue recognized from contracts with customers is included in Note 16. Accounts Receivable and Contract Liabilities Accounts receivable is the Company’s right to consideration once it becomes unconditional.  Payment terms range from 30 to 60 days. Accounts  receivable  balances  were  $554  million  and  $577  million  as  of  December  31,  2018  and  2017,  respectively.    These  balances  do  not  include amounts related to the Company’s oil and gas working interests as those contracts are excluded from Topic 606.  Accounts receivable  balances are included in “Accounts Receivable” in the Consolidated Balance Sheets.   The Company does not have any contract asset balances, and as such, contract balances are not presented at the net amount at a contract level.  Contract liabilities include prepayments received from customers prior to the requested services being completed.  Once the services are complete and have been invoiced, the prepayment is applied against the customer’s account to offset the accounts receivable balance.  Also included in contract liabilities are payments received from customers for the initial mobilization of newly constructed or upgraded rigs that were moved on location to the initial well site.  These mobilization payments are allocated to the overall performance obligation and amortized over the initial term of the contract. During the year ended December 31, 2018, contract liabilities increased approximately $1.5 million due to customer payments relating to the initial mobilization of upgraded rigs and decreased approximately $1.6 million due to amounts amortized and recorded in drilling revenue. F-16   Contract  liability  balances  for  customer  prepayments  were  $  3.0 million  and  $9.1  million  as  of  December  31  ,  2018  and  2017,  respectively.    Contract liability balances for deferred mobilization payments relating to newly constructed or upgraded rigs were $ 4.6 million and $4.7 million as of December 31 , 2018 and  2017,  respectively.  Contract  liability  balances  for  customer  prepayments  are  included  in  “Accounts  Payable”  and  contract  liability  balances  for  deferred mobilization payments are included in “Accrued Liabilities” in the Consolidated Balance Sheets. Contract Costs Costs  incurred  for  newly  constructed  or  rig  upgrades  based  on  a  contract  with  a  customer  are  considered  capital  improvements  and  are  capitalized  to drilling equipment and depreciated over the estimated useful life of the asset.   Practical Expedients Adopted with Topic 606 The Company has elected to adopt the following practical expedients upon the transition date to Topic 606 on January 1, 2018: • • • Use of portfolio approach: An entity can apply this guidance to a portfolio of contracts (or performance obligations) with similar characteristics if the entity reasonably expects that the effects on the financial statements of applying this guidance to the portfolio would not differ materially from applying this guidance to the individual contracts (or performance obligations) within that portfolio. Excluding disclosure about transaction price: As a practical expedient, an entity need not disclose the information for a performance obligation if either of the following conditions is met: a) b) The performance obligation is part of a contract that has an original expected duration of one year or less. The entity recognizes revenue from the satisfaction of the performance obligation. Excluding sales taxes from the transaction price: The scope of this policy election is the same as the scope of the policy election under previous guidance. This election provides exclusion from the measurement of the transaction price all taxes assessed by a governmental authority that are both imposed on and concurrent with a specific revenue producing transaction and collected by the entity from a customer. • Costs of obtaining a contract: An entity can immediately expense costs of obtaining a contract if they would be amortized within a year. 4. Inventory Inventory consisted of the following at December 31, 2018 and 2017 (in thousands). Finished goods Work-in-process Raw materials and supplies Inventory 5. Property and Equipment Property and equipment consisted of the following at December 31, 2018 and 2017 (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-17   $   $   $   $ 2018 2017 347  6,375  58,857  65,579   $  $ 2,270  529  66,368  69,167 2018 2017 8,370,933  219,855  186,736  26,144  8,803,668  (4,801,119) 4,002,549   $  $ 8,066,404  211,566  185,475  26,593  8,490,038  (4,235,308) 4,254,730                                                                                          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 2018 , 2017 and 2016 (in thousands): Depreciation and impairment expense Amortization expense Depletion expense Total   $   $ 2018 2017 2016 887,155  18,197  10,966  916,318   $  $ 753,510  21,764  8,067  783,341   $  $ 657,571  3,643  7,220  668,434 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. 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  2018,  the  Company  identified  42  legacy  non-APEX®  rigs  and  related equipment that would be retired.  Based on the strong customer preference across the industry for super-spec drilling rigs, the Company believes the 42 rigs that were  retired  had  limited  commercial  opportunity.  The  Company  recorded  a  $48.4  million  charge  related  to  this  retirement.  In  2017,  the  Company  r  ecorded a 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 charge as it had written down mechanical rigs that were still marketed in 2015.          The  Company  also  periodically  evaluates  its  pressure  pumping  assets,  and  in  2018,  the  Company  recorded  a  charge  of  $17.4  million  for  the  write-down  of pressure  pumping  equipment.   The  pressure  pumping equipment  was primarily  obsolete  sand handling  equipment,  which  has  been replaced  with more  efficient sand solutions.  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. Due to the decline in the market price of the Company’s common stock and the deterioration of crude oil prices in the fourth quarter of 2018, the Company lowered its expectations with respect to future activity levels in certain of its operating segments.  The Company deemed it necessary to assess the recoverability of its contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups.  The Company performed an analysis as required by ASC 360-10-35 to assess the recoverability of the asset groups within its contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals operating segments.  With respect to these asset groups, 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 asset groups, and no impairment was indicated.  Expected cash flows, on an undiscounted basis, exceeded the carrying values of the asset groups within the contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals operating segments by approximately 38%, 58%, 9% and 23%, respectively.   For the assessment performed in 2018, the expected cash flows for the Company’s asset groups included utilization , revenue and costs for the Company’s equipment and services that were estimated based upon the Company’s existing contract backlog, as well as recent contract tenders and customer inquiries .   Also, the expected cash flows for the contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups were based on the assumption that activity levels in all four segments would generally be lower than levels experienced in the fourth quarter of 2018, and would begin to recover in late 2019 and continue into 2020 in response to improved oil prices.   While the Company believes these assumptions with respect to future oil pricing are reasonable, actual future prices may vary significantly from the ones that were assumed.  The timeframe over which oil prices will recover is highly uncertain.  Potential events that could affect the  Company’s  assumptions  regarding  future  prices  and  the  timeframe  for  a  recovery  are  affected  by  factors  such  as  those  described  in  “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.” All of these factors are beyond the Company’s control. If the lower oil price environment experienced at the end of 2018 were to last into 2020 and beyond, the Company’s actual cash flows would likely be less than the expected cash flows used in these assessments and could result in impairment charges in the future, and such impairment could be material.   The Company concluded that no triggering events occurred during the years ended December 31, 2017 or 2016 with respect to its asset groups based on the Company’s  results  of  operations  for  the  years  ended  December  31,  2017  and  2016,  management’s  expectations  of  operating  results  in  future  periods  and  the prevailing commodity prices at the time.          F-18                                   6 . Goodwill and Intangible Assets Goodwill — Goodwill by operating segment as of December 31, 2018 and 2017 and changes for the years then ended are as follows (in thousands): Balance December 31, 2016 Goodwill acquired Balance December 31, 2017 Goodwill acquired Measurement period adjustment Impairment Balance December 31, 2018 Contract Drilling Pressure Pumping Directional Drilling Other Operations   $   $ 86,234  308,826  395,060  —  —  —  395,060   $  $ —  121,444  121,444  —  —  (121,444) —   $  $ —  88,685  88,685  —  1,000  (89,685) —   $  $ —  6,284  6,284  9,412  —  —  15,696   $  $ Total 86,234  525,239  611,473  9,412  1,000  (211,129) 410,756 There were no accumulated impairment losses related to goodwill in the contract drilling segment or other operations as of December 31, 2018 or 2017. 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 impairment testing purposes, goodwill is evaluated at the reporting unit level.  The Company’s reporting units for impairment testing are 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 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. Due to the decline in the market price of the Company’s common stock and the deterioration of crude oil prices in the fourth quarter of 2018, the Company lowered its expectations with respect to future activity levels in certain of its operating segments.  The Company performed a quantitative impairment assessment of  its  goodwill  as  of  December  31,  2018.    In  completing  the  assessment,  the  fair  value  of  each  reporting  unit  was  estimated  using  the  income  valuation method.    The  estimate  of  fair  value  for  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 the Company’s contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals reporting units, such as future oil and natural gas prices and projected demand for the Company’s services, and assumptions related to discount rates and long-term growth rates. Based on the results of the goodwill impairment test as of December 31, 2018, the fair value of the contract drilling and oilfield rentals reporting units exceeded their carrying values by approximately 16% and 14%, respectively, and management concluded that no impairment was indicated in its contract drilling and oilfield rentals  reporting  units;  however,  impairment  was  indicated  in  its  pressure  pumping  and  directional  drilling  reporting  units.    The  Company  recognized  an impairment charge of $211 million associated with the impairment of all of the goodwill in its pressure pumping and directional drilling reporting units.      While management believes the assumptions used with respect to future oil pricing are reasonable, actual future prices may vary significantly from the ones that were assumed.  The timeframe over which oil prices will recover is highly uncertain.  If the lower oil price environment experienced at the end of 2018 were to last into 2020 and beyond, the Company’s actual cash flows would likely be less than the expected cash flows used in these assessments and could result in additional impairment charges in the future and such impairment could be material. 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.                Intangible Assets — In 2018, intangible assets were recorded in the Company’s directional drilling operating segment with the acquisition of Superior QC and in other operations with the acquisition of Current Power. 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).  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: F-19                                                                                             Customer relationships Customer relationships Developed technology Favorable drilling contracts Internal use software Segment Directional drilling Other operations Directional drilling Contract drilling Directional drilling Weighted Average Useful Life (in years) 3.00 7.00 10.00 0.83 5.00 Due  to  the  decline  in  the  market  price  of  the  Company’s  common  stock  and  the  deterioration  of  crude  oil  prices  in  the  fourth  quarter  of  2018,  the Company  lowered  its  expectations  with  respect  to  activity  levels  in  certain  of  its  operating  segments.    The  Company  deemed  it  necessary  to  assess  the recoverability of its contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups.  The assessments of recoverability of the asset groups included the respective intangible assets, and no impairment was indicated.  See Note 5 for additional information. The Company concluded that no triggering events necessitating an impairment assessment of the intangible assets had occurred in 2017 or 2016. The gross carrying amount and accumulated amortization of intangible assets as of December 31, 2018 and 2017 are as follows (in thousands): Customer relationships Developed technology Favorable drilling contracts Internal use software Gross Carrying Amount   $   $ 28,000  55,772  22,500  482  106,754   $ 2018 Accumulated Amortization  $ 2017 Accumulated Amortization  $ Net Carrying Amount Gross Carrying Amount Net Carrying Amount (10,719)  $ (6,533)    (22,500)    (118)    (39,870)  $ 17,281  49,239  —  364  66,884   $  $ 26,200  48,000  22,500  482  97,182   $ (1,943)  $ (1,137)    (18,482)    (21)    (21,583)  $ 24,257  46,863  4,018  461  75,599 Amortization expense on intangible assets of approximately $18.3 million, $24.3 million and $3.6 million for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, respectively.  The remaining amortization expense associated with finite-lived intangible assets is expected to be as follows (in thousands): Year ending December 31, 2019 2020 2021 2022 2023 Thereafter Total 7. Accrued Expenses Accrued expenses consisted of the following at December 31, 2018 and 2017 (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 F-20 $ $ 2018 2017   $   $ 58,160  83,772  25,318  9,531  15,774  2,403  40,988  235,946   $  $ 14,664  12,721  5,931  5,909  5,834  21,825  66,884 50,438  80,751  29,332  10,816  7,558  16,101  31,628  226,624                                                                                                                                                                          8 . Long-Term Debt 2018 Credit Agreement — On  March  27,  2018,  the  Company  entered  into  an  amended  and  restated  credit  agreement  (the  “Credit  Agreement”)  among  the Company, as borrower,  Wells  Fargo  Bank,  National  Association,  as  administrative  agent,  letter  of  credit  issuer,  swing line  lender  and  lender,  each  of  the  other lenders and letter of credit issuers party thereto, The Bank of Nova Scotia and U.S. Bank National Association, as Co-Syndication Agents, Royal Bank of Canada, as Documentation Agent and Wells Fargo Securities, LLC, The Bank of Nova Scotia and U.S. Bank National Association, as Co-Lead Arrangers and Joint Book Runners.    The Credit Agreement is a committed senior unsecured revolving credit facility that permits aggregate borrowings of up to $600 million, including a letter of credit facility that, at any time outstanding, is limited to $150 million and a swing line facility that, at any time outstanding, is limited to $20 million.  Subject to customary conditions, the Company may request that the lenders’ aggregate commitments be increased by up to $300 million, not to exceed total commitments of $900 million.  The maturity date under the Credit Agreement is March 27, 2023.  The Company has the option, subject to certain conditions, to exercise two one- year extensions of the maturity date. 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.  The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 1.00% to 2.00% and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 1.00%, in each case determined based upon the Company’s credit rating.  A letter of credit fee is payable by the Company 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 varies from 0.10% to 0.30% based on the Company’s credit rating. No subsidiaries of the Company are currently required to be a guarantor under the Credit Agreement.  However, if any subsidiary guarantees or incurs debt in excess of the Priority Debt Basket (as defined in the Credit Agreement), such subsidiary is required to become a guarantor under the Credit Agreement. The Credit Agreement contains representations, warranties, affirmative and negative covenants and events of default and associated remedies that the Company believes are customary for agreements of this nature, including certain restrictions on the ability of the Company and each subsidiary of the Company to incur debt and grant liens.  If the Company’s credit rating is below investment grade, the Company will become subject to a restricted payment covenant, which would require the Company to have a Pro Forma Debt Service Coverage Ratio (as defined in the Credit Agreement) greater than or equal to 1.50 to 1.00 immediately before and immediately  after  making  any  restricted  payment.    The  Credit  Agreement  also  requires  that  the  Company’s  total  debt  to  capitalization  ratio,  expressed  as  a percentage, not exceed 50%.  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 end of the most recently ended fiscal quarter.      As  of  December  31,  2018,  the  Company  had     no  amounts  outstanding  under  the  revolving  credit  facility.     The  Company  had  $81,000  in  letters  of  credit outstanding under the revolving credit facility at December 31, 2018 and, as a result, had available borrowing capacity of approximately $600 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, 2018, the Company had $58.4 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. 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. No subsidiaries of the Company currently guarantee payment under the Credit Agreement. F-21   S eries A & B S enior 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 pr ivate 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 amount 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.  No subsidiaries of the Company are currently required to be a guarantor 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, 2018.   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 3.95% Senior Notes due 2028 (the “2028 Notes”).  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 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. 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 Company’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.   No subsidiaries of the Company are currently required to be a guarantor under the 2028 Notes.    If subsidiaries of the Company guarantee the 2028 Notes in the future, such guarantees (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.   The Company, at its option, may redeem the Notes in whole or in 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 in 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. F-22   Upon the occurrence of a change of control, as defi ned 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 repurc hase 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 $4.6 million in debt issuance costs in connection with the 2018 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 .  The Company incurred approximately $1.6 million in debt issuance costs in connection with the 2028 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 $2.0 million, $2.6 million and $4.1 million for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, respectively.  Amortization of debt issuance costs  for  the  year  ended  December  31,  2018  includes  $317,000  of  debt  issuance  costs  related  to  commitments  by  lenders  under  the  Company’s  previous  credit agreement who did not participate in the 2018 Credit Agreement.  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, 2018 (in thousands): Year ending December 31, 2019 2020 2021 2022 2023 Thereafter Total   $   $ —  300,000  —  300,000  —  525,000  1,125,000 9. Commitments, Contingencies and Other Matters Commitments – As  of  December  31,  2018,  the  Company  maintained  letters  of  credit  in  the  aggregate  amount  of  $58.5  million  primarily  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, 2018, no amounts had been drawn under the letters of credit. As  of  December  31,  2018,  the  Company  had  commitments  to  purchase  major  equipment  and  make  investments  totaling  approximately  $107  million  for  its drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals businesses.   The Company’s pressure pumping business has entered into agreements to purchase minimum quantities of proppants and chemicals from certain vendors.  The agreements  expire  in  years  2019  through  2022  and  in  2043.    As  of  December  31,  2018,  the  remaining  obligation  under  these  agreements  was  approximately $114 million, of which approximately $24.7 million relates to purchases required during 2019.  In the event 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.   Contingencies – The Company’s operations are subject to many hazards inherent in the businesses in which it operates, including inclement weather, blowouts, explosions, 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.   An accident or other event resulting in significant environmental or property damage, or injuries or fatalities involving the Company’s employees or other persons could also trigger investigations by federal, state or local authorities. Such an accident or other event could cause the Company to incur substantial expenses in connection with the investigation, remediation and resolution, as well as cause lasting damage to the Company’s reputation, loss of customers and an inability to obtain insurance. F-23                                 Any contractual  right  to indemnification  that  the  Company  may have for  any such risk  may be unenforceable  or limited  due  to negligent  or  will  ful 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” expressl y 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 disput e, 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 indemnif ication 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  equipment  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 cybersecurity 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. Lawsuits have been filed in the District Court for Pittsburg County, Oklahoma in connection with the five individuals who lost their lives and one of the Company’s  employees  who  was  injured  in  the  accident.    The  lawsuits  have  been  consolidated  for  discovery  purposes  under  Cause  No.  CJ-2018-60  (the “Litigation”).    These  lawsuits  allege  various  causes  of  action  against  the  Company  including  negligence,  gross  negligence,  knowledge  that  injury  or  death  was substantially certain, acting with purpose, recklessness, wrongful death and survival, and the plaintiffs seek an unspecified amount of damages, including punitive or exemplary damages, costs, interest, and other relief.  The Company disputes the plaintiffs’ allegations and intends to continue to defend itself vigorously.  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 the Litigation. However, if this  accident  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 other 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, cash flows or results of operations.   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  supersed  es  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 term ination 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) pro viding 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  such  t ermination 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 noti ce 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 Go od 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. 10. 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, 2018 , 2017 and 2016 as follows: 2018 Paid on March 22, 2018 Paid on June 21, 2018 Paid on September 20, 2018 Paid on December 20, 2018 Total cash dividends 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 Per Share Total (in thousands) 0.02  0.04  0.04  0.04  0.14  0.02  0.02  0.02  0.02  0.08  0.10  0.02  0.02  0.02  0.16   $  $  $  $  $  $ 4,443  8,832  8,685  8,629  30,589  3,326  4,269  4,271  4,449  16,315  14,712  2,953  2,953  2,961  23,579   $   $   $   $   $   $ On  February  6,  2019,  the  Company’s  Board  of  Directors  approved  a  cash  dividend  on  its  common  stock  in  the  amount  of  $0.04  per  share  to  be  paid  on March 21, 2019 to holders of record as of March 7, 2019. 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 authorized purchases of up to $200 million of the Company’s common stock in open market or privately negotiated transactions. On July 25, 2018, the Company’s Board of Directors approved an increase of the authorization under  the  stock  buyback  program  to  allow  for  $250  million  of  future  share  repurchases.    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. There is no expiration date associated with the buyback program. As of December 31, 2018, the Company had remaining authorization to purchase approximately $150 million of the Company’s outstanding common stock under the stock buyback program. Shares of stock purchased under the plan are held as treasury shares.  On February 6, 2019, the Company’s Board of Directors approved another increase of the authorization under the stock buyback program to allow for $250 million of share repurchases. The  Company  acquired  shares  of  stock  from  directors  during  2017  and  2016  and  from  employees  during  2018,  2017,  and  2016  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 and restricted stock units. 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, 2018, 2017 and 2016 were as follows (dollars in thousands): Treasury shares at beginning of period Purchases pursuant to stock buyback program Acquisitions pursuant to long-term incentive plan Treasury shares at end of period 2018 2017 2016 Shares     43,802,611      9,331,131  567,354      53,701,096   $ Cost 918,711  150,497  11,240   $ 1,080,448  Shares    43,392,617  5,503  404,491     43,802,611   $  $ 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 F-26                                                                                                                                                                                      11 . Stock-based Compensation 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 include equity instruments in the form of stock options, restricted stock or restricted stock units that have included  service  conditions  and,  in  certain  cases,  performance  conditions.      The  Company’s  share-based  awards  also  include  share-settled  performance  unit awards.  Share-settled performance unit awards are accounted for as equity awards. 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.   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 under 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 common stock 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, 2018 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  —  6,203,695  3,268,500  2,471,800  — • 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, 2018, 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.       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 years ended December  31, 2018 or 2017.  Weighted-average  assumptions used to estimate  grant date fair values for stock options granted during the year ended December 31, 2016 is as follows: Volatility Expected term (in years) Dividend yield Risk-free interest rate F-27 2016 35.11%   5.00  2.05%   1.40%                                                                         Stock option activity for the year ended December 31, 2018 follows: Outstanding at beginning of year Exercised Expired Outstanding at end of year Exercisable at end of year Shares Weighted-average exercise price 6,037,150  (40,000) (496,000) 5,501,150  5,362,269   $  $  $  $  $ 20.35  12.12  29.01  19.63  19.66 Options outstanding at December 31, 2018 have no intrinsic value and a weighted-average remaining contractual term of 4.05 years.  Options exercisable at December  31,  2018  have  no  intrinsic  value  and  a  weighted-average  remaining  contractual  term  of  3.96  years.  Additional  information  with  respect  to  options granted, vested and exercised during the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 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) 2018 2017 2016 NA  NA   $ $   $ 1,954  —   $  $ 4,565  209   $  $ 4.90  4,729  366 As of December 31, 2018, options to purchase 138,881 shares were outstanding and not vested.  All of these non-vested options are expected to ultimately vest. Additional information as of December 31, 2018 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 (in thousands)   $   $ —  7.45 years  2.45 years  1.09 years  673 Restricted Stock— For  all  restricted  stock  awards  made  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, 2018 follows: Non-vested restricted stock outstanding at beginning of year Vested Forfeited Non-vested restricted stock outstanding at end of year Shares 1,530,338  (1,085,743) (8,371) 436,224   $  $  $  $ Weighted- average Grant Date Fair Value 21.41  21.41  21.60  21.41 As of December 31, 2018, approximately 423,000 million shares of non-vested restricted stock outstanding are expected to vest.  Additional information as of December 31, 2018 with respect to these non-vested shares follows: Aggregate intrinsic value Weighted-average remaining vesting period Unrecognized compensation cost $4.4 million 1 year $6.9 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.  Forfeitable dividend equivalents are accrued on certain 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.   F-28                                                                                           Restricted stock unit activity for the year ended December 31, 2018 follows: Non-vested restricted stock units outstanding at beginning of year Granted Granted in connection with acquisitions Vested (1) Forfeited Non-vested restricted stock units outstanding at end of year Time Based Performance Based Weighted-average Grant Date Fair Value 1,223,273    1,726,865    204,222    (413,858)   (137,894)   2,602,608    114,000  —  359,315  (38,000) —  435,315   $  $  $  $  $  $ 19.80  19.15  16.99  19.65  19.43  18.95 (1) All of the performance-based restricted stock units that vested during 2018 were granted in 2017. As of December 31, 2018, approximately 2.9 million non-vested restricted stock units outstanding are expected to vest.  Additional information as of December 31, 2018 with respect to these non-vested restricted stock units follows: Aggregate intrinsic value Weighted-average remaining vesting period Unrecognized compensation cost $29.7 million 2.3 year $44.2 million Performance Unit Awards.   The Company has granted share-settled  performance  unit awards to certain employees (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 achievement 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 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, then 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 using linear interpolation for levels of achievement between these points.   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. The performance criteria for this extended period was not met and therefore there was no payout under the 2013 awards.   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 and April 2018, 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 2013-2018 is set forth below: Target number of shares 2018 Performance Unit Awards 310,700  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 F-29                                                                                                   As noted above, there was no payout under the 2013 Performance Units.  The 2014 Performance Units settled with a negative total shareholder return, so there was no payout under such Performance Units.  In April 2018, 381,200 shares were issued to settle the 2015 Performance Units.  The Performance Units granted in 2016, 2017, and 2018 have not reached the end of their respective performance periods.    Because the Performance Units are share-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 2018 Performance Unit Awards 8,004    $ 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  $ 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, 2018 Year ended December 31, 2017 Year ended December 31, 2016 2018 Performance Unit Awards 2,001    $ NA  NA  2017 Performance Unit Awards 1,927   $ 1,284   $ NA  2016 Performance Unit Awards 1,285   $ 1,285   $ 963   $ 2015 Performance Unit Awards 338   $ 1,351   $ 1,351   $ 2014 Performance Unit Awards NA  449  1,796   $  $ 2013 Performance Unit Awards NA  NA  464   $ 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.   12. Leases The  Company  incurred  rent  expense  of  $105.2  million,  $48.9  million  and  $25.3  million  for  the  years  ended  December  31,  2018,  2017  and  2016, 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, 2018 are as follows (in thousands): Year ending December 31, 2019 2020 2021 2022 2023 Thereafter Total   $   $ 11,408  9,069  6,543  4,625  2,663  6,552  40,860 F-30                                                                                                                 1 3 . Income Taxes      Components of the income tax provision applicable to federal, state and foreign income taxes for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016 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: 2018 2017 2016   $  $ (3,954) (35,081) (39,035)  $ (42) (335,106) (335,148) 1,704  (11,147) (9,443) (2,552) 5,043  2,491  (215) 4,511  4,296  (3,108) 249  (2,859) (4,802) (41,185) (45,987)  $ (3,365) (330,346) (333,711)  $   $ (24,777) (134,592) (159,369) (257) (14,163) (14,420) (368) (3,405) (3,773) (25,402) (152,160) (177,562)          The  difference  between  the  statutory  federal  income  tax  rate  and  the  effective  income  tax  rate  for  the  years  ended  December  31,  2018,  2017  and  2016  is summarized as follows: Statutory tax rate State income taxes - net of the federal income tax benefit Goodwill impairment Permanent differences Tax effects of tax reform Share-based payments Acquisition related differences Valuation allowance State deferred tax remeasurement Other differences, net Effective tax rate 2018 2017 2016 21.0%    1.2  (6.9) (0.6) (1.3) (0.1) —  (3.7) 2.3  0.6  12.5%    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%      The effective tax rate decreased by approximately 89.3% to 12.5% for 2018 compared to 2017.  This was primarily due to Tax Reform, which resulted in a 66.7% increase in the 2017 effective  tax rate due to the remeasurement  of the U.S. deferred  taxes and a 14% decrease  in the 2018 effective  tax rate  due to the change  in  U.S.  federal  corporate  tax  rate.  Also  impacting  the  2018  effective  tax  rate  are  certain  goodwill  impairment  charges,  which  are  not  deductible  for  tax purposes, and valuation allowances being established against deferred tax assets in certain state and non-U.S. jurisdictions. The goodwill impairment and valuation allowances resulted in a 6.9% and 3.7% decrease in the effective tax rate, respectively. These decreases were partially offset by a 2.3% increase in the effective tax rate following the remeasurement of deferred tax assets and liabilities for state tax purposes.        Tax Reform includes, among other things, a reduction of the U.S. federal corporate tax rate from 35% to 21% for tax years beginning 2018, a mandatory deemed repatriation  tax  on  foreign  earnings,  repeal  of  the  corporate  alternative  minimum  tax,  expensing  of  certain  capital  investments,  and  reducing  the  amount  of executive pay that will be tax deductible. Tax Reform also makes fundamental changes to the taxation of multinational entities, including a shift from worldwide taxation with deferral to a hybrid territorial system, a minimum tax on certain low-taxed foreign earnings, and new measures to deter base erosion and promote export  sales  from  the  United  States.  For  December  31,  2017,  the  Company  recorded  provisional  amounts  for  certain  enactment-date  effects  of  Tax  Reform  by applying the guidance in Staff Accounting Bulletin 118 (“SAB 118”) because the Company had not yet completed its enactment-date accounting for these effects. In  2017,  the  Company  recorded  approximately  $219  million  of  tax  benefit  related  to  the  enactment-date  effects  of  Tax  Reform  that  related  solely  to  adjusting deferred tax assets and liabilities to the new U.S. federal corporate tax rate at which they are expected to reverse. After the filing of the Company’s 2017 income tax returns  in  the  fourth  quarter  of  2018,  the  Company  completed  its  accounting  for  all  of  the  enactment-date  income  tax  effects  of  Tax  Reform.  As  a  result,  the Company recognized $4.6 million of tax expense as an adjustment to the provisional amounts recorded at December 31, 2017 and included these adjustments as a component of income tax expense. The changes to 2017 enactment-date provisional amounts decreased the effective tax rate in 2018 by 1.3%. F-31                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   For Tax Reform, the one-time transition tax is based on the Company’s total post-1986 earnings and profits ( “ E&P ” ), the tax on which it previously deferred from U.S. income taxes under U.S. law. At December 31, 2017, the Company estimated an E&P deficit for each of its foreign subsidiaries and therefore did not rec ord any additional taxes for the one-time transition tax. Upon further analysis of Tax Reform, along with notices and regulations issued and proposed by the U.S. Department of the Treasury and the Internal Revenue Service, the Company finalized its calcula tions of the transition tax liability for its 2017 income tax filings during  the  fourth  quarter  of  2018.    The  final  transition  tax  computation  resulted  in  approximately  $13.7  million  of  Section  965  income  inclusion  which  was completely offset by 2017 net o perating losses .      At December 31, 2017, the Company remeasured its U.S. deferred tax assets and liabilities based on the tax rates at which they were expected to reverse in the future and recorded a provisional tax benefit of approximately $219 million. Upon further analysis of certain aspects of Tax Reform along with the filing of the Company’s  2017  income  tax  returns,  the  Company  adjusted  its  December  31,  2017  provisional  estimate  on  the  remeasurement  of  U.S.  deferred  tax  assets  and liabilities by recording additional tax expense of $1.7 million, which is included as a component of income tax expense.      Effective 2018, Tax Reform also subjects a U.S. shareholder to tax on global intangible low-taxed income (“GILTI”) earned by certain foreign subsidiaries. Guidance from  the FASB allows an entity  to make an accounting  policy election  to either  recognize  deferred  taxes for temporary  basis differences  expected  to reverse  as GILTI in future  years or to provide  for the  tax expense  related  to GILTI in the year the tax is incurred  as a period  expense only. The Company has elected to account for GILTI in the year the tax is incurred. In 2018, the Company was not subject to the tax imposed by the GILTI provisions.          In  addition  to  the  introduction  of  GILTI,  Tax  Reform  introduced  a  new  provision  called  the  base  erosion  and  anti-abuse  tax  (“BEAT”),  which  is  aimed  at preventing  or  reducing  U.S.  tax  base  erosion.  The  BEAT  provisions  eliminate  the  deductions  for  certain  base-erosion  payments  made  to  related  foreign corporations  and  imposes  a  new  minimum  tax  if  greater  than  regular  tax.  In  2018,  the  Company  was  not  subject  to  the  minimum  tax  imposed  by  the  BEAT provisions.      Prior to Tax Reform, the Company had elected to permanently reinvest unremitted earnings in Canada effective January 1, 2010, and it intends to do so for the foreseeable future.  If the Company were to repatriate earnings, in the form of dividends or otherwise, it might be subject to certain income taxes (subject to an adjustment for foreign tax credits) and withholding taxes payable.      The tax effect of significant temporary differences representing deferred tax assets and liabilities at December 31, 2018 and 2017 are as follows (in thousands): Deferred tax assets: Net operating loss carryforwards Tax credits Expense associated with stock options and restricted stock Workers' compensation allowance Other Allowance to reduce deferred tax asset to expected realizable value Total deferred tax assets Deferred tax liabilities: Property and equipment basis difference Other Total deferred tax liabilities Net deferred tax liability 2018 2017   $ $ 324,389    $ 6,404    13,375    19,900    22,423    386,491    (13,232)   373,259    (669,196)   (10,224)   (679,420)   (306,161)   $ 275,402  9,053  12,126  19,323  25,891  341,795  —  341,795  (678,093) (10,663) (688,756) (346,961)      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  deferred  tax  assets  is  dependent  upon  the  generation  of  future  taxable income  during  the  periods  in  which  those  temporary  differences  become  deductible.  The  Company  considers  carryback  availability,  the  scheduled  reversal  of deferred  tax liabilities,  projected  future  taxable  income  and tax planning strategies  in making this assessment.  In 2018, the Company recorded  $13.2 million  of valuation allowances against its net deferred tax assets, with $4.9 million relating to certain state jurisdictions, $8.1 million relating to a Canadian subsidiary and $0.2 million relating to operations outside of North America. These valuation allowances were recorded due to a change in judgment as to the realizability of these assets in future tax years.      For income tax purposes, the Company has approximately $1.3 billion of gross federal net operating losses, approximately $24.7 million of gross Canadian net operating losses and approximately $735 million of post-apportionment state net operating losses F-32                                                                                                       as of December 31, 2018, before valuatio n allowances. The majority of Federal net operating losses will expire in varying amounts, if unused, between 2034 and 2037.  Federal net operating losses generated in 2018 can be carried forward indefinitely.  Canadian net operating losses will expire in varying amounts, if unused, between 2036 and 2038. State net operating losses will expire in varying amounts, if unused, between 2023 and 2038 .      As of December 31, 2018, 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, 2018, the tax years ended December 31, 2013 through December 31, 2017 are open for examination by U.S. taxing authorities. As of December 31, 2018, the tax years ended December 31, 2012 through December 31, 2017 are open for examination by Canadian taxing authorities.   14. Earnings Per 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 income (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, performance units and restricted stock units.  The dilutive effect of stock options, performance units 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, 2018, 2017 and 2016, 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 2018 2017 2016   $   $ (321,421) —  (321,421)  $  $ 5,910  (170) 5,740   $  $ (318,634) —  (318,634) 218,643  198,447  146,178  Basic net income (loss) per common share   $ (1.47)  $ 0.03   $ (2.18) 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   $ (321,421)  $ 5,740   $ (318,634) 218,643  —  218,643  198,447  1,435  199,882  146,178  —  146,178  Diluted net income (loss) per common share   $ (1.47)  $ 0.03   $ (2.18) Potentially dilutive securities excluded as anti-dilutive 9,762  3,289  9,057 15. Employee Benefits The Company maintains a 401(k) plan for all eligible employees.  The Company’s operating results include expenses of approximately $14.3 million in 2018, $8.7 million in 2017 and $4.4 million in 2016 for the Company’s contributions to the plan. F-33                                                                                                                                                                                                                                                   16 . Business Segments At December 31, 2018, the Company had three reportable 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  and  has  a  separate  management  team  that  reports  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, 2018, the Company had 252 marketed land-based drilling rigs in the continental United States and western Canada.   For  the  years  ended  December  31,  2018,  2017  and,  2016,  contract  drilling  revenue  earned  in  Canada  was  $9.3  million,  $13.7  million  and  $15.6  million, respectively.  Additionally, long-lived assets within the contract drilling segment located in Canada totaled $26.2 million and $52.0 million as of December 31, 2018 and 2017, 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.    Substantially  all  of  the  revenue  in  the  pressure  pumping  segment  is  from  well  stimulation  services  (such  as  hydraulic  fracturing)  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.    The  Company  also  provides  cementing  services  through  its  pressure  pumping  segment.  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.  Substantially  all  of  the  revenue  in  the  directional  drilling  segment  is  from  directional  drilling,  downhole  performance  motors  and  measurement- while-drilling services, which are sold as a bundle. Major Customer — During 2018 and 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.  These revenues in 2016 were earned in both the Company’s contract drilling and pressure pumping businesses.   F-34   The following tables summarize selected financial information relating to the Company’s business segments (in thousands): Revenues: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations (1) Elimination of intercompany revenues (2) Total revenues Income (loss) before income taxes: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate Other operating income, net (3) Interest income Interest expense Other Loss before income taxes Identifiable assets: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate (4) 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 2018 Year Ended December 31, 2017 2016 1,432,012    $ 1,573,396    209,275    131,028    (18,714)   3,326,997    $ 1,041,492    $ 1,200,311    45,580    76,781    (7,480)   2,356,684    $ (33,115)   $ (77,328)   (117,497)   (18,221)   (93,585)   17,569    5,597    (51,578)   750    (367,408)   $ (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) 3,817,638    $ 921,237    239,341    177,374    314,276    5,469,866    $ 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  571,607    $ 250,010    45,317    41,512    7,872    916,318    $ 394,595    $ 173,848    35,929    34,660    2,426    641,458    $ 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 ) ( 2 ) ( 3 ) ( 4 ) Other  operations  includes  the  Company’s  oilfield  rentals  business,  pipe  handling  components  and  related  technology  business,  the  electrical  controls  and  automation business, the oil and natural gas working interests and the Middle East/North Africa activities. In 2018 and 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.   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-related expenses and settlements, net of insurance reimbursements and certain research and development expenses. Corporate assets primarily include cash on hand and certain property and equipment. F-35                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     17 . 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, 2018 and 2017, 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 2018 2017   $   $ 191,457    $ 38,425    22,698    252,580    (7,551)   245,029    $ 13,860  106,849  21,479  142,188  (99,360) 42,828 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, 2018, 2017 or 2016.  No expense for bad debts was recognized in 2018, 2017 or 2016.   18. 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, 2018 and 2017 is set forth below (in thousands): Borrowings under Credit Agreement: Revolving credit facility 3.95% Senior Notes 4.97% Series A Senior Notes 4.27% Series B Senior Notes Total debt December 31, 2018 December 31, 2017 Carrying Value Fair Value Carrying Value Fair Value   $   $ —  525,000  300,000  300,000  1,125,000   $  $ —  482,488  300,043  293,900  1,076,431   $  $ 268,000  —  300,000  300,000  868,000   $  $ 268,000  —  303,966  295,616  867,582 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  value  of  the  3.95%  Senior  Notes  at  December  31,  2018  is  based  on  discounted  cash  flows  associated  with  the  notes  using  the  market  rate  of  interest  at December 31, 2018 of 5.07%.  The fair value estimate of the 3.95% Senior Notes is considered a Level 1 fair value estimate in the fair value hierarchy of fair value accounting.  The  fair  values  of  the  Series  A  Notes  and  Series  B  Notes  at  December  31,  2018  and  2017  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 4.97% at December 31, 2018 and 4.46% at December 31, 2017.  For the Series B Notes, the current market rates used in measuring this fair value were 4.92% at December 31, 2018 and 4.64% at December 31, 2017.  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-36                                                                                                                            1 9 . Quarterly Financial Information (in thousands, except per share amounts) (unaudited) 2018 Operating revenues Operating loss Net loss Net loss per common share: Basic Diluted 2017 Operating revenues Operating loss Net income (loss) Net income (loss) per common share: Basic Diluted 1 st Quarter 2 nd Quarter 3 rd Quarter 4 th Quarter 809,164    $ (22,102)   (34,417)   854,418    $ (9,004)   (10,713)   867,478    $ (80,281)   (75,042)   795,937  (210,790) (201,249) (0.16)   $ (0.16)   $ (0.05)   $ (0.05)   $ (0.34)   $ (0.34)   $ (0.93) (0.93) 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   $   $   $   $   $   $ F-37                                                                                                                                                                                                       PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES SCHEDULE II — VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS Description Year Ended December 31, 2018 Deducted from asset accounts: Allowance for doubtful accounts 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 (1) Consists of uncollectible accounts written off.   Beginning Balance Charged to Costs and Expenses Deductions (1) Ending Balance (In thousands) 2,323    $ —    $ (11)   $ 2,312  3,191    $ —    $ (868)   $ 2,323  3,545    $ —    $ (354)   $ 3,191     $   $   $ 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 13, 2019 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 13, 2019.   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/ Tiffany Thom Cepak Tiffany Thom Cepak /s/ Michael W. Conlon Michael W. Conlon /s/ Curtis W. Huff Curtis W. Huff /s/ Terry H. Hunt Terry H. Hunt /s/ Janeen S. Judah Janeen S. Judah 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 Director                                                                                                                            PATTERSON-UTI ENERGY, INC. 2014 LONG-TERM INCENTIVE PLAN (As Amended and Restated Effective June 29, 2017) SHARE-SETTLED PERFORMANCE SHARE AWARD AGREEMENT ____________, 20__ Exhibit 10.15 1. Performance Share Award . The Compensation Committee (the “ Committee ”) of the Board of Directors of Patterson- UTI Energy, Inc., a Delaware corporation (the “ Company ”), 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  ”),  hereby  awards  to  _________________  (the  “  Grantee  ”),  effective  as  of  the  Date  of  Award  set  forth  above,  a Performance Share Award (the “ Award ”) on the terms and conditions as set forth in this agreement (this “ Agreement ”). 1.1 1.2 General Performance Criteria .  The Award provides the Grantee an opportunity to receive Shares based upon the Company’s total stockholder return for the Performance Period (as that term is defined below) as compared with  the  total  stockholder  returns  of  the  peer  index  companies  set  forth  on  Exhibit  A  (the  “  Peer  Index Companies  ”)  for  such  period.    Total  shareholder  return  for  the  Company  will  be  measured  based  on  $100 invested in the Company’s common stock on the first day of the Performance Period, with dividends reinvested. Issuance of Shares Upon Achievement of [Positive Total Shareholder Return and] Performance Criteria as of the Final  Day  of  the  Performance  Period  .    If  (a)  the  Company’s  total  stockholder  return  (dividends  during  the Performance Period, if any, are assumed to be reinvested) for the three-year period (the “ Performance Period ”) ending _________, 20___ (the “ Final Day of the Performance Period ”), [is positive and] equals or exceeds the 25 th percentile of the total stockholder returns of the Peer Index Companies for the Performance Period, (b) a Change in Control of the Company has not occurred on or before the Final Day of the Performance Period, and (c) the Grantee remains in the active employ of the Company through the Final Day of the Performance Period, then the Company shall issue to the Grantee the number of Shares determined as follows: (i) (ii) if the Company’s total stockholder return for the Performance Period is equal to the 50  th percentile rank  of  the  Company’s  total  stockholder  return  for  the  Performance  Period  as compared  to  the  total stockholder returns of the Peer Index Companies, _________ Shares (the “ Target Amount ”); if the Company’s total stockholder return for the Performance Period is equal to or greater than the 25 th percentile rank of the Company’s total stockholder return for the Performance Period as compared to the total stockholder returns of the Peer Index Companies but less than the 50 th           percentile,  one  half  times  the  Target  Amount  plus  the  product  of  one  half  times  the  Target  Amount multiplied by the quotient obtained by dividing the difference of the percentile rank achieved for the Performance Period (expressed as a percentage) minus 25 percent (25%) by 25 percent (25%) ( i.e. , (0.5 x Target Amount) + [(0.5 x Target Amount) x ((percentile rank (%) – 0.25)/0.25)]); or E.g.,  assume  that  the  Target  Amount  of  the  Award  is  10,000  Shares  and  the  total  stockholder return of the Company for the Performance Period as compared to the total stockholder returns of the Peer Index Companies ranks in the 40 th percentile.  The total amount of Shares issuable to the Grantee under the Award would be 8,000 Shares, which is determined as follows:  (0.5 x 10,000) + [(0.5 x 10,000) x ((40% - 25%)/25%)] = 5,000+ [5,000 x (15%/25%)] = 5,000+[5,000 x 60%] = 5,000+ 3,000= 8,000. (iii) if the Company’s total stockholder return achieved for the Performance Period is greater than the 50 th percentile rank of the Company’s total stockholder return for the Performance Period as compared to the total stockholder returns of the Peer Index Companies but less than the 75 th percentile, the Target Amount  plus  the  product  of  the  Target  Amount  multiplied  by  the  quotient  obtained  by  dividing  the difference  of  the  percentile  rank  achieved  for  the  Performance  Period  (expressed  as  a  percentage) minus  50  percent  (50%)  by  25  percent  (25%)  (  i.e. ,  (Target  Amount)  +  [(Target  Amount)  x ((percentile rank (%) – 0.50)/0.25)]); or E.g. ,  assume  that  the  same  facts  as  the  example  above  in  clause  (iii)  except  that  the  total stockholder  return  of  the  Company  for  the  Performance  Period  as  compared  to  the  total stockholder returns of the Peer Index Companies ranks in the 60 th percentile.  The total amount of Shares issuable to the Grantee under the Award would be 14,000 Shares, which is determined as follows:  (10,000) + [(10,000) x ((60% - 50%)/25%)] = 10,000+ [10,000 x (10%/25%)] = 10,000+ [10,000 x 40%] = 10,000 + 4,000= 14,000. (iv) if the Company’s total stockholder return for the Performance Period is equal to or greater than the 75 th percentile rank of the Company’s total stockholder return for the Performance Period as compared to the total stockholder returns of the Peer Index Companies, two times the Target Amount. 1.3 [ Issuance of Shares Upon Achievement of Negative or Zero Total Shareholder Return and Performance Criteria as of the Final Day of the Performance Period .  If (a) the Company’s total stockholder return (dividends during the Performance Period, if any, are assumed to be reinvested) for the Performance Period, is negative or zero and equals  or  exceeds  the  25  th   percentile  of  the  total  stockholder  returns  of  the  Peer  Index  Companies  for  the Performance Period, (b) a Change in Control of the Company has not occurred on or before the Final Day of the Performance Period, and (c) the Grantee remains in the active employ of the Company through             the  Final  Day  of  the  Performance  Period,  then  the  Company  shall  issue  to  the  Grantee  the  number  of  Shares equal to 50 percent (50%) of the number of Shares the Grantee would have received pursuant to Section 1.2 had the total stockholder return for the Performance Period been positive.] 1.4 1.5 Forfeiture .  Notwithstanding any other provision of this Agreement to the contrary, the Award pursuant to this Agreement shall lapse and be forfeited on the Final Day of the Performance Period if (a) the Company’s total stockholder return for the Performance Period is less than the 25 th percentile of the total stockholder returns of the  Peer  Index  Companies  for  the  Performance  Period  and  (b)  a  Change  in  Control  of  the  Company  has  not occurred on or before the Final Day of the Performance Period. Committee Determination .  Pursuant to Articles 4 and 9 of the Plan, the Committee shall have the discretion to calculate the total stockholder returns for the Performance Period for the Peer Index Companies, including the Company, and to determine the formula to achieve such calculations. The Committee’s determinations with respect to the Performance Period for purposes of this Agreement shall be binding  upon  all  persons.    The  Committee  may  not  increase  the  Shares  issuable  under  this  Agreement.    The Committee may, in its sole discretion, make such adjustments as it deems necessary and appropriate, if any, in the composition of the group of Peer Index Companies to address the merger or consolidation of any company in the  Peer  Index  Companies  as  of  the  date  hereof  with  another  company,  an  acquisition  or  disposition  of  a significant  portion  of  such  company’s  businesses  or  assets  as  it  exists  on  the  date  hereof,  or  any  other extraordinary event occurring in relation to such company during the term of this Agreement. Prior  to  an  issuance  of  Shares  made  pursuant  to  Section  1.2  [or  Section  1.3]  and  as  provided  in  Section  2  or Section  3.4,  the  Compensation  Committee  of  the  Board  of  Directors  of  the  Company  shall  determine  if  the performance criteria for such issuance has been satisfied and, to the extent such performance criteria has been satisfied, shall certify in writing that such performance criteria has been satisfied. 2. 3. TIME OF ISSUANCE OF SHARES .    For  purposes  of  this  Agreement,  unless  otherwise  provided  under  the  Plan  or Section 3.4 of this Agreement, the Company shall cause the Shares to be issued to the Grantee pursuant to Section 1.2 [or Section 1.3] on or before the 75th day following the Final Day of the Performance Period.  Any Shares issued pursuant to this Agreement will be issued to the Grantee or, if issuable pursuant to Section 3.3, the Grantee’s legal representative or the Grantee’s estate, and thereafter the Grantee or, if applicable, the Grantee’s estate and heirs, executors, administrators and the Grantee’s legal representatives shall have no further rights with respect to the Award or this Agreement. TERMINATION OF EMPLOYMENT/CHANGE IN CONTROL.   The following provisions will apply in the event the Grantee’s employment with the Company terminates,           or a Change in Control of the Company (as defined below) occurs, before the Final Day of the Performance Period. 3.1 Definitions  .    For  purposes  of  this  Agreement,  the  following  terms  shall  have  the  meanings  ascribed  to  them under this Section: (i) (ii) (iii) The Grantee will have a “ Disability ” if the Grantee qualifies for long-term disability benefits under a long-term  disability  program  sponsored  by  the  Company  in  which  executive  officers  participate generally  or,  if  the  Company  does  not  sponsor  such  a  long-term  disability  program,  the  Grantee  is unable to engage in any substantial gainful activity by reason of any medically determinable physical or  mental  impairment  which  can  be  expected  to  result  in  death  or  can  be  expected  to  last  for  a continuous period of not less than 12 months. “  Retirement  ”  means  the  voluntary  termination  of  the  Grantee’s  employment  relationship  with  the Company (i) on or after the date on which the Grantee attains age 55 and (ii) on or after the date on which the sum of the Grantee’s age and number of full years of service total 70. A “ Change in Control of the Company ” shall mean the occurrence of any of the following after the Grant Date and prior to the date on which the Award is forfeited in accordance with Section [1.3][1.4] or Section 3.2: (1) 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  subclause  (1)  of  this  Section  3.1(iii),  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  subclause  (3)  of  this Section 3.1(iii); or (2) 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                 (3) 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 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. 3.2 Termination Generally .    Except  as  specified  in  Section  3.3  and  3.4  below,  all  of  the  Grantee’s  rights  in  this Agreement, including all rights to the Award granted to the Grantee, will lapse and be completely forfeited on the date the Grantee’s           3.3 3.4 employment terminates if the Grantee’s employment with the Company terminates on or before the Final Day of the Performance Period for Shares issuable pursuant to Section 1.2 [or Section 1.3] , if any, for any reason other than death, Disability or Retirement. Death, Disability or Retirement .  Notwithstanding any other provision of this Agreement to the contrary, if the Grantee’s employment with the Company terminates due to the Grantee’s death, Disability, or Retirement after the  completion  of  at  least  one  month  of  the  Performance  Period  and  on  or  before  the  Final  Day  of  the Performance Period for Shares issuable pursuant to Section 1.2 [or Section 1.3], if any, then the Company will cause Shares to be issued to the Grantee, at such time as provided in Section 2, an amount equal to the product of (1)  and  (2)  where  (1)  is  the  amount  the  Grantee  would  have  received  under  this  Agreement  if  the  Grantee’s employment  with  the  Company  had  not  been  terminated  due  to  the  Grantee’s  death,  Disability  or  Retirement before such Final Day of the Performance Period and (2) is a fraction, the numerator of which is the number of days  from  the  beginning  of  the  Performance  Period  through  the  date  of  the  Grantee’s  death,  or  the  Grantee’s termination of employment with the Company due to a Disability or Retirement up to a maximum of 1095 days and the denominator of which is 1095. Change in Control .  Notwithstanding anything in the Agreement to the contrary, the Company (or its successor) will cause to be issued to the Grantee immediately preceding a Change in Control of the Company a number of Shares  in  an  amount  equal  to  the  Target  Amount,  and  thereafter  the  Company  (or  its  successor)  will  have  no further obligations to the Grantee pursuant to this Agreement; provided, however , that this Section 3.4 shall not apply if the Grantee is the Covered Person or forms part of the Covered Person below 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. 4. 5. [DIVIDEND EQUIVALENTS .  No  Dividend  Equivalents  shall  be  paid  with  respect  to  any  Shares  during  the Performance Period.] TAX WITHHOLDING .    To  the  extent  that  the  grant,  vesting  or  issuance  of  Shares  under  the  Agreement  results  in income to the Grantee for federal, state or local income, employment, excise or other tax purposes with respect to which the  Company  or  any  of  its  Subsidiaries  has  a  withholding  obligation,  the  Grantee  shall  deliver  to  the  Company  or  such Subsidiary  at  the  time  of  such  receipt  or  lapse,  as  the  case  may  be,  such  amount  of  money  as  the  Company  or  such Subsidiary may require to meet its obligation under applicable tax laws or regulations.  If the Grantee fails to do so, the Company or its Subsidiary is authorized to withhold from wages or other amounts otherwise payable to such Grantee the minimum statutory withholding taxes as may be required by law or to take such other action as may be necessary to satisfy such withholding obligations.  Subject to restrictions that the Committee, in its sole discretion, may impose, the Grantee may satisfy such obligation for the payment of such taxes by tendering previously acquired Shares (either actually or by attestation, valued at their then Fair Market Value) that have been owned for a period of at least six months (or such other period to avoid accounting charges against the           6. 7. 8. 9. Company’s  earnings),  or  by  directing  the  Company  to  retain  Shares  (up  to  the  Grantee’s  minimum  required  tax withholding  rate  or  such  other  rate  that  will  not  trigger  a  negative  accounting  impact)  otherwise  deliverable  under  this Agreement.  The Company shall not be obligated to issue any Shares granted hereunder until all applicable federal, state and local income, employment, excise or other tax withholding requirements have been satisfied. SECTION 409A. This Award is subject to the payment timing and other restrictions set forth in Section 13.14 of the Plan. TRANSFER RESTRICTIONS. The  Award  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 pursuant to this  Agreement.    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 Grantee may assign or transfer the Award granted hereby pursuant to a qualified domestic relations order (as defined in Section 414(p) of the Code, 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  Grantee’s  spouse,  children  or grandchildren (including any adopted and stepchildren and grandchildren), or (iii) a trust for the benefit of the Grantee 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 provided further that the Grantee shall remain bound by the terms and conditions of the Plan.  Further, the Shares granted hereby  that  are  no  longer  subject  to  forfeiture  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 Grantee agrees (i) that the Company may refuse to cause the transfer of the 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 the Shares. CAPITAL ADJUSTMENTS AND REORGANIZATIONS .  The existence of the Award shall not affect in any way the right or power of the Company 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. PERFORMANCE SHARE AWARD DOES NOT AWARD ANY RIGHTS OF A STOCKHOLDER .  The Grantee shall not have the voting rights or any of the other rights, powers or privileges of a holder of the stock of the Company with respect to the Award that are awarded hereby.  Only after the Shares are issued in exchange for the Grantee’s rights under  this  Agreement  will  the  Grantee  have  all  of  the  rights  of  a  shareholder  with  respect  to  such  Shares  issued  in exchange for such rights.     10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. EMPLOYMENT RELATIONSHIP.    For  purposes  of  this  Agreement,  the  Grantee  shall  be  considered  to  be  in  the employment  of  the  Company  as  long  as  the  Grantee  has  an  employment  relationship  with  the  Company  and  any  of  its Subsidiaries.  The Committee shall determine any questions as to whether and when there has been a termination of such employment relationship, and the cause of such termination, under the Plan, and the Committee’s determination shall be final and binding on all persons. NOT AN EMPLOYMENT AGREEMENT .  This Agreement is not an employment agreement, and no provision of this Agreement shall be construed or interpreted to guarantee the right to remain employed by the Company or any Affiliate for any specified term. LIMIT OF LIABILITY .  Under no circumstances will the Company or an Affiliate be liable for any indirect, incidental, consequential or special damages (including lost profits) of any form incurred by any person, whether or not foreseeable and regardless of the form of the act in which such a claim may be brought, with respect to the Plan. COMPANY LIABLE FOR ISSUANCE OF SHARES. Except as specified in Section 3.4, the Company is liable for the issuance of any Shares that become issuable under this Agreement. SECURITIES ACT LEGEND.   The Grantee consents to the placing on the certificate for the Shares of an appropriate legend restricting resale or other transfer of the Shares except in accordance with all applicable securities laws and rules thereunder, as well as any legend under Section 13.5 of the Plan as determined by the Committee. 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. MISCELLANEOUS .  This Agreement is awarded pursuant to and is subject to all of the provisions of the Plan, including amendments  to the  Plan,  if any.   Capitalized  terms that  are not defined  herein  shall  have  the meanings  ascribed  to such terms in the Plan. [SIGNATURE PAGE TO FOLLOW]       In accepting the Performance Share Award set forth in this Agreement the Grantee accepts and agree to be bound by all the terms and conditions of the Plan and this Agreement. PATTERSON-UTI ENERGY, INC. By: Name: Title: (“GRANTEE”)                   EXHIBIT A Peer Index The  Peer  Index  Companies  shall  be  [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,  Inc.,  Oil  States  International,  Inc.,  Precision  Drilling Corporation, Rowan Companies plc, Superior Energy Services, Inc., TechnipFMC plc, Transocean Ltd., Unit Corporation and Weatherford International plc], as such group of companies may be adjusted pursuant to Section [1.4][1.5].         Subsidiaries of the Registrant Exhibit 21.1 Name Ambar Lone Star Fluid Services LLC Current Power Solutions, Inc. 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) B.V. 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, Inc. Patterson-UTI International (India) B.V. Patterson-UTI International (Kuwait) Limited Patterson-UTI Management Services, LLC PTL Prop Solutions, L.L.C. Seventy Seven Energy LLC Seventy Seven Land Company LLC Seventy Seven Operating LLC Superior QC, 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 Texas Delaware Delaware Oklahoma Oklahoma Texas Texas Dubai Multi Commodities Centre Kingdom of Saudi Arabia Nova Scotia Texas Delaware Dubai International Financial Centre The Netherlands British Virgin Islands The Netherlands The Netherlands Delaware The Netherlands British Virgin Islands Delaware Oklahoma Delaware Oklahoma Oklahoma Delaware 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), Form S-4 (No. 333-226453) 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 13,  2019  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 13, 2019                                                                 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 13, 2019 /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 13, 2019   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, 2018, 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 13, 2019 /s/ C. Andrew Smith C. Andrew Smith Chief Financial Officer February 13, 2019           

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