Patterson-UTI Energy
Annual Report 2020

Plain-text annual report

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 Form 10-K (Mark One) ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2020 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 1-39270 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 Preferred Stock Purchase Rights Trading Symbol PTEN Name of Exchange on Which Registered The Nasdaq Global Select Market 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 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    Accelerated filer   ☒ Non-accelerated filer Smaller reporting company   ☐    Emerging growth company   ☐   ☐   ☐ If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. ☐ Indicate by check mark whether the registrant has filed a report on and attestation to its management’s assessment of the effectiveness of its internal control over financial reporting under Section 404(b) of the Sarbanes-Oxley Act (15 U.S.C. 7262(b)) by the registered public accounting firm that prepared or issued its audit report. ☒ Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Act).    Yes  ☐    No  ☒ The aggregate market value of the voting and non-voting common equity held by non-affiliates of the registrant as of June 30, 2020, the last business day of the registrant’s most recently completed second fiscal quarter, was approximately $639 million, calculated by reference to the closing price of $3.47 for the common stock on the Nasdaq Global Select Market on that date. As of February 4, 2021, the registrant had outstanding 187,736,421 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 2021 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, “we,” “us,” “our,” “ours” 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, cost and margin expectations and backlog; financing of operations; oil and natural gas prices; rig counts and frac spreads; source and sufficiency of funds required for building new equipment, upgrading existing equipment and acquisitions (if opportunities arise); demand and pricing for  our services;  competition;  equipment  availability;  government  regulation;  legal  proceedings;  debt  service  obligations;  impact  of inflation;  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; including the rapid decline in crude oil prices as a result of economic repercussions from the COVID-19 pandemic; 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, including the ability to develop and obtain satisfactory returns from new technology; the ability to retain management and field personnel; loss of key customers; shortages, delays in delivery, and interruptions in supply, of equipment and materials; cybersecurity events; synergies, costs and financial and operating impacts of acquisitions; difficulty in building and deploying new equipment; governmental regulation; 1                                             • • • • • • • • • • • • • • • • • climate legislation, regulation and other related risks; environmental, social and governance practices, including the perception thereof; environmental risks and ability to satisfy future environmental costs; technology-related disputes; legal proceedings and actions by governmental or other regulatory agencies; 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; stock price volatility; 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 one of the largest fleets of land-based drilling rigs in the United States and a large fleet of pressure pumping equipment. Our contract drilling business operates in the continental United States and, from time to time, we pursue contract drilling opportunities in other select markets. As of December 31, 2020, we had a drilling fleet that consisted of 210 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 Appalachian region. 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. As of December 31, 2020, we had approximately  1.3 million  fracturing  horsepower to provide these services.  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. 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, measurement-while-drilling and supply and rental of downhole performance motors and wireline steering tools.  We also 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  service  equipment  for  drilling contractors, and we 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. 3     Recent Developments Recent Developments in Market Conditions — Quarterly average oil prices and our quarterly average number of rigs operating in the United States for 2018, 2019 and 2020 are as follows: 2018: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2019: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2020: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 1st Quarter 2nd Quarter 3rd Quarter 4th Quarter   $   $   $ 62.88    $ 166    54.83    $ 174    45.76    $ 123    68.04    $ 175    59.78    $ 157    27.81    $ 82    69.76    $ 177    56.37    $ 142    40.89    $ 60    59.08  182  56.94  122  42.45  62 The average oil price represents the average monthly West Texas Intermediate (WTI) spot price as reported by the United States Energy Information Administration. (1) (2) A rig is considered to be operating if it is earning revenue pursuant to a contract on a given day. Reduced demand for crude oil and refined products related to the COVID-19 pandemic led to a significant reduction in crude oil prices and demand for drilling and completion services in the United States. Oil  prices  remain  extremely  volatile,  as  the  closing  price  of  oil  (WTI-Cushing)  reached  a  first  quarter  2020  high  of  $63.27  per  barrel  on  January  6,  2020, declined to negative $36.98 per barrel on April 20, 2020, and closed at $53.55 per barrel on February 1, 2021. In response to the rapid decline in commodity prices, E&P companies acted swiftly to reduce drilling and completion activity starting late in the first quarter of 2020. While oil prices have recovered from the lows experienced in the first half of 2020, our average number of rigs operating remains well below the number of our available rigs, and a significant portion of our pressure pumping horsepower remains stacked. Oil prices averaged $42.45 per barrel in the fourth quarter of 2020. Our active rig count has declined since the fourth quarter of 2018. Our average active rig count for the fourth quarter of 2020 was 62 rigs. This was an increase from our average active rig count for the third quarter of 2020 of 60 rigs. Our U.S. active rig count at December 31, 2020 of 65 rigs was less than the rig count of 121 rigs at December 31, 2019, due to the significantly reduced demand for drilling services in the United States. Term contracts help support our operating rig count. Based on contracts currently in place, we expect an average of 42 rigs operating under term contracts during the first quarter of 2021 and an average of 34 rigs operating under term contracts throughout 2021. The pressure pumping market remains oversupplied. In response to oversupplied market conditions, we implemented changes during the second quarter of 2020 to further streamline our operations, improve our efficiencies, and reduce our overall cost structure, while maintaining our customer service levels. Recent Developments in Financial Matters —  During  the  fourth  quarter  of  2020,  we  elected  to  repurchase  portions  of  our  2028  Notes  and  2029  Notes  (as defined below) in the open market. The principal amounts retired through these transactions totaled $15.5 million related to our 2028 Notes and $0.8 million related to  our  2029  Notes,  plus  accrued  interest.  We  recorded  corresponding  gains  on  the  extinguishment  of  these  amounts  totaling  $3.4  million  and  $0.2  million, respectively, net of the proportional write-off of associated deferred financing costs and original issuance discounts. These gains are included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations.   On December 24, 2020, we elected to repay $50 million of the borrowings under our Term Loan Agreement (as defined below). As of December 31, 2020, we had  $50  million  in  borrowings  remaining  under  the  Term  Loan  Agreement  at  a  LIBOR-based  interest  rate  of  1.52%.  The  maturity  date  of  the  Term  Loan Agreement is June 10, 2022. On March 27, 2020, we entered into Amendment No. 2 to Amended and Restated Credit Agreement to, among other things, extend the maturity date for $550 million of revolving credit commitments of certain lenders under the Credit Agreement (as defined below) from March 27, 2024 to March 27, 2025. We have the option, subject to certain conditions, to exercise an additional one-year extension of the maturity date. Please see “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations – Liquidity and Capital Resources” for additional detail regarding our 2028 Notes, 2029 Notes, Term Loan Agreement and Credit Agreement. 4                                                                                                                                                             During  the  second  quarter  of  2020,  we  implemented  a  restructuring  plan  to  improve  operating  margins,  achieve  operational  efficiencies  and  reduce  indirect support  costs.  The  restructuring  included  workforce  reductions,  changes  to  management  structure  and  facility  consolidations  and  closures.  We  recorded  $38.3 million of charges associated with this plan in the second quarter of 2020. In conjunction with our restructuring, we closed our Canadian drilling operations. We recorded  an  impairment  of  $8.3  million  associated  with  that  closure.  We  completed  the  restructuring  plan  during  the  third  quarter  of  2020  and  did  not  incur additional expenses related to the plan.   The following table presents restructuring expenses by reportable segment for the year ended December 31, 2020 (in thousands): Severance costs Contract termination costs Other exit costs Right-of-use asset abandonments Total Industry Segments Contract Drilling Pressure Pumping   Directional Drilling Other Operations Corporate Total   $   $ 1,821  —  523  86  2,430   $  $ 3,460  20,373  194  7,304  31,331   $  $ 503  —  827  1,845  3,175   $  $ 501  —  —  —  501   $  $ 215  —  —  686  901   $  $ 6,500  20,373  1,544  9,921  38,338 Our revenues, operating loss and identifiable assets are primarily attributable to three industry segments: • • • contract drilling services, pressure pumping services, and directional drilling services. Our contract drilling services, pressure pumping services, and directional drilling services industry segments had operating losses in 2020, 2019 and 2018. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” and Note 17 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,  2020,  we  had  210 marketed land-based drilling rigs based in the following regions: • • • • • • 68 in west Texas and southeastern New Mexico, 19 in north central and east Texas and northern Louisiana, 35 in the Rocky Mountain region (Colorado, Wyoming and North Dakota), 23 in south Texas, 29 in western Oklahoma, and 36 in the Appalachian region (Pennsylvania, Ohio and West Virginia). Our marketed drilling rigs have rated maximum depth capabilities ranging from approximately 13,200 feet to 24,000 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 $694 million during the last three years on capital expenditures to modify, upgrade and extend the lives  of  components  of  our  drilling  fleet.  During  fiscal  years  2020,  2019  and  2018,  we  spent  approximately  $105  million,  $194  million  and  $395  million, respectively, on these capital expenditures. 5                                                                                                    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 (we define term contracts as contracts with a duration of six months or more) or for a specified number of wells. During 2020, our average number of days to drill a well (which includes moving to the drill site, rigging up and rigging down) was approximately 19 days. Our  drilling  contracts  obligate  us  to  provide  and  operate  a  drilling  rig  and  to  pay  certain  operating  expenses,  including  wages  of  our  drilling  personnel  and necessary maintenance expenses. Most drilling contracts are subject to termination by the customer on short notice and may or may not contain provisions for an early termination payment to us in the event that the contract is terminated by the customer. Our drilling contracts provide for payment on a daywork basis, 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 when the drilling rig is moving or when drilling operations are interrupted or restricted by adverse weather conditions or other conditions beyond our control. Daywork contracts typically provide separately for mobilization of the drilling rig. Contract Drilling Activity — Information regarding our contract drilling activity for the last three years follows: Average rigs operating per day (1) Number of rigs operated during the year Number of wells drilled during the year Number of operating days 2020 Year Ended December 31, 2019 2018 82    132    1,327    29,904    149    189    2,703    54,544    177  193  3,088  64,479 (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 the United States. To address our customers’ needs for drilling horizontal wells in shale and other unconventional resource plays, we have improved the capability of our drilling fleet  during  the  last  several  years.  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,  2020,  our  marketed  land-based  drilling  fleet  was  comprised  of  the following: Classification APEX® 1500 HP rigs APEX® 1000 HP rigs APEX® 2000 HP rigs APEX® 1400 HP rigs APEX® 1200 HP rigs Other electric rigs Total Average horsepower Number of Rigs Total Percent Pad-Capable 172    12    6    5    3    12    210    1,458    94% 100% 67% 100% 100% 83% 6                                                                                                        The U.S. land rig industry refers to certain high specification rigs as “super-spec” rigs. We consider a super-spec rig to be a 1,500 horsepower, AC powered rig that has at least a 750,000-pound hookload, a 7,500-psi circulating system, and is pad-capable. We currently estimate there are approximately 690 super-spec rigs in the United States, which includes 150 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, Ohio and West Virginia. Pressure Pumping Operations General — We provide pressure pumping services to oil and natural gas operators, primarily in Texas 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. The scope and impact of our cementing services were insignificant during the fiscal years 2020, 2019 and 2018. Pressure Pumping Contracts — Our pressure pumping operations are conducted pursuant to a work order for a specific job or pursuant to a term contract. The term contracts are generally entered into for a specified period of time and may include minimum 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 1.4 million horsepower as of December 31, 2020. Pressure pumping equipment at December 31, 2020 included: Texas Region Number of units Approximate horsepower Northeast Region Number of units Approximate horsepower Other Regions Number of units Approximate horsepower Combined: Number of units Approximate horsepower Fracturing Equipment Other Pumping Equipment Total 401    953,250    167    371,150    5    12,250    17    18,555    11    7,500    —    —    418  971,805  178  378,650  5  12,250  573    1,336,650    28    26,055    601  1,362,705 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. 7                                                                                                                                                                                                                                                                     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,  measurement-while-drilling  (MWD)  and  supply  and  rental  of  downhole  performance  motors  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. 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. Directional Drilling Services —  We  provide  our  directional  drilling  services  on  a  dayrate  basis,  typically  under  master  service  agreements.  Revenue  from directional drilling services is recognized as work progresses based on the number of days of work completed. Our dayrates and other charges generally vary by location and depend on the equipment and personnel required for the job and market conditions in the region in which the services are performed. In addition to rates that are charged during periods of active directional drilling, a standby rate is typically agreed upon in advance and charged on a daily basis during periods when drilling is temporarily suspended while other on-site activity is conducted at the direction of the operator or another service provider. Equipment — We generally design, assemble, maintain and inspect our own equipment. We have developed proprietary equipment for our drilling motors, mud pulse and electromagnetic data transfer MWD equipment. 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, 2020, we had a comprehensive fleet of over 1,000 motors. In addition to our motor fleet, we had over 100 MWD systems. Wellbore Placement Data Analytics — 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.  Our HiFi Nav™ offering enhances FDIR by targeting improved vertical placement of the directional well within the reservoir. We provide these services to customers with onshore and offshore operations. Other Operations Our oilfield rentals business has a fleet of premium rental tools and provides specialized services for land-based oil and natural gas drilling, completion and workover activities in many of the major producing onshore oil and gas basins in the United States. We service equipment for drilling contractors, and we 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 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. Customers Our  customer  base  includes  major,  independent  and  other  oil  and  natural  gas  operators.  With  respect  to  our  consolidated  operating  revenues  in  2020,  we received approximately 54% from our ten largest customers and approximately 35% from our five largest customers. During 2020, no customer accounted for more than 10% of our consolidated operating revenues. The loss of, or reduction in business from, one or more of our larger customers could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. 8   Backlog Our contract drilling backlog as of December 31, 2020 and 2019 was approximately $301 million and $605 million, respectively. Approximately 21% of the total  contract  drilling  backlog  at  December  31,  2020  is  reasonably  expected  to  remain  after  2021.  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 our contract drilling, pressure pumping and directional drilling 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 these 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. Human Capital and Sustainability We strive to be a leader in our industry in the area of environmental, social, governance and other sustainability-related issues, and we remain committed to managing  these  issues  for  the  long-term  benefit  of  our  employees,  communities  and  our  business.  We  aim  to  minimize  our  environmental  impact  in  the communities in which we work and live, while providing services for our customers in a safe and responsible manner. We invest extensively in the safety, health and well-being of our people, who are our most important asset and our greatest strength. Importantly, we maintain a rigorous focus on ethics and integrity at every level of our operations, a practice on which all of our success depends.   We encourage you to review our latest Sustainability Report, located on our website, for more detailed information regarding our Sustainability and Human Capital programs and initiatives. Nothing on our website, including our Sustainability Report or sections thereof, shall be deemed incorporated by reference into this Report or other filings that we make with the SEC. Environment – We continue to pursue initiatives to mitigate climate change risk and make improvements in air quality, water quality, land usage, use of energy and reducing waste materials.  For example, we utilize natural gas engines, dual-fuel equipment and other technologies that reduce our carbon and other greenhouse gas emissions, and we employ spill prevention plans and use additional protective measures in environmentally sensitive areas.   We  have  strengthened  our  position  as  a  leader  in  alternative  fuel  technology  with  the  commercialization  of  our  EcoCell™  lithium  battery  hybrid  energy management system. EcoCell™ is capable of efficiently displacing one of the gensets on a drilling rig to reduce both fuel consumption and emissions. The value of this technology is enhanced when used in combination with our Cortex® power management system and our dual-fuel engines, as the natural gas substitution rate can be optimized. Through our Current Power business, we provide in-house electrical engineering, control system automation and installation services to connect drilling rigs to utility electrical lines.  This capability enables our customers to use utility power, instead of natural gas or diesel fuel, to power drilling operations.  Using utility power is an optimal power solution for our drilling rigs as it minimizes emission impacts at the wellsite.    Some of our key human capital areas of focus include: Employees – We  had  approximately  3,000  full-time  employees  as  of  January  31,  2021.  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. Training and Safety – Our  training  programs  include  opportunities  for  employees  to  advance  in  their  professional  careers  through  intensive,  multi-day classroom  training  programs  in  numerous  skills  and  competencies  as  well  as  management  training  programs.  These  programs  are  geared  to  providing  our employees with opportunities to advance throughout our company. The safety  of our employees  and others  is our highest  priority,  as our goal is to provide  an incident-free  work environment.  We have robust safety  training programs in place that are designed to comply with applicable laws and industry standards and to benefit our employees, communities and our business.  All field- based employees are required to attend an Employee Safety Orientation, which includes classes on behavior-based safety, hazard awareness, safe systems of work, permission to work, time out for safety, energy isolation, hazard communication (HAZCOM) and material handling.   In response to the COVID-19 pandemic, we implemented,  and  continue  to  implement,  safety  protocols  at  our  offices,  facilities  and  worksites.    These  protocols  include  allowing  many  of  our  office-based employees to work from home, while implementing additional safety measures for employees continuing critical on-site work. 9     Diversity and Inclusion – We are committed to fostering a work environment where all people feel valued and respected. We embrace our diversity of people, thoughts  and  talents,  and  combine  these  strengths  to  pursue  extraordinary  results  for  our  company,  our  employees  and  our  stockholders.  We are committed to recruiting, hiring and retaining the highest caliber talent for our business by utilizing outreach initiatives and partnerships with a diverse group of organizations, industry associations and networks. We require our employees to complete training on an annual basis regarding our commitment to a respectful workplace for all. Supervisors and managers are required to complete respectful workplace training to ensure they understand our expectations for them regarding their obligations to promote a work environment where all employees feel valued and respected. Maintaining our Core Values – In 2020, we trained over 4,000 employees on our Code of Business Conduct and Ethics, which addresses conflicts of interest, confidentiality,  fair  dealing  with  others,  proper  use  of  company  assets,  compliance  with  laws,  insider  trading,  keeping  of  books  and  records,  zero  tolerance  for discrimination and harassment in the work environment, as well as reporting of violations.  Health and Benefits – Our health and benefits program provides for extensive preventative care and is designed to improve our employees’ fitness for work, personal safety on the job and overall well-being. 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, 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, servicing of equipment for drilling contractors, provision of electrical controls and automation, and our employees. To date, applicable environmental and other 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,  delay  the  permitting  of,  or  related  to,  such  operations,  restrict  or  prohibit  oil  and  gas development  in  certain  areas,  reduce  the  demand  for  oil  and  natural  gas  and  otherwise  have  an  adverse  effect  on  our  operations  or  business,  and  could  have  a material  adverse effect  on our business, financial condition,  cash flows and results of operations.  Federal, state, foreign, regional and local environmental  laws, rules and regulations, including laws, rules, regulations and executive actions related to the mitigation of climate change or greenhouse gas emissions, currently apply to our operations and are likely to 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 treatment of hydrocarbon and other materials or the manner in which they may have disposed of or released such materials. We 10                     could be required to remove or remediate wastes disposed of or released by prior owners or operators. In addition, it is possible we could be held responsible for oil and natural gas properties in which we own an interest but are not the operator. Some of the environmental laws and regulations that are applicable to our business operations are discussed in the following paragraphs, but the discussion does not cover all environmental laws and regulations that may 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 issued a report on April 23, 2019, determining that no revisions were necessary. However,  if  changes  are  made  to  the  classification  of  exploration  and  production  wastes  under  CERCLA  and/or  RCRA  in  the  future,  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  (the  “Clean  Water  Act”)  and  the  Oil  Pollution  Act  of  1990  (the  “Oil  Pollution  Act”),  each  as  amended,  and implementing regulations govern: • • the prevention and permitting 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 Clean Water 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. 11           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. Certain politicians have also vocalized support for a nationwide ban on hydraulic fracturing. Additional legislation or regulation could lead to operational delays or increased operating costs in the production of oil and natural gas or could make it more difficult to perform hydraulic fracturing.  These developments could also lead to litigation challenging proposed or existing wells.  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 provide for  our  exploration  and  production  customers ,  and  such  efforts  could  adversely  affect  our  business,  financial  condition,  cash  flows  and  results  of operations. 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.” Other jurisdictions where we may conduct operations have similar environmental and regulatory regimes with which we would be required to comply. These laws, rules and regulations also require that facility sites and other properties associated with our operations be operated, maintained, abandoned and reclaimed to the  satisfaction  of  applicable  regulatory  authorities.  In  addition,  new  projects  or  changes  to  existing  projects  may  require  the  submission  and  approval  of environmental  assessments  or  permit  applications.  These  laws,  rules  and  regulations  are  subject  to  frequent  change,  and  the  clear  trend  is  to  place  increasingly stringent limitations on activities that may affect the environment. 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. We are also subject to regulation by numerous other regulatory agencies, including, but not limited to, the U.S. Department of Labor, which oversees employment practice standards. 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.” There has been an increasing focus of local, state, national and international regulatory bodies on greenhouse gas (“GHG”) emissions and climate change issues. There  has  also  been  legislation  proposed  by  U.S.  lawmakers  to  reduce  GHG  emissions,  as  well  as  GHG  emissions  regulations  enacted  by  the  EPA,  and  future federal action to address climate change is likely. President Biden and the Democratic Party, which now controls Congress, have identified climate change as a priority, and it is likely that new executive orders, regulatory action, and/or legislation targeting greenhouse gas emissions, or prohibiting, delaying or restricting oil and gas development activities in certain areas, will be proposed and/or promulgated during the Biden Administration.  For example, the acting Secretary of the Department of the Interior recently issued an order preventing staff from producing any new fossil fuel leases or permits without sign-off from a top political appointee, and President Biden recently announced a moratorium on new oil and gas leasing on federal lands and offshore waters pending completion of a comprehensive review and reconsideration of Federal oil and gas  permitting  and  leasing  practices.    President  Biden’s  order  also  established  climate  change  as  a  primary  foreign  policy  and  national  security  consideration, affirms that achieving net-zero greenhouse gas emissions by or before midcentury is a critical priority, affirms the Biden Administration’s desire to establish the United  States  as  a  leader  in  addressing  climate  change,  generally  further  integrates  climate  change  and  environmental  justice  considerations  into  government agencies’ decision-making, and eliminates fossil fuel subsidies, among other measures. President Biden also announced that the United States is taking steps to reenter the Paris Agreement. Several states and geographic regions in the United States have also adopted legislation and regulations to reduce emissions of GHGs, including cap and trade regimes and commitments to contribute to meeting the goals of the Paris Agreement.   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 – Our and Our Customers’ Operations are Subject to a Number of Risks Arising Out of the Threat of Climate Change That Could Result in Increased Operating and Capital Costs, Limit the Areas in Which Oil and Natural Gas Production May Occur and Reduce Demand for Our Services.” 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, motor vehicle accidents, 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 12       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 $10.0 million per occurrence deductible on our general liability coverage, a $2.0 million per occurrence deductible on our primary automobile liability insurance  coverage,  and  a  $5.0 million  per  occurrence  deductible  on our  excess  automobile  liability  insurance  coverage.  We  also  self-insure  a  number  of  other risks, including loss of earnings and business interruption and most cybersecurity 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. 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.” Seasonality Seasonality has not significantly affected our overall operations. Toward the end of calendar years, we have recently experienced slower activity 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. 13   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. Business and Operating Risks The Effects of the COVID-19 Pandemic, Have Had, and Are Expected to Continue to Have, a Significant Adverse Impact on Our Business, Liquidity, Results of Operations and Financial Condition. The effects of the COVID-19 pandemic, including related governmental actions and restrictions, have had, and are expected to continue to have, a significant adverse impact on the global economy, including the worldwide demand for oil and natural gas, and the level of demand for our services, which has impacted and is expected to continue to impact our business, liquidity, results of operations and our financial condition.   In response to the COVID-19 pandemic, governmental authorities have imposed mandatory closures, sought voluntary closures and imposed restrictions on, or advisories with respect to, travel, business operations and public gatherings or interactions. While some governmental authorities have re-opened various sectors of the economy, the ongoing COVID-19 outbreak may significantly worsen, and new strains of COVID-19 may emerge, which may cause governmental authorities to reconsider restrictions on travel, business and social activities. In the event governmental authorities retain, increase or reimpose restrictions, the re-opening of the economy may be further curtailed. In early March 2020, OPEC+ was initially unable to reach an agreement to continue to impose limits on the production of crude oil, and shortly thereafter the World Health Organization determined the COVID-19 outbreak to be a pandemic. The convergence of these events created the unprecedented dual impact of a global oil demand decline coupled with the risk of a substantial increase in supply. In response to the rapid decline in commodity prices, exploration and production companies  acted  swiftly  to  reduce  drilling  and  completion  activity  starting  late  in  the  first  quarter  of  2020.  While  oil  prices  have  recovered  from  the  lows experienced in the first half of 2020, customer spending has not returned to pre-pandemic levels. Given the nature and significance of the events described above, we are not able to enumerate all potential risks to our business from the recent volatility in crude oil prices and the COVID-19 pandemic; however, we believe that in addition to the impacts described above, other current and potential impacts of these recent events include, but are not limited to: • • • • • • • • • • • liquidity  challenges,  including  impacts  related  to  delayed  customer  payments  and  payment  defaults  associated  with  customer  liquidity  issues  and bankruptcies; customers, suppliers and other third parties seeking to terminate, reject, renegotiate or otherwise avoid, and otherwise failing to perform, their contractual obligations to us; additional credit rating downgrades of our corporate debt and potentially higher borrowing costs in the future; a need to preserve liquidity, which could result in a further reduction or suspension of our quarterly dividend or a delay or change in our capital investment plan; cybersecurity issues, as digital technologies may become more vulnerable and experience a higher rate of cyberattacks in the current environment of remote connectivity; litigation risk and possible loss contingencies related to COVID-19 and its impact, including with respect to commercial contracts, employee matters and insurance arrangements; disruption to our supply chain for raw materials essential to our business; a further reduction of our workforce to adjust to market conditions, including severance payments, retention issues, and an inability to hire employees when market conditions improve; additional costs associated with rationalization of our portfolio of real estate facilities, including exit of leases and facility closures to align with expected activity and workforce capacity; additional asset impairments, along with other accounting charges; additional infections and quarantining of our employees and the personnel of our customers, suppliers and other third parties in areas in which we operate and delays or suspensions of operations resulting therefrom; 14                         • • additional actions undertaken by international, national, regional and local governments and health officials to contain the virus or treat its effects; and a  structural  shift  in  the  global  economy  and  its  demand  for  oil  and  natural  gas  as  a  result  of  changes  in  the  way  people  work,  travel  and  interact,  or  in connection with a global recession or depression. The full extent of the impact of COVID-19 on our business, liquidity, results of operations and financial condition will depend largely on future developments, including the duration and further spread of the virus, including any new strains of COVID-19, and the related impact on the oil and gas industry, the impact of governmental actions designed to prevent the spread of COVID-19 and the further development and availability of effective treatments and vaccines, all of which are highly uncertain. 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  the United States.  When  these  expenditures  decline,  our  business  may  suffer.  The  rapid  decline  in  oil  prices  resulting  from  the  COVID-19  pandemic  and  the  activities  of OPEC+ has caused a significant  decline in both customer activity  and prices for our services,  which has had, and is expected to continue to have, a significant impact on our business. 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 capital for oil and natural gas industry participants, including our customers, 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,   • increased focus by the investment community on sustainability practices in the oil and natural gas industry, and • 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, including impacts on supply and demand due to economic repercussions from the COVID-19 pandemic, • • • • • • • 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,  health  and  weather  conditions,  including  the  impacts  of  war  or  terrorist  activity,  pandemics  and other unexpected disasters or events such as the COVID-19 pandemic, changes to tax, tariff and import/export regulations by the United States or other countries, 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 and energy sources. 15                                         All of these factors are beyond our control. Oil prices remain extremely volatile, as the closing price of oil (WTI-Cushing) reached a first quarter 2020 high of $63.27 per barrel on January 6, 2020, declined to negative $36.98 per barrel on April 20, 2020, and closed at $53.55 per barrel on February 1, 2021. In response to the rapid decline in commodity prices, E&P companies acted swiftly to reduce drilling and completion activity starting late in the first quarter of 2020. While oil prices have recovered from the lows experienced in the first half of 2020, our average number of rigs operating remains well below the number of our available rigs, and a significant portion of our pressure pumping horsepower remains stacked. Oil prices averaged $42.45 per barrel in the fourth quarter of 2020. 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, as well as our customers’ ability to access sources of capital to fund their operating and capital expenditures.  A decline in demand for oil and natural gas, prolonged low oil or natural gas prices, expectations of decreases in oil and natural gas prices or a reduction in the ability of our customers to access capital 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 historically moderate or 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. Demand for energy and for oil and natural gas end products is highly sensitive to economic conditions; as a result, global economic conditions, indications that economic growth is slowing 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,  including economic repercussions from the COVID-19 pandemic, 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, including as a result of the COVID-19 pandemic, and there is no assurance that the global economic environment, or expectations for the global economic environment, will recover in the near term or not quickly deteriorate again due to one or more factors, including due to uncertainties relating to the COVID-19 pandemic. A deterioration in the global economic environment could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations.   A Surplus of Equipment and a Highly Competitive Oil Service Industry May Adversely Affect Our Utilization and Profit Margins and the Carrying Value of our Assets. The land drilling and pressure pumping industries in the United States 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  or  capital  spending  reductions  by  our  customers  due  to  customer consolidation,  to  investor  requirements  or  other  reasons  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 new and upgraded drilling rigs and pressure pumping equipment. Low commodity  prices  and  new  and  upgraded  equipment  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 a surplus of equipment.   Due to the recently significantly reduced demand for our services, certain of our industry competitors may initiate bankruptcy proceedings or engage in debt refinancing transactions, management changes, or other strategic initiatives in an attempt to reduce operating costs to maintain a position in the market.  This could result in such competitors emerging with stronger or healthier balance sheets and, in turn, an improved ability to compete with us in the future. We may also see corporate consolidations among both our customers and competitors, which could significantly alter industry conditions and competition within the industry, and have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. 16     We periodically seek to increase the prices on our services to offset rising costs, earn returns on our capital investment, and otherwise 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 well 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 a surplus of 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 surplus 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  surplus  of  operable  land  drilling  rigs,  increasing  rig  specialization  and  surplus  of  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 $395 million, $221 million and $277 million in 2020, 2019 and 2018, 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,  motor  vehicle  accidents,  equipment  failure,  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. 17   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 $10.0 million per occurrence deductible on our general liability coverage, a $2.0 million per occurrence deductible on our primary automobile liability insurance coverage,  and  a  $5.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  excess  automobile  liability  insurance  coverage. We also self-insure  a number  of other risks, including loss of earnings and business interruption and most of our cybersecurity 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. 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. 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, including as a result of their bankruptcy. 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, 2020, 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 $301 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. 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,  including  environmental  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, as well as new and improved technology, such as drilling automation technology and lower-emissions operations and services, and data analytics. Accordingly, we may have to allocate a higher proportion of our capital expenditures to maintain and improve existing rigs and pressure pumping and other equipment, purchase and construct newer, higher specification drilling rigs and pressure pumping and other equipment to meet the increasingly sophisticated needs of our customers, and develop  new  and  improved  technology  and  data  analytics.  In  addition,  technological  changes,  process  improvements  and  other  factors  that  increase  operational efficiencies  could  continue  to  result  in  oil  and  natural  gas  wells  being  drilled  and  completed  more  quickly,  which  could  reduce  the  number  of  revenue  earning days.  Technological and process developments in the pressure pumping and directional drilling businesses could have similar effects.   18   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,  increasing  customer  demands  for  new  and  improved  technology,  such  as  drilling automation technology and lower-emissions operations and services, and changes relating to the wells to be drilled and completed could make our equipment less competitive.   We continually attempt to develop new technologies for use in our business.  In the event that we are successful in developing new technologies for use in our business, there is no guarantee of future demand for those technologies. Customers may be reluctant or unwilling to adopt our new technologies. We may also have difficulty  negotiating  satisfactory  terms  for  our  new  technologies,  including  terms  that  would  enable  us  to  obtain  acceptable  returns  on  our  investment  in  the research and development of new technologies. Development  of  new  technology  is  critical  to  maintaining  our  competitiveness.    There  can  be  no  assurance  that  we  will  be  able  to  successfully  develop technology  that  our  customers  demand.  Some  of  our  competitors  have  greater  financial,  technical  and  personnel  resources  that  may  allow  them  to  enjoy technological advantages and develop and implement new technology on a more timely basis or in a more cost-effective manner. 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. 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 and in developing new technologies. 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 in a period of generally 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 2020, we received approximately 54% from our ten largest customers and approximately 35% 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. Shortages, Delays in Delivery, and Interruptions in Supply, of Equipment and Materials Could Adversely Affect Our Operating Results. Periodically,  the  oilfield  services  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. 19         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. Our Business Is Subject to Cybersecurity Risks and Threats. Our operations are increasingly dependent on effective and secure 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 information technology systems, including worksite data delivery systems; exposure to litigation; and increased costs to prevent, respond to or mitigate cybersecurity events. In response to the COVID-19 pandemic, many of our office personnel moved to a “remote work” model in March 2020. This model has significantly increased the use of remote networking and online conferencing services that enable employees to work outside of our corporate infrastructure and, in some cases, use their own personal devices. This may expose us to additional cybersecurity risks or related incidents. Although  we utilize  various  procedures  and  controls  to  mitigate  our  exposure  to  the  risks  described  above,  cybersecurity  attacks  and  other  cyber  events  are evolving  and  unpredictable.  There  can  be  no  assurance  that  the  procedures  and  controls  that  we  implement,  or  that  we  cause  third  party  service  providers  to implement, will be sufficient to protect our systems, information or other property. 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. We self-insure most of our cybersecurity risks, and any such incident could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. As cyber incidents continue to evolve, we may be required to incur additional costs to continue to modify or enhance our protective measures or to investigate or remediate the effects of cyber incidents. Our Commitments Under Supply Agreements Could Exceed Our Requirements, Exposing Us to Risks Including Price, Timing of Delivery and Quality of Equipment and Materials Upon Which Our Business Relies. We have purchase commitments with certain vendors to supply equipment and materials, including, in the case of our pressure pumping business, proppants. Some of these agreements are take-or-pay agreements with minimum purchase obligations. If demand for our services decreases from current levels, demand for the equipment that we use and the materials that we supply as part of these services will also decrease. In addition, some of our customers may self-source certain materials.  If demand for our services  and/or materials  decreases  enough, we could have contractual  minimum commitments  that exceed the required amount of materials we need to supply to our customers. In this instance, we could be required to purchase materials that we do not have a present need for, pay for materials that we do not take delivery of or pay prices in excess of market prices at the time of purchase. 20                         Growth Through Acquisitions, the Building or Upgrading of 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. 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 or upgrading 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  equipment  and  develop  new  technology,  including  drilling  automation  technology  and  lower-emissions operations and services. There can be no assurance that we will: • • • • have sufficient capital resources to complete additional acquisitions, build or upgrade equipment or develop new technology, successfully integrate additional equipment, acquired or developed technology or other assets or businesses, effectively manage the growth and increased size of our organization, successfully deploy idle, stacked, upgraded or additional equipment and acquired or developed technology, • maintain the crews necessary to operate additional 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 or upgrading equipment or the development of new technology. Our failure to achieve consolidation savings, to integrate 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 from 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 occurring before such acquisitions, these are limited in amount and duration, may be held to be unenforceable or the seller may not be able to indemnify us. We may incur substantial indebtedness to finance future acquisitions, build or upgrade equipment or develop new technology, and we also may issue equity, convertible  or  debt  securities  in  connection  with  any  such  acquisitions  or  building  or  upgrade  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. Fuel Conservation Measures Could Reduce Demand for Oil and Natural Gas, Which Would, In Turn, Reduce the Demand for Our Services. Fuel conservation measures, alternative fuel requirements and increasing consumer demand for alternatives to oil and natural gas could reduce demand for oil and natural gas. The impact of the changing demand for oil and natural gas may have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. Additionally, the increased competitiveness of alternative energy sources (such as wind, solar geothermal, tidal, and biofuels) could reduce demand for oil and natural gas and therefore for our services, which would lead to a reduction in our revenues. 21               Legal and Regulatory Risks 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. Numerous political and regulatory authorities, governmental bodies and officials, and environmental groups devote resources to campaigns aimed at eradicating 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. President Biden and other presidential candidates stated that they would support either increased regulation or  a  ban  on  hydraulic  fracturing;  however,  we  cannot  predict  whether  hydraulic  fracturing  regulations  will  be  enacted  during  the  Biden  Administration  or  how stringent they may be. In addition, members of the U.S. Congress and the EPA have reviewed proposals for more stringent regulation of hydraulic fracturing, and various state and local initiatives have been or may be proposed or implemented to further regulate hydraulic fracturing. For example, the EPA conducted a study of the potential environmental effects of hydraulic fracturing on drinking water and groundwater and 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. 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, several jurisdictions have taken steps to enact hydraulic fracturing bans, moratoria or increased regulations on hydraulic fracturing practices. 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; however, the Colorado state legislature subsequently passed a package of oil and gas development regulations in April 2019. In November 2019, the California governor’s office imposed new regulations on hydraulic fracturing, including a moratorium on all new hydraulic fracturing permits pending review by a panel of scientists. Recently, bills have been introduced in the New Mexico Senate to place a moratorium on hydraulic fracturing. Further, at various times during his campaign, President Biden proposed a ban of new leases for production of minerals on federal lands, and the acting Secretary of the Department of the Interior recently issued an order preventing staff from producing any new fossil fuel leases or permits without sign-off from a top political appointee. Subsequently, 22   President  Biden  issued  an  executive  order  imposing  a  moratorium  on  new  oil  and  gas  leasing  on  federal  lands  and  offshore  waters  pending  completion  of  a comprehensive review and reconsideration of federal oil and gas permitting and leasing practices. 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 restrict our ability, or 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. Additionally, the adoption of significant restrictions or a prohibition on hydraulic  fracturing  by  a  state,  region  or  locality  could  result  in  a  surplus  of  oilfield  equipment  in  other  states,  regions  or  localities  where  hydraulic  fracturing remains allowed. Our and Our Customers’ Operations are Subject to a Number of Risks Arising Out of the Threat of Climate Change That Could Result in Increased Operating and Capital Costs, Limit the Areas in Which Oil and Natural Gas Production May Occur and Reduce Demand for Our Services. The physical and regulatory effects of climate change could have a negative impact on our operations, our customers’ operations and the overall demand for our customers’  products  and,  accordingly,  our  services.  There  is  an  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. These efforts have included  consideration  of  cap-and-trade  programs,  carbon  taxes,  GHG reporting  and  tracking  programs  and  regulations  that  directly  limit  GHG  emissions  from certain  sources.  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.  In  the  absence  of  federal  GHG-limiting  legislation,  the  EPA  has  determined  that  GHG  emissions present a danger to public health and the environment and has adopted regulations that, among other things, establish construction and operating permit reviews for GHG  emissions  from  certain  large  stationary  sources,  require  the  monitoring  and  annual  reporting  of  GHG  emissions  from  certain  oil  and  natural  gas  system sources,  implement  CAA emission  standards  directing  the  reduction  of  methane  emissions  from  certain  new, modified,  or  reconstructed  facilities  in  the  oil  and natural gas sector, and together with the DOT, implement GHG emissions limits on vehicles manufactured for operation in the United States. 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  November  2020,  the  United  States’  previously-announced  withdrawal  from  the  Paris Agreement became effective. On January 20, 2021 President Biden announced that the United States would be reentering the Paris Agreement. This reentry will become  effective  on  February  19,  2021.  Several  states  and  geographic  regions  in  the  United  States  have  also  adopted  legislation  and  regulations  to  reduce emissions of GHGs, including cap and trade regimes and commitments to contribute to meeting the goals of the Paris Agreement. Governmental,  scientific,  and  public  concern  over  the  threat  of  climate  change  arising  from  GHG  emissions  has  resulted  in  increasing  political  risks  in  the United States.  Critical declarations made by one or more presidential candidates included proposals to ban hydraulic fracturing of oil and natural gas wells and bans on new leases for production of minerals on federal lands. President Biden and the Democratic Party, which now controls Congress, have identified climate change as a priority, and it is likely that new executive orders, regulatory action, and/or legislation targeting greenhouse gas emissions, or prohibiting or restricting oil and gas development activities in certain areas, will be proposed and/or promulgated during the Biden Administration.  For example, the acting Secretary of the Department  of  the  Interior  recently  issued  an  order  preventing  staff  from  producing  any  new  fossil  fuel  leases  or  permits  without  sign-off  from  a  top  political appointee,  and  President  Biden  issued  an  executive  order  imposing  a  moratorium  on  new  oil  and  gas  leasing  on  federal  lands  and  offshore  waters  pending completion of a comprehensive review and reconsideration of federal oil and gas permitting and leasing practices. President Biden’s order also established climate change  as  a  primary  foreign  policy  and  national  security  consideration,  affirms  that  achieving  net-zero  greenhouse  gas  emissions  by  or  before  midcentury  is  a critical  priority,  affirms  the  Biden  Administration’s  desire  to  establish  the  United  States  as  a  leader  in  addressing  climate  change,  generally  further  integrates climate change and environmental justice considerations into government agencies’ decision-making, and eliminates fossil fuel subsidies, among other measures. Other actions impacting oil and natural gas production activities that could be pursued by the Biden administration may include more restrictive requirements for the establishment of pipeline infrastructure or the permitting of liquified natural gas export facilities.   It is not possible at this time to predict the timing and effects of climate change or to predict the timing or effect of rejoining the Paris Agreement or whether additional  climate-related  legislation,  regulations  or  other  measures  will  be  adopted  at  the  local,  state,  regional,  national  and  international  levels.  However, continued  efforts  by  governments  and  non-governmental  organizations  to  reduce  GHG  emissions  appear  likely,  and  additional  legislation,  regulation  or  other measures that control or limit GHG emissions or otherwise seek to address climate change could adversely affect our business. 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, 23   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 increase compliance costs, add operating restrictions, or reduce demand for our customers’ products and, accordingly, our services.   There are also increasing financial risks for oil and natural gas producers, as stockholders and bondholders currently invested in oil and natural gas companies concerned about the potential effects of climate change and other sustainability-related issues may elect in the future to shift some or all of their investments into non-fossil fuel energy related sectors. Additionally, the lending and investment practices of institutional lenders and investors have been the subject of intensive lobbying efforts in recent years, oftentimes public in nature, not to provide funding for oil and natural gas producers. Limitation of investments in and financings for  oil  and  natural  gas  could  result  in  the  restriction,  delay,  or  cancellation  of  drilling  and  completion  programs  or  development  of  production  activities.  An increasing  number  of  our  customers  consider  sustainability  factors  in  awarding  work.  If  we  are  unable  to  successfully  continue  our  sustainability  enhancement efforts,  we  may  lose  customers,  our  stock  price  may  be  negatively  impacted,  our  reputation  may  be  negatively  affected,  and  it  may  be  more  difficult  for  us  to effectively compete. Increasing attention to the risks of climate change has resulted in an increased possibility of lawsuits or investigations brought by public and private entities against  oil  and  natural  gas  companies  in  connection  with  their  GHG  emissions.  Should  we  be  targeted  by  any  such  litigation  or  investigations,  we  may  incur liability, which, to the extent that societal pressures or political or other factors are involved, could be imposed without regard to the causation of or contribution to the asserted damage, or to other mitigating factors. These  political,  litigation,  and  financial  risks  may  result  in  our  customers  restricting  or  cancelling  production  activities,  incurring  liability  for  infrastructure damage as a result of climatic changes, or impairing their ability to continue to operate in an economic manner, which also could reduce demand for our products and services. One or more of these developments could have a material adverse effect on our business, financial condition, cash flows and results of operations. Finally,  increasing  concentrations  of  GHGs  in  the  Earth’s  atmosphere  may  produce  climate  changes  that  have  significant  physical  effects,  such  as  increased frequency and severity of storms, floods and other climatic events. If any such effects were to occur, they could have an adverse effect on our operations. 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 and other services, we may be deemed to be a responsible party under these laws and regulations. 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 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 license 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 involving us or our customers or supplying vendors could have a material adverse impact on our business, financial condition, cash flows and results of operations. 24           The Design, Manufacture, Sale and Servicing of Products, including Electrical Controls, 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, to customers involved in oil and gas exploration, development and production and in the marine and mining industries. Because of applications that 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.    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. Additionally, actions or decisions we have taken or may take as a consequence of the COVID-19 pandemic may result in investigations, litigation  or  legal  claims  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.”   Political, Economic and Social Instability Risk and Laws Associated with Conducting International Operations Could Adversely Affect Our Opportunities and Future Business. We  sell  products,  including  electrical  controls,  for  use  in  numerous  oil  and  gas  producing  regions  outside  of  North  America,  and  through  our  Superior  QC business, we occasionally provide remote data analytics and other services to customers to support their operations outside of the United States. We also continue to  evaluate  opportunities  from  time  to  time  to  provide  our  other  services  outside  of  the  United  States.  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. 25               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 our services could be provided 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. In addition, investors could negatively view potential violations, inquiries or allegations of misconduct under the FCPA or similar laws, which could adversely affect our reputation and the market for our shares. 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. Many  countries,  including  the  United  States,  control  the  import  and  export  of  certain  goods,  services  and  technology  and  impose  related  import  and  export recordkeeping and reporting obligations.  Governments also may impose economic sanctions against certain countries, persons and other entities that may restrict or prohibit transactions involving such countries, persons and entities.  In particular, U.S. sanctions are targeted against certain countries that are heavily involved in the oil and gas industry. The laws and regulations concerning import and export activity, recordkeeping and reporting, including customs, export controls and economic sanctions, are complex and constantly changing.  Any failure to comply with applicable legal or regulatory requirements governing international trade could also result in criminal and civil penalties and sanctions, such as fines, imprisonment, debarment from government contracts, seizure of shipments and loss of import and export privileges. 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. Financial Risks We Are Dependent Upon Our Subsidiaries to Meet our Obligations Under Our Long-Term Debt. We have borrowings outstanding under our senior notes and our term loan agreement and, from time to time, our revolving credit facility. Our ability to meet our interest and principal payment obligations depends in large part on cash flows from our subsidiaries. If our subsidiaries do not generate sufficient cash flows, 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 term loan facility  under our Term Loan Agreement.  Interest  is paid on the outstanding principal amount of borrowings under the Term Loan Agreement 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 1.375%, and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 0.375%, in each case determined based upon our credit rating. As of December 31, 2020, the applicable margin on LIBOR rate loans and base rate loans was 1.375% and 0.375%, respectively. As of December 31, 2020, we had $50 million in borrowings outstanding under the Term Loan Agreement. 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, 2020, the applicable margin on LIBOR rate loans was 1.75% and the applicable margin on base rate loans was 0.75%. As of December 31, 2020, we had no borrowings outstanding under our revolving credit facility. Finally, 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, 2020, no amounts had been disbursed under any letters of credit. 26   Interest rates could rise for various reasons in the future and increase our total interest expense, depending upon the amounts borrowed at floating rates under these agreements or under future agreements. 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,  including  the  impact  of  the  COVID-19  pandemic.  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 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 debt agreements 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. Risks Related to Our Common Stock and Corporate Structure The Market Price of Our Common Stock May Be Highly Volatile, and Investors May Not Be Able to Resell Shares at or Above the Price Paid. The  trading  price  of  our  common  stock  may  be  volatile.  Securities  markets  worldwide  experience  significant  price  and  volume  fluctuations.  This  market volatility, as well as other general economic, market or political conditions, could reduce the market price of our common stock in spite of our operating and/or financial  performance.  The  following  factors,  in  addition  to  other  factors  described  in  this  “Risk  Factors”  section  and  elsewhere  in  this  Report,  may  have  a significant impact on the market price of our common stock: • • • • • • • • • • investor perception of us and the industry and markets in which we operate; general financial, domestic, international, economic, and market conditions, including overall fluctuations in the U.S. equity markets; increased focus by the investment community on sustainability practices at our company and in the oil and natural gas industry generally; changes in customer needs, expectations or trends and our ability to maintain relationships with key customers; our ability to implement our business strategy; changes in our capital structure, including the issuance of additional debt; public  announcements  (including  the  timing  of  these  announcements)  regarding  our  business,  financial  performance  and  prospects  or  new  services  or products,  service  or  product  enhancements,  technological  advances  or  strategic  actions,  such  as  acquisitions  or  divestitures,  restructurings  or  significant contracts, by our competitors or us; trading activity in our stock, including portfolio transactions in our stock by us, our executive officers and directors, and significant stockholders or trading activity that results from the ordinary course rebalancing of stock indices in which we may be included; short-interest in our common stock, which could be significant from time to time; our inclusion in, or removal from, any stock indices; 27                       • changes in earnings estimates or buy/sell recommendations by securities analysts; • whether or not we meet earnings estimates of securities analysts who follow us; and • regulatory or legal developments in the United States and foreign countries where we operate. 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.  In  addition,  we  have adopted  a  stockholder  rights  agreement  that  could  make  it  more  difficult  for  a  third-party  to  acquire  our  common  stock  without  the  approval  of  our  Board  of Directors. 28           Item 1B. Unresolved Staff Comments. None. Item 2. Properties Our property  consists  primarily  of  drilling  rigs,  pressure  pumping  equipment  and  related  equipment.  We  own substantially  all  of  the  equipment  used  in  our businesses. Our corporate headquarters is in leased office space and is located at 10713 W. Sam Houston Parkway N., Suite 800, Houston, Texas, 77064. Our telephone number at that address is (281) 765-7100. Our primary administrative office, which is located in Snyder, Texas, is owned and includes approximately 37,000 square feet of office and storage space. Contract Drilling —  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 Ohio. Pressure Pumping — Our pressure pumping services are supported by multiple offices and yard facilities located in Texas and Pennsylvania. Directional Drilling —  Our  directional  drilling  services  are  supported  by  multiple  offices  and  yard  facilities  located  throughout  our  areas  of  operations, including Texas, North Dakota, and Ohio. Our  oilfield  rental  operations  are  supported  by  offices  and  yard  facilities  located  in  Texas,  Oklahoma  and  Ohio.  Our  servicing  of  equipment  for  drilling contractors is supported by offices and yard facilities located in 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, 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 6 of the Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Report. Item 3. Legal Proceedings. 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. 29     PART II Item 5. Market for Registrant’s Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities. (a) Market Information Our common stock, par value $0.01 per share, is publicly traded on the Nasdaq Global Select Market and is quoted under the symbol “PTEN.” Our common stock is included in the S&P SmallCap 600 Index and several other market indices. (b) Holders As of February 4, 2021, there were approximately 900 holders of record of our common stock. (c) Dividends On February 3, 2021, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.02 per share to be paid on March 18, 2021 to holders of record as of March 4, 2021. 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, 2020. Period Covered October 2020 November 2020 December 2020 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) 16,582    $ —    $ 537    $ 17,119      2.84      —      5.43      —    $ —    $ —    $ —      130,000  130,000  130,000  (1) (2) We withheld  17,119 shares in the fourth quarter  with respect to employees’ tax withholding  obligations upon the vesting of restricted stock units. These shares were acquired  at  fair  market  value  pursuant  to  the  terms  of  the  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  Amended  and  Restated  2014  Long-Term  Incentive  Plan,  as  amended,  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. 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. On July 25, 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. All purchases executed to date have been through open market transactions. Purchases under the program are made at management’s discretion, at prevailing prices, subject to market conditions and other factors. Purchases may be made at any time without prior notice. Shares of stock purchased under the buyback program are held as treasury shares. There is no expiration date associated with the buyback program. 30                                                  (e) Performance Graph The following graph compares the cumulative stockholder return of our common stock for the period from December 31, 2015 through December 31, 2020, with the cumulative total return of the S & P 500 Index, the S & P SmallCap 600 Index, the Oilfield Service Index and a peer group determined by us. We changed our peer group in 2020 to align with the peer group used by the compensation committee of our Board of Directors. Our new peer group consists of ChampionX Corporation, Archrock,  Inc.,  Cimarex  Energy  Co.,  Diamond  Offshore  Drilling  Inc.,  EQT  Corporation,  Helmerich  &  Payne,  Inc.,  Liberty  Oilfield  Services  Inc., Nabors Industries, Ltd., National Oilwell Varco, Inc., NexTier Oilfield Solutions Inc., Noble Corporation plc., Oceaneering International, Oil States International Inc.,  PDC  Energy,  Inc.,  Precision  Drilling  Corporation,  Range  Resources,  TechnipFMC  plc,  Transocean  Ltd.,  Valaris  plc,  and  WPX  Energy,  Inc.  Our  old  peer group consisted of Basic Energy Services, Inc., Diamond Offshore Drilling, Inc., 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, Superior Energy Services, Inc., TechnipFMC plc., Transocean Ltd., Unit Corp., Valaris plc and Weatherford International plc. The graph assumes investment of $100 on December 31, 2015 and reinvestment of all dividends. Company/Index Patterson-UTI Energy, Inc. S&P 500 Stock Index S&P SmallCap 600 Index Oilfield Service Index Old Peer Group Index New Peer Group Index Fiscal Year Ended December 31, 2015 ($) 100.00      100.00      100.00      100.00      100.00      100.00      2016 ($) 180.01      111.96      126.56      118.98      127.68      126.23      2017 ($) 154.44      136.40      143.30      98.51      108.49      102.15      2018 ($) 2019 ($) 2020 ($) 70.07      130.42      131.15      53.97      62.22      63.67      72.23      171.49      161.03      53.67      59.96      60.68      36.98  203.04  179.20  31.09  35.06  34.89 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. 31                                   Item 6. Selected Financial Data. Our selected consolidated financial data as of December 31, 2020, 2019, 2018, 2017 and 2016, and for each of the five years in the period ended December 31, 2020,  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. We completed several mergers and acquisitions during the five-year  period ended December  31, 2020. As such, 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 Seventy Seven Energy since April 20, 2017. See Note 2 of Notes to Consolidated Financial Statements included as a part of Item 8 of this Report for financial information pertaining to these transactions. On January 1, 2018, we adopted the new revenue guidance under Topic 606, Revenue from Contracts with Customers, using the modified retrospective method. Additionally, on January 1, 2019, we adopted the new lease guidance under Topic 842, Leases, using the modified retrospective approach. See Note 1 of Notes to Consolidated  Financial  Statements  included  as  a  part  of  Item  8  of  this  Report  for  information  pertaining  to  the  adoption  of  these  standards  and  comparability between periods. 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 Credit loss expense Merger and integration expenses Restructuring expenses Other operating expenses (income), net Total Operating loss Other expense Loss before income taxes Income tax 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 Long-term lease liability Borrowings under line of credit Other long-term debt Stockholders’ equity Working capital   $   $   $   $   $   $ 2020 669,126    $ 336,111    73,356    45,656    1,124,249    380,822    310,261    69,050    41,790    670,910    395,060    97,611    5,606    —    38,338    7,059    2,016,507    (892,258)   (38,760)   (931,018)   (127,326)   (803,692)   $ 2019 2018 (In thousands, except per share amounts) 2017 1,308,350    $ 868,694    188,786    104,855    2,470,685    785,355    724,788    178,645    84,909    1,003,873    17,800    133,513    5,683    —    —    (2,305)   2,932,261    (461,576)   (68,802)   (530,378)   (104,675)   (425,703)   $ 1,430,492    $ 1,573,396    209,275    113,834    3,326,997    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)   $ 1,040,033    $ 1,200,311    45,580    70,760    2,356,684    667,105    966,835    32,172    51,428    783,341    —    105,847    —    74,451    —    (31,957)   2,649,222    (292,538)   (35,263)   (327,801)   (333,711)   5,910    $ 2016 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) (39,970) (496,196) (177,562) (318,634) (4.27)   $ (4.27)   $ (2.10)   $ (2.10)   $ (1.47)   $ (1.47)   $ 0.03    $ 0.03    $ (2.18) (2.18) 0.10    $ 0.16    $ 0.14    $ 0.08    $ 0.16  188,013    188,013    203,039    203,039    218,643    218,643    198,447    199,882    146,178  146,178  3,299,069    $ 19,118    —    901,484    2,016,059    204,234    4,439,615    $ 26,644    —    966,540    2,833,620    231,213    5,469,866    $ 5,758,856    $ —    —  1,119,205    3,505,423    423,881    —    268,000    598,783    3,982,493    200,605    3,772,291  —  —  598,437  2,248,724  (17,933) 32                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations Management Overview and Recent Developments in Market Conditions — We are a Houston, Texas-based oilfield services company that primarily owns and operates one of the largest fleets of land-based drilling rigs in the United States and a large fleet of pressure pumping equipment. Our contract drilling business operates in the continental United States and, from time to time, we pursue contract drilling opportunities in other select markets. Our pressure pumping business operates primarily in Texas and the Appalachian region. 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 service equipment for drilling contractors, and we 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. Reduced demand for crude oil and refined products related to the COVID-19 pandemic, combined with production increases from OPEC+, led to a significant reduction in crude oil prices and demand for drilling and completion services in the United States. Oil  prices  remain  extremely volatile,  as  the  closing  price  of  oil  (WTI-Cushing)  reached  a  first  quarter  2020  high  of  $63.27  per  barrel  on  January  6,  2020, declined to negative $36.98 per barrel on April 20, 2020, and closed at $53.55 per barrel on February 1, 2021. In response to the rapid decline in commodity prices, E&P  companies  acted  swiftly  to  reduce  drilling  and  completion  activity  starting  late  in  the  first  quarter  of  2020.  While  oil  prices  recovered  from  the  lows experienced in the first half of 2020, our average number of rigs operating remains well below the number of our available rigs, and a significant portion of our pressure pumping horsepower remains stacked. Oil prices averaged $42.45 per barrel in the fourth quarter of 2020. Quarterly average oil prices and our quarterly average number of rigs operating in the United States for 2018, 2019 and 2020 are as follows: 2018: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2019: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 2020: Average oil price per Bbl (1) Average rigs operating per day - U.S. (2) 1st Quarter 2nd Quarter 3rd Quarter 4th Quarter   $   $   $ 62.88    $ 166    54.83    $ 174    45.76    $ 123    68.04    $ 175    59.78    $ 157    27.81    $ 82    69.76    $ 177    56.37    $ 142    40.89    $ 60    59.08  182  56.94  122  42.45  62 The average oil price represents the average monthly WTI spot price as reported by the United States Energy Information Administration. (1) (2) A rig is considered to be operating if it is earning revenue pursuant to a contract on a given day. Our active rig count has declined since the fourth quarter of 2018. Our average active rig count for the fourth quarter of 2020 was 62 rigs. This was an increase from our average active rig count for the third quarter of 2020 of 60 rigs. Our U.S. active rig count at December 31, 2020 of 65 rigs was less than the rig count of 121 rigs at December 31, 2019, due to the significantly reduced demand for drilling services in the United States. Term contracts help support our operating rig count. Based on contracts currently in place, we expect an average of 42 rigs operating under term contracts during the first quarter of 2021 and an average of 34 rigs operating under term contracts throughout 2021. Due to the downturn in completions activity since March, we averaged seven active pressure pumping spreads during the fourth quarter, up from an average of five active spreads during the third quarter, but down from an average of 12 active spreads during the fourth quarter of 2019. We expect to average seven active pressure pumping spreads during the first quarter of 2021. The pressure pumping market remains oversupplied. Recent Developments in Financial Matters —  During  the  fourth  quarter  of  2020,  we  elected  to  repurchase  portions  of  our  2028  Notes  and  2029  Notes  (as defined below) in the open market. The principal amounts retired through these transactions totaled $15.5 million related to our 2028 Notes and $0.8 million related to  our  2029  Notes,  plus  accrued  interest.  We  recorded  corresponding  gains  on  the  extinguishment  of  these  amounts  totaling  $3.4  million  and  $0.2  million, respectively, net of the proportional write-off of associated deferred financing costs and original issuance discounts. These gains are included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations.   33                                                                                                                                                         On December 24, 2020, we elected to repay $50 million of the borrowings under our Term Loan Agreement (as defined below). As of December 31, 2020, we had  $50  million  in  borrowings  remaining  under  the  Term  Loan  Agreement  at  a  LIBOR-based  interest  rate  of  1.52%.  The  maturity  date  of  the  Term  Loan Agreement is June 10, 2022. On March 27, 2020, we entered into Amendment No. 2 to Amended and Restated Credit Agreement (“Amendment No. 2”) to, among other things, extend the maturity date for $550 million of revolving credit commitments of certain lenders under the Credit Agreement (as defined below) from March 27, 2024 to March 27, 2025. We have the option, subject to certain conditions, to exercise an additional one-year extension of the maturity date.   Please see “– Liquidity and Capital Resources” for additional detail regarding our 2028 Notes, 2029 Notes, Term Loan Agreement and Credit Agreement. During  the  second  quarter  of  2020,  we  implemented  a  restructuring  plan  to  improve  operating  margins,  achieve  operational  efficiencies  and  reduce  indirect support  costs.  The  restructuring  included  workforce  reductions,  changes  to  management  structure  and  facility  consolidations  and  closures.  We  recorded  $38.3 million of charges associated with this plan in the second quarter of 2020. In conjunction with our restructuring, we closed our Canadian drilling operations. We recorded  an  impairment  of  $8.3  million  associated  with  that  closure.  We  completed  the  restructuring  plan  during  the  third  quarter  of  2020  and  did  not  incur additional expenses related to the plan. The following table presents restructuring expenses by reportable segment for the year ended December 31, 2020 (in thousands): Severance costs Contract termination costs Other exit costs Right-of-use asset abandonments Total Contract Drilling Pressure Pumping   Directional Drilling Other Operations Corporate Total   $   $ 1,821  —  523  86  2,430   $  $ 3,460  20,373  194  7,304  31,331   $  $ 503  —  827  1,845  3,175   $  $ 501  —  —  —  501   $  $ 215  —  —  686  901   $  $ 6,500  20,373  1,544  9,921  38,338 We estimate that the restructuring plan implemented in 2020 will result in annual cost savings of approximately $94 million. Of these estimated annual cost savings, approximately $14 million, $43 million, $7 million and $8 million are attributable to operating expense savings for contract drilling, pressure pumping, directional drilling and other operations, respectively. Annual selling, general and administrative cost savings are estimated to be approximately $22 million. Our revenues, profitability and cash flows are highly dependent upon prevailing prices for oil and natural gas and upon our customers’ ability to access capital to fund their operating and capital expenditures. During periods of improved oil and natural gas 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 oil and natural gas prices are relatively low or when our customers  have  a  reduced  ability  to  access  capital,  the  demand  for  our  services  generally  weakens,  and  we  experience  downward  pressure  on  pricing  for  our services. We may also be impacted by delayed customer payments and payment defaults associated with customer liquidity issues and bankruptcies. 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 supply of drilling rigs, pressure pumping equipment and directional drilling equipment. 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. In addition to the dependence on oil and natural gas prices and demand for our services, we are highly impacted by operational risks, competition, labor issues, weather,  the  availability,  from  time  to  time,  of  products  used  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, including as a result of the COVID-19 pandemic. See “Risk Factors” in Item 1A of this Report. For the three years ended December 31, 2020, our operating revenues consisted of the following (dollars in thousands): Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other   $ 2020 669,126      336,111      73,356      45,656        $ 1,124,249      34 2019 59.5%  $ 1,308,350      868,694      29.9%    188,786      6.5%    104,855      4.1%    100.0%  $ 2,470,685      2018 53.0%  $ 1,430,492      35.2%    1,573,396      209,275      7.6%    113,834      4.2%    100.0%  $ 3,326,997      43.0% 47.3% 6.3% 3.4% 100.0%                                                                                                        Contract Drilling Contract drilling revenues accounted for 59.5% of our consolidated 2020 revenues and decreased 48.9% from 2019.  We have addressed our customers’ needs for drilling horizontal wells in shale and other unconventional resource plays by 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 a 1,500 horsepower, AC powered rig that has at least a 750,000-pound hookload, a 7,500-psi circulating system, and is pad-capable. As of December 31, 2020, our rig fleet included 198 APEX® rigs, of which 150 were super-spec rigs. We maintain a backlog of commitments for contract drilling services under term contracts, which we define as contracts with a duration of six months or more. Our contract drilling backlog as of December 31, 2020 and 2019 was approximately $301 million and $605 million, respectively. Approximately 21% of the total contract drilling backlog at December 31, 2020 is reasonably expected to remain after 2021. 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 fees for other services 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, 2020. 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 notice for the rig to be placed on standby, our backlog calculation uses the standby rate for the period over which we expect to receive the standby rate. 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 Decline and May Not Ultimately Be Realized, as Fixed-Term Contracts May in Certain Instances Be Terminated Without an Early Termination Payment.” Pressure Pumping Pressure  pumping  revenues  accounted  for  29.9%  of  our  consolidated  2020  revenues  and  decreased  61.3%  from  2019.  As  of  December  31,  2020,  we  had approximately  1.4  million  horsepower  in  our  pressure  pumping  fleet.  The  pressure  pumping  market  remains  oversupplied.  In  response  to  oversupplied  market conditions, we implemented changes during the second quarter of 2020 that are intended to further streamline our operations, improve our efficiencies, and reduce our overall cost structure, while maintaining our customer service levels. Directional Drilling Directional  drilling  revenues  accounted  for 6.5% of our consolidated  2020 revenues  and decreased  61.1% from  2019. We 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, measurement-while-drilling  and  supply  and  rental  of  downhole  performance  motors  and  wireline  steering  tools.  We  also  provide  services  that  improve  the statistical accuracy of horizontal wellbore placement. Other Operations Other operations revenues accounted for 4.1% of our consolidated 2020 revenues and decreased 56.5% from 2019. Our oilfield rentals business, with a fleet of premium oilfield rental tools, provides the largest revenue contribution to our other operations 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 drilling equipment service 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 2020 totaled $145 million. This was a reduction from the $348 million of cash capital expenditures for 2019, due largely to lower activity levels. Based on our current outlook for activity, we expect our capital expenditures for 2021 to be approximately $135 million. 35     For the three years ended December 31, 2020, our operating losses consisted of the following (dollars in thousands): Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other Corporate 2020   $ (543,438)     (166,666)     (40,612)     (41,685)     (99,857)       $ (892,258)     2019 60.9%  $ (151,329)     (102,701)     18.7%    (52,724)     4.6%    (54,725)     4.7%    11.1%    (100,097)     100.0%  $ (461,576)     32.8%  $ 22.3%    11.4%    11.9%    21.6%    2018 (33,115)     (77,328)     (117,497)     (18,221)     (76,016)     100.0%  $ (322,177)     10.3% 24.0% 36.5% 5.7% 23.5% 100.0% Lower  demand  for  our  contract  drilling  and  pressure  pumping  services,  an  impairment  of  goodwill  and  an  implementation  of  a  restructuring  plan  in  2020 contributed  to  a  consolidated  net  loss  of  $804  million  for  2020,  compared  to  a  consolidated  net  loss  of  $426  million  for  2019  and  consolidated  net  loss  of $321 million for 2018. Results of Operations Comparison of the years ended December 31, 2020 and 2019 The following tables summarize results of operations by business segment for the years ended December 31, 2020 and 2019: Contract Drilling Revenues Direct operating costs Margin (1) Restructuring expenses Other operating expenses (income), net Selling, general and administrative Depreciation, amortization and impairment Impairment of goodwill Operating loss Operating days (2) Average revenue per operating day Average direct operating costs per operating day Average margin per operating day (1) Average rigs operating Capital expenditures 2020 Year Ended December 31, 2019 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $ 669,126    $ 380,822    288,304    2,430    (4,185)   4,666    433,771    395,060    (543,438)   $ 29,904    22.38    $ 12.73    $ 9.64    $ 81.7    $ 105,037    $ 1,308,350    785,355    522,995    —    —    6,317    668,007    —    (151,329)   54,544    23.99    14.40    9.59    149.4    194,416    (48.9)% (51.5)% (44.9)% NA  NA  (26.1)% (35.1)% NA  259.1% (45.2)% (6.7)% (11.6)% 0.5% (45.3)% (46.0)% (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation, amortization and impairment and selling, general and administrative expenses. Average margin per operating day is defined as margin divided by operating days. (2) A rig is considered to be operating if it is earning revenue pursuant to a contract on a given day. Reduced demand for crude oil and refined products related to the COVID-19 pandemic, combined with production increases from OPEC+, led to a significant reduction in crude oil prices and demand for contract drilling services. 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 2020, our average number of rigs operating was 82, compared to 149 in 2019. Our average rig revenue per operating day was $22,380 in 2020, compared to $23,990 in 2019. Our average revenue per operating day is largely dependent on the pricing terms of our rig contracts. Revenues and direct operating costs decreased primarily due to a decrease in operating days. Average direct operating costs per operating day decreased due to cost reduction efforts and a higher percentage of rigs on standby during 2020. Rigs on standby have very little associated cost. Average margin per operating day in 2020 included benefits from lump sum early termination revenue and a credit to operating costs for sales and use taxes. Restructuring expenses were recognized in the second quarter of 2020 and primarily related to severance costs. See Note 20 of Notes to Consolidated Financial Statements for additional information. 36                                                                                                                         The increase in other operating expenses (income), net is primarily due to an insurance reimbursement for damaged drilling equipment. Depreciation, amortization and impairment expense decreased primarily due to a $173 million write-down in 2019 related to the retirement of 36 legacy non- APEX® drilling rigs. In addition to the charge in 2019, no depreciation expense was recorded for this equipment in 2020. Additionally, in the second quarter of 2020 we recorded a $8.3 million write-down related to the closing of our Canadian drilling operations. All of the goodwill associated with our contract drilling reporting unit was impaired in 2020. See Note 7 of Notes to Consolidated Financial Statements for additional information. The decrease in capital expenditures was primarily due to higher maintenance capital expenditures in 2019 when activity levels were higher and reduced capital expenditures in 2020 due to lower activity. Pressure Pumping 2020 Revenues Direct operating costs Margin (1) Restructuring expenses Selling, general and administrative Depreciation, amortization and impairment Operating loss Fracturing jobs Other jobs Total jobs Average revenue per fracturing job Average revenue per other job Average revenue per total job Average direct operating costs per total job Average margin per total job (1) Margin as a percentage of revenues (1) Capital expenditures   $   $   $   $   $   $   $   $   $ Year Ended December 31, 2019 (Dollars in thousands) 868,694  724,788  143,906  —  12,655  233,952  (102,701)   336,111  310,261  25,850  31,331  8,555  152,630  (166,666)   $ 265  736  1,001  1,188.46  28.76  335.78  309.95  25.82    $   $   $   $   $ 505  844  1,349  1,673.81  27.75  643.95  537.28  106.68  7.7%  16.6%  21,678    $ 105,803  % Change (61.3)% (57.2)% (82.0)% NA  (32.4)% (34.8)% 62.3% (47.5)% (12.8)% (25.8)% (29.0)% 3.7% (47.9)% (42.3)% (75.8)% (53.6)% (79.5)% (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. Reduced demand for crude oil and refined products related to the COVID-19 pandemic, combined with production increases from OPEC+, led to a significant reduction in crude oil prices and demand for pressure pumping services. 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. Direct operating costs are also most impacted by these same factors. Our average revenue per fracturing job is largely dependent on the pricing terms of our pressure pumping contracts. We completed 265 fracturing jobs during 2020 compared to 505 fracturing jobs in 2019. Our average revenue per fracturing job was $1.188 million in 2020 compared to $1.674 million in 2019. Revenues and direct operating costs decreased in 2020 primarily due to a decline in the number of fracturing jobs. Average revenue and direct operating costs per job were impacted by lower demand and a change in the composition of our jobs. Restructuring  expenses  were  recognized  in  the  second  quarter  of  2020.  These  restructuring  expenses  included  $7.3  million  related  to  right-of-use asset abandonments, $3.5 million of severance costs and $20.4 million of contract termination costs. See Note 20 of Notes to Consolidated Financial Statements for additional information. Selling, general and administrative expenses decreased primarily as a result of cost reduction efforts. Depreciation, amortization and impairment expense decreased due to the significant decline in capital expenditures and a $20.5 million write-down of pressure pumping equipment in 2019, which resulted in no depreciation expense being recorded for this equipment in 2020. 37                                                                                                                                                               The decrease in capital expenditures was primarily due to higher maintenance capital expenditures in 2019 when activity levels were higher and reduced capital expenditures in 2020 due to lower activity. Directional Drilling Revenues Direct operating costs Margin (1) Restructuring expenses Selling, general and administrative Depreciation and amortization Operating loss Capital expenditures 2020 Year Ended December 31, 2019 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $ 73,356    $ 69,050    4,306    3,175    5,239    36,504    (40,612)   $ 4,681    $ 188,786    178,645    10,141    —    10,642    52,223    (52,724)   15,549    (61.1)% (61.3)% (57.5)% NA  (50.8)% (30.1)% (23.0)% (69.9)% (1) Margin is defined as revenues less direct operating costs and excludes depreciation and amortization and selling, general and administrative expenses. Reduced demand for crude oil and refined products related to the COVID-19 pandemic, combined with production increases from OPEC+, led to a significant reduction in crude oil prices and demand for directional drilling services. Directional drilling revenue decreased by $115 million from 2019 primarily due to decreased job activity. Directional drilling direct operating costs decreased by $110 million primarily due to lower direct costs from decreased job activity and cost reduction efforts. Restructuring expenses were recognized in the second quarter of 2020 and were primarily attributable to severance and right-of-use asset abandonments. See Note 20 of Notes to Consolidated Financial Statements for additional information. Selling, general and administrative expenses decreased primarily as a result of cost reduction efforts. The decrease in capital expenditures was primarily due to higher maintenance capital expenditures in 2019 when activity levels were higher and reduced capital expenditures in 2020 due to lower activity. Other Operations Revenues Direct operating costs Margin (1) Restructuring expenses Selling, general and administrative Depreciation, depletion, amortization and impairment Impairment of goodwill Operating loss Capital expenditures 2020 Year Ended December 31, 2019 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $ 45,656    $ 41,790    3,866    501    3,539    41,511    —    (41,685)   $ 12,378    $ 104,855    84,909    19,946    —    14,068    42,803    17,800    (54,725)   27,132    (56.5)% (50.8)% (80.6)% NA  (74.8)% (3.0)% NA  (23.8)% (54.4)% (1) Margin  is  defined  as  revenues  less  direct  operating  costs  and  excludes  depreciation,  depletion,  amortization  and  impairment  and  selling,  general  and  administrative expenses. Reduced demand for crude oil and refined products related to the COVID-19 pandemic, combined with production increases from OPEC+, led to a significant reduction in crude oil prices and demand for oilfield rental and other services. Other operations revenue decreased by $59.2 million from 2019 primarily due to a decrease in the volume of services provided by our oilfield rentals business and a decline in the average price per barrel of crude oil received by our oil and natural gas assets. Other operations direct operating costs decreased by $43.1 million from 2019 primarily due to a decrease in the volume of services provided by our oilfield rentals business. Additionally, a portion of the decrease is attributed to the decision to transition away from our engineering and manufacturing efforts in Calgary during 2019. Charges associated with this decision totaled $12.4 million for direct operating costs in 2019, which were primarily comprised of inventory write-offs. 38                                                                                                                                     Restructuring  expenses  were  recognized  in  2020  and  related  to  severance  costs.  See  Note  20  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements  for  additional information. Selling, general and administrative expense decreased primarily as a result of cost reduction efforts in addition to the transition away from our engineering and manufacturing efforts in Calgary during 2019. Charges associated with that decision totaled $2.2 million in 2019. Depreciation,  depletion,  amortization  and  impairment  remained  relatively  consistent  with  the  comparable  prior  year  period.  We  recognized  a  $11.2  million impairment related to certain of our oil and natural gas assets recorded in 2020, whereas $2.2 million of oil and natural gas property impairments were recorded in 2019. However, the increased oil and natural gas property impairments were partially offset by decreased 2020 depletion of our oil and natural gas assets primarily due to a decrease in production as well as certain equipment reaching the end of its depreciable life in our oilfield rentals business. There were no impairments of goodwill in 2020 as all of the goodwill associated with our oilfield rentals and electrical controls and automation businesses was impaired in 2019.   The decrease in capital expenditures was primarily due to higher maintenance capital expenditures in 2019 when activity levels were higher and reduced capital expenditures in 2020 due to lower activity and commodity prices. Corporate Selling, general and administrative Restructuring expenses Depreciation Other operating expenses (income), net Net gain on asset disposals Legal-related expenses and settlements, net of insurance reimbursements Research and development Other Other operating expense (income), net Credit loss expense Interest income Interest expense Other income Capital expenditures 2020 Year Ended December 31, 2019 (Dollars in thousands) % Change   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 75,612    $ 901    $ 6,494    $ (3,079)   $ 1,680    3,411    9,232    11,244    $ 5,606    $ 1,254    $ 40,770    $ 756    $ 1,707    $ 89,831    —    6,888    (13,904)   (3,471)   3,840    11,230    (2,305)   5,683    6,013    75,204    389    4,612    (15.8)% NA  (5.7)% (77.9)% NA  (11.2)% (17.8)% NA  (1.4)% (79.1)% (45.8)% 94.3% (63.0)% Selling, general and administrative expense decreased primarily as a result of cost reduction efforts. Restructuring expenses were recognized in 2020 and were primarily attributable to severance and right-of-use asset abandonments. See Note 20 of Notes to Consolidated Financial Statements for additional information. Other operating expenses (income), net includes net gains or losses 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 2019 reflect gains on disposal of drilling equipment. Legal- related expenses and settlements in 2019 includes proceeds from insurance claims. Other  expenses,  net  include  charges  of  $9.2  million  and  $12.7  million  in  2020  and  2019,  respectively  related  to  a  2017  capacity  reservation  agreement  that required a cash deposit to increase our access to finer grades of sand for our pressure pumping business. As market prices for sand substantially decreased since 2017,  we  purchased  lower  cost  sand  outside  of  this  capacity  reservation  contract  and  revalued  the  deposit  at  its  expected  realizable  value.  There  is  no  value assigned to the capacity reservation contract subsequent to the charge recorded in the second quarter of 2020. A provision for credit losses was recognized in the twelve months ended December 31, 2020 with respect to accounts receivable balances that are estimated to be uncollectible. 39                                                                                                Interest expense was lower in the twelve months ended December 31, 2020. Interest expense for the twelve months ended December 31, 2019 included a loss on debt extinguishment of $24.0 million as a result of full prepayment of the Series A Notes and Series B Notes (as defined below). Additionally, interest expense for the twelve months ended December 31, 2020 included a gain on debt extinguishment of $3.6 million associated with the repurchase of portions of our 2028 Notes and 2029 Notes. Comparison of the years ended December 31, 2019 and 2018 A discussion of our results of operations for the fiscal year ended December 31, 2019 compared to the fiscal year ended December 31, 2018 is included in Part II, Item 7— "Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations" of our Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2019, filed with the SEC on February 13, 2020. Income Taxes The effective tax rate decreased by approximately 6% to 13.7% for 2020 compared to 19.7% for 2019.  This difference was primarily due to higher goodwill impairment charges in 2020 relative to 2019, which are not deductible for tax purposes. These charges resulted in an 8.2% decrease to the effective tax rate in 2020, as compared to a 0.7% decrease to the effective tax rate in 2019. We continue to monitor income tax developments in the United States and other countries where we have legal entities. During 2020, the United States enacted various legislation related to COVID-19 relief, which includes multiple tax provisions. We have considered these tax provisions and do not currently expect any material  impact  to  our  financial  statements.  We  will  incorporate  into  our  future  financial  statements  the  impacts,  if  any,  of  future  regulations  and  additional authoritative guidance when finalized. Liquidity and Capital Resources During  the  second  quarter  of  2020,  we  implemented  a  restructuring  plan  to  improve  operating  margins,  achieve  operational  efficiencies  and  reduce  indirect support  costs.  The  restructuring  included  workforce  reductions,  changes  to  management  structure  and  facility  consolidations  and  closures.  We  recorded  $38.3 million of charges associated with this plan in second quarter of 2020. There were no restructuring charges in the comparable periods of 2019. We completed the restructuring plan during the third quarter of 2020 and did not incur additional expenses related to the plan. While  oilfield  services  activity  and  revenues  declined  significantly  throughout  2020,  we  aligned  our  cost  structure  with  the  changing  activity  levels  and enhanced our liquidity position. Our liquidity as of December 31, 2020 included approximately  $204 million in working capital, $225 million of cash and cash equivalents, and approximately $600 million available under our revolving credit facility. On January 19, 2018, we completed an offering of $525 million in aggregate principal amount of our 2028 Notes. We used $239 million of the net proceeds from  the  offering  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. On August 22, 2019, we entered into the Term Loan Agreement, which permitted a single borrowing of up to $150 million initially, which we drew in full on September 23, 2019. Subject to customary conditions, we may request that the lenders’ aggregate commitments be increased by up to $75 million, not to exceed total commitments of $225 million. On September 25, 2019, we used $150 million of borrowings from the Term Loan Agreement and approximately $158 million of  cash  on  hand  to  prepay  the  Series  A  Notes.  The  total  amount  of  the  prepayment,  including  the  applicable  “make-whole”  premium,  was  approximately  $308 million, plus accrued interest to the prepayment date. We repaid $50 million of the borrowings under the Term Loan Agreement on December 16, 2019, and an additional  $50  million  on  December  24,  2020.  As  of  December  31,  2020,  we  had  $50  million  in  borrowings  remaining  under  the  Term  Loan  Agreement  at  a LIBOR-based interest rate of 1.52%. The maturity date of the Term Loan Agreement is June 10, 2022. On November 15, 2019, we completed an offering of $350 million in aggregate principal amount of the 2029 Notes. The net proceeds before offering expenses were approximately $347 million. On December 16, 2019, we used a portion of the net proceeds from the offering to prepay the Series B Notes. The total amount of the prepayment, including the applicable “make-whole” premium, was approximately $315 million, plus accrued interest to the prepayment date. The remaining net proceeds and available cash on hand was used to repay $50 million of the borrowings under the Term Loan Agreement. On March 27, 2020, we entered into Amendment No. 2 to Amended and Restated Credit Agreement to, among other things, extend the maturity date for $550 million of revolving credit commitments of certain lenders under the Credit Agreement from March 27, 40             2024 to March 27, 2025. We have the option, subject to certain conditions, to exercise an additional one-year extension of the maturity date. During the fourth quarter of 2020, we elected to repurchase portions of our Senior Notes due 2028 and 2029 in the open market. The principal amounts retired through  these  transactions  totaled  $15.5  million  related  to  our  2028  Notes  and  $0.8  million  related  to  our  2029  Notes,  plus  accrued  interest.  We  recorded corresponding  gains  on the  extinguishment  of these  amounts  totaling  $3.4 million  and $0.2 million,  respectively,  net of the  proportional  write-off  of associated deferred financing costs and original issuance discounts. These gains are included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations.   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, 2020, we had working capital of $204 million, including cash and cash equivalents of $225 million, compared to working capital of $231 million, including cash and cash equivalents of $174 million, at December 31, 2019. During 2020, our sources of cash flow included: • • $279 million from operating activities, $20.9 million in proceeds from the disposal of property and equipment and insurance claims. During 2020, we used $18.9 million to pay dividends on our common stock, $21.2 million for repurchases of our common stock, $12.0 million for repurchases of our 2028 Notes, $0.6 million for repurchases of our 2029 Notes, $50.0 million to repay a portion of the outstanding borrowings under our Term Loan Agreement due June 2022, and $145 million: • • • to make capital expenditures for the betterment and refurbishment of drilling and pressure pumping equipment and, to a much lesser extent, equipment for our other businesses, to acquire and procure equipment 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, 2020 as follows: Paid on March 19, 2020 Paid on June 18, 2020 Paid on September 17, 2020 Paid on December 17, 2020 Total cash dividends Per Share Total (in thousands) 0.04    $ 0.02    0.02    0.02    0.10    $ 7,629  3,735  3,746  3,752  18,862   $   $ On February 3, 2021, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.02 per share to be paid on March 18, 2021 to holders of record as of March 4, 2021. 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. We  may,  at  any  time  and  from  time  to  time,  seek  to  retire  or  purchase  our  outstanding  debt  for  cash  through  open-market  purchases,  privately  negotiated transactions, redemptions or otherwise. Such repurchases, if any, will be upon such terms and at such prices as we may determine, and will depend on prevailing market conditions, our liquidity requirements, contractual restrictions and other factors. The amounts involved may be material. 41                                                 On September 6, 2013, our Board of Directors approved a stock buyback program that authorized purchases 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. On February 6, 2019, our Board of Directors approved another increase of the authorization under the stock buyback program to allow for $250 million of future share repurchases. On July 24, 2019, our Board of Directors approved another 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. Shares of stock purchased under the buyback program are held as treasury shares. There is no expiration date associated with the buyback program. As of December 31, 2020, we had remaining authorization to purchase approximately $130 million of our outstanding common stock under the stock buyback program. We acquired shares of stock from employees during 2020, 2019 and 2018 that are accounted for as treasury stock. Certain of these shares were acquired to satisfy the exercise price and employees’ tax withholding obligations upon the exercise of stock options. The remainder of these shares were 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.  Amended  and  Restated  2014  Long-Term Incentive Plan, as amended, and not pursuant to the stock buyback program. Treasury stock acquisitions during the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 were as follows (dollars in thousands): 2020 2019 2018 Treasury shares at beginning of period Purchases pursuant to stock buyback program Acquisitions pursuant to long-term incentive plan Other Treasury shares at end of period Cost Shares Shares     77,336,387    $ 1,345,134      53,701,096    $ 1,080,448      43,802,611    $ 250,109      9,331,131          5,826,266      567,354      239,669      —      —      Cost 918,711  150,497  11,240  —      83,402,322    $ 1,366,313      77,336,387    $ 1,345,134      53,701,096    $ 1,080,448   20,000      22,566,331      1,179      1,037,947      31,013      14,205      372      —      Shares Cost 2019 Term Loan Agreement — On August 22, 2019, we entered into a term loan agreement (“Term Loan Agreement”) among us, as borrower, Wells Fargo Bank, National Association, as administrative agent and lender and the other lender party thereto. The Term Loan Agreement is a committed senior unsecured term loan facility that permitted a single borrowing of up to $150 million initially, which we drew in full on September 23, 2019. Subject to customary conditions, we may request that the lenders’ aggregate commitments be increased by up to $75 million, not to exceed total commitments of $225 million. We repaid $50 million of the borrowings under the Term Loan Agreement on December 16, 2019, and an additional $50 million on December 24, 2020. As of December 31, 2020, we had $50 million in borrowings remaining under the Term Loan Agreement at a LIBOR-based interest rate of 1.52%. The maturity date under the Term Loan Agreement is June 10, 2022. Loans under the Term Loan Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or base rate. The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 1.00% to 1.375%, and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 0.375%, in each case determined based upon our credit rating. As of December 31, 2020, the applicable margin on LIBOR rate loans and base rate loans was 1.375% and 0.375%, respectively. The  Term  Loan  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 the ability of each of our subsidiaries to incur debt and grant liens. If our credit rating is below investment grade at both Moody’s and S&P, 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 Term Loan Agreement) greater than or equal to 1.50 to 1.00 immediately before and immediately after  making  any  restricted  payment.  Restricted  payments  include,  among  other  things,  dividend  payments,  repurchases  of  our  common  stock,  distributions  to holders of our common stock or any other payment or other distribution to third parties on account of our or our subsidiaries’ equity interests. Our credit rating is currently investment grade at one of the two ratings agencies. The Term Loan Agreement requires mandatory prepayment in an amount equal to 100% of the net cash proceeds from the issuance of new senior indebtedness (other than certain permitted indebtedness) if our credit rating is below investment grade at both Moody’s and S&P. Our credit rating is currently investment grade at one of the two ratings agencies. The Term Loan Agreement also requires that our total debt to capitalization ratio, expressed as a percentage, not exceed 50%. The  Term  Loan  Agreement  generally  defines  the  total  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. We were in compliance with these covenants at December 31, 2020. 42                   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 original maturity date under the Credit Agreement was March 27, 2023. On March 26, 2019, we entered into Amendment No. 1 to Amended and Restated Credit Agreement, which amended the Credit Agreement to, among other things, extend the maturity date under the Credit Agreement from March 27, 2023 to March 27, 2024. On March 27, 2020, we entered into Amendment No. 2 to Amended and Restated Credit Agreement to, among other things, extend the maturity date for $550 million of revolving credit commitments of certain lenders under the Credit Agreement from March 27, 2024 to March 27, 2025. We have the option, subject to certain conditions, to exercise an additional one-year extension of the maturity date. Loans under the Credit Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or 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,  2020,  the  applicable  margin  on  LIBOR  rate  loans  was  1.75%  and  the  applicable  margin  on  base  rate  loans  was  0.75%.  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 the ability of each of our subsidiaries to incur debt and grant liens. If our credit rating is below investment grade at both Moody’s and S&P, 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. Restricted payments include, among other things, dividend payments, repurchases of our common stock, distributions to holders of our common stock or any other payment or other distribution to third parties on account of our or our subsidiaries’ equity interests. Our credit rating is currently investment grade at one of the two ratings agencies. 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 total 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.  We  were  in compliance with these covenants at December 31, 2020. As of December 31, 2020, we had no borrowings outstanding under our revolving credit facility. We had $0.1 million in letters of credit outstanding under the Credit Agreement at December 31, 2020 and, as a result, had available borrowing capacity of approximately $600 million at that date. 2015 Reimbursement Agreement — On March 16, 2015, we entered into a Reimbursement Agreement (the “Reimbursement Agreement”) with The Bank of Nova Scotia (“Scotiabank”), pursuant to which we may from time to time request that Scotiabank issue an unspecified amount of letters of credit. As of December 31, 2020, we had $60.7 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 by us 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 or 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. 43     Pursuant  to  a  Continuing  Guaranty  dated  as  of  March  16,  2015,  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 Senior Notes and Series 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  bore  interest  at  a  rate  of  4.97%  per annum.  On  September  25,  2019,  we  fully  prepaid  the  Series  A  Notes.  The  total  amount  of  the  prepayment,  including  the  applicable  “make-whole”  premium, was approximately $308 million, which represents 100% of the principal and the “make-whole” premium to the prepayment date.  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 bore interest at a rate of 4.27% per annum. On December 16, 2019, we fully prepaid the Series B Notes.  The  total  amount  of  the  prepayment,  including  the  applicable  “make-whole”  premium,  was  approximately  $315  million,  which  represents  100%  of  the principal and the “make-whole” premium to the prepayment date.  Primarily as a result of the “make-whole” premiums, we incurred an $8.2 million loss on early extinguishment of the Series A Notes in the three months ended September 30, 2019, and a $15.8 million loss on early extinguishment of the Series B Notes in the three months ended December 31, 2019, which were included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations. 2028 Senior Notes and 2029 Senior Notes — On  January  19,  2018,  we  completed  an  offering  of  $525  million  in  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.  On November 15, 2019, we completed an offering of $350 million in aggregate principal amount of our 5.15%  Senior  Notes  due  2029  (the  “2029  Notes”).    The  net  proceeds  before  offering  expenses  were  approximately  $347  million.  We  used  a  portion  of  the  net proceeds from the offering to prepay our Series B Notes. The remaining net proceeds and available cash on hand was used to repay $50 million of the borrowings under the Term Loan Agreement in 2019. During  the  fourth  quarter  of  2020,  we  elected  to  repurchase  portions  of  our  2028  Notes  and  2029  Notes  in  the  open  market.  The  principal  amounts  retired through  these  transactions  totaled  $15.5  million  related  to  our  2028  Notes  and  $0.8  million  related  to  our  2029  Notes,  plus  accrued  interest.  We  recorded corresponding  gains on the  extinguishment  of these  amounts  totaling  $3.4 million  and $0.2 million,  respectively,  net of the  proportional  write-off  of associated deferred financing costs and original issuance discounts. These gains are included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations. 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. We pay interest on the 2029 Notes on May 15 and November 15 of each year. The 2029 Notes will mature on November 15, 2029. The 2029 Notes bear interest at a rate of 5.15% per annum. The 2028 Notes and 2029 Notes (together, the “Senior Notes”) are our senior unsecured obligations, which rank equally with all of our other existing and future senior unsecured debt and will rank senior in right of payment to all of our other future subordinated debt. The Senior 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 Senior Notes will be structurally subordinated to the liabilities (including trade payables) of our subsidiaries that do not guarantee the Senior Notes. None of our subsidiaries are currently required to be a guarantor under the Senior Notes. If our subsidiaries guarantee the Senior 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. At our option, we may redeem  the Senior 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  Senior  Notes  to  be  redeemed,  plus  accrued  and  unpaid  interest,  if  any,  on  those  Senior  Notes  to  the  redemption  date,  plus  a  “make-whole” premium. Additionally, commencing on November 1, 2027, in the case of the 2028 Notes, and on August 15, 2029, in the case of the 2029 Notes, at our option, we may redeem the respective Senior Notes in whole or in part, at a redemption price equal to 100% of the principal amount of the Senior Notes to be redeemed, plus accrued and unpaid interest, if any, on those Senior Notes to the redemption date. 44   The indentures pursuant  to  which  the  Senior Notes  were  issued  include  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 indentures. Upon the occurrence of a change of control triggering event, as defined in the indentures, each holder of the Senior Notes may require us to purchase all or a portion of such holder’s Senior 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 indentures also provide 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 Senior Notes to become or to be declared due and payable. Commitments —  As  of  December  31,  2020,  we  maintained  letters  of  credit  in  the  aggregate  amount  of  $60.8  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, 2020, no amounts had been drawn under the letters of credit. As  of  December  31,  2020,  we  had  commitments  to  purchase  major  equipment  totaling  approximately  $14.7  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  2021  and  2022.  As  of  December  31,  2020,  the  remaining  obligation  under  these  agreements  was  approximately  $13.4  million,  of  which approximately $10.0 million and $3.4 million relate to 2021 and 2022, respectively. 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. In 2017, we entered into a capacity reservation agreement that required a cash deposit to increase our access to finer grades of sand for our pressure pumping business. As market prices for sand substantially decreased since 2017, we purchased lower cost sand outside of this capacity reservation contract and recorded a charge of $9.2 million and $12.7 million in the second  quarters  of  2020  and  2019,  respectively,  to  revalue  the  deposit  to  its  expected  realizable  value. There  is  no  value  assigned  to  the  capacity  reservation contract subsequent to the charge recorded in the second quarter of 2020. Trading and Investing — We have not engaged in trading activities that include high-risk securities, such as derivatives and non-exchange traded contracts. We invest cash primarily in highly liquid, short-term investments such as overnight deposits and money market accounts. Contractual Obligations The following table presents information with respect to our contractual obligations as of December 31, 2020 (in thousands): 2029 Notes (1) Interest on 2029 Notes (2) Term Loan Agreement (3) Interest on Term Loan Agreement (4) 2028 Notes (5) Interest on 2028 Notes (6) Leases (7) Equipment purchases (8) Inventory purchases (9) Total Total 349,250  161,878  50,000  1,116  509,505  150,941  29,125  14,738  13,380  1,279,933   $  $   $   $ Payments due by period Less than 1 year 1-3 years 3-5 years More than 5 years —  17,986  —  761  —  20,125  8,011  14,738  10,030  71,651   $  $ —  35,973  50,000  355  —  40,251  10,236  —  3,350  140,165   $  $ —  35,973  —  —  —  40,251  5,237  —  —  81,461   $  $ 349,250  71,946  —  —  509,505  50,314  5,641  —  —  986,656 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) Principal repayment of the 2029 Notes is required at maturity on November 15, 2029. Interest to be paid on the 2029 Notes using 5.15% coupon rate. Principal repayment of the Term Loan Agreement is required at maturity on June 10, 2022. Interest to be paid on Term Loan Agreement using a LIBOR-based interest rate of 1.52% rate in effect as of December 31, 2020. 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 13 of Notes to Consolidated Financial Statements. Represents commitments to purchase major equipment to be delivered in 2021 based on expected delivery dates. Represents commitments to purchase proppants and chemicals for our pressure pumping business. 45                                                                                                                                                 Off-Balance Sheet Arrangements We had no off-balance sheet arrangements at December 31, 2020. 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 loss Income tax benefit Net interest expense Depreciation, depletion, amortization and impairment Impairment of goodwill Adjusted EBITDA Critical Accounting Policies 2020 Year Ended December 31, 2019 (Dollars in thousands) 2018   $   $ (803,692)   $ (127,326)   39,516    670,910    395,060    174,468    $ (425,703)   $ (104,675)   69,191    1,003,873    17,800    560,486    $ (321,421) (45,987) 45,981  916,318  211,129  806,020 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,  leases  and  the  use  of estimates. 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 inactive rigs 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. In the second quarter of 2020, we recorded an impairment of $8.3 million related to the closing of our Canadian drilling operations. In 2019, we identified 36 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 believed the 36 rigs that were retired had limited commercial opportunity. We recorded a $173 million charge related to this retirement. In 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 believed the 42 rigs that were retired had limited commercial opportunity. We recorded a $48.4 million charge related to this retirement. We also periodically evaluate our pressure pumping assets for marketability based on the condition of inactive equipment, expenditures that would be necessary to bring the equipment to working condition and the expected demand. The components of equipment that will no longer be marketed are evaluated, and those components  with  continuing  utility  will  be  used  as  parts  to  support  active  equipment.  The  remaining  components  of  this  equipment  are  retired.  In  2019,  we recorded a charge of $20.5 million for the write-down of pressure pumping equipment compared to a $17.4 million write-down of pressure pumping equipment in 2018. There was no similar charge in 2020. 46                                         We also  periodically  evaluate  our directional  drilling  assets.  During  2019,  we recorded  a  charge  of  $8.4  million  for  the  write-down  of  directional  drilling equipment. There was no similar charge in 2020 or 2018. 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. 2020 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and commodity prices in the first quarter of 2020, we lowered our expectations with respect to future  activity  levels  in  certain  of  our  operating  segments.  We  deemed  it  necessary  to  assess  the  recoverability  of  our  contract  drilling,  pressure  pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups as of March 31, 2020. 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 as of March 31, 2020. 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 15%, 22%, 3% and 9%, respectively. For the assessment performed in the first quarter of 2020, the expected cash flows for our asset groups included revenue and operating expense growth rates. 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 second half of 2019 and the first quarter of 2020 and would begin to recover in 2022 in response to improved oil prices. While we believed these assumptions with respect to future oil pricing were reasonable, actual future prices and activity levels may vary significantly from the ones that were assumed. The timeframe over which oil prices and activity levels may 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 in 2020 were to last into late 2022 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 charges could be material. After the assessment we performed in the first quarter of 2020, we concluded that no triggering events occurred during the periods thereafter through December 31,  2020  with  respect  to  our  asset  groups  based  on  our  recent  results  of  operations,  management’s  expectations  of  operating  results  in  future  periods  and  the prevailing commodity prices at the time. 2019 Triggering Event Assessment Due to the decline  in the market  price of our common stock and commodity prices, our results of operations for the quarter ended September 30, 2019 and management’s  expectations  of  operating  results  in  future  periods,  we  lowered  our  expectations  with  respect  to  future  activity  levels  in  certain  of  our  operating segments. We deemed it necessary to assess the recoverability of our contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups as of September 30, 2019. 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 as of September 30, 2019. 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 35%, 54%, 23% and 7%, respectively. For the assessment performed in 2019, the expected cash flows for our asset groups included revenue and operating expense growth rates. 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 2019 and would begin to recover in late 2020 or 2021 in response to improved oil prices.  47               We concluded that no triggering events occurred during the quarter ended December 31, 2019 with respect to  our asset groups based on our recent results of operations, management’s expectations of operating results in future periods and the prevailing commodity prices at the time. 2018 Triggering Event Assessment 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 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 as of December 31, 2018. 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 revenue and operating expense growth rates. 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 and activity levels. 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  impairment  testing  purposes, 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 of a reporting unit is less than its carrying value after considering qualitative, market and other factors, and if this is the case, any necessary goodwill impairment is determined using a quantitative impairment test. From time to time, we may perform quantitative testing for goodwill impairment in lieu of performing the qualitative assessment. If the resulting fair value of goodwill is less than the carrying value of goodwill, an impairment loss would be recognized for the amount of the shortfall. 2020 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and commodity prices in the first quarter of 2020, we lowered our expectations with respect to future  activity  levels  in  our  contract  drilling  reporting  unit.  We  performed  a  quantitative  impairment  assessment  of  our  goodwill  as  of  March  31,  2020.  In completing the assessment, the fair value of our contract drilling operating segment was estimated using the income approach. The estimate of fair value required the  use  of  significant  unobservable  inputs,  representative  of  a  Level  3  fair  value  measurement.  The  assumptions  included  discount  rates,  revenue  growth  rates, operating expense growth rates, and terminal growth rates. Based on the results of the goodwill impairment test as of March 31, 2020, impairment was indicated in our contract drilling reporting unit. We recognized an impairment charge of $395 million in the quarter ended March 31, 2020 associated with the impairment of all of the goodwill in our contract drilling reporting unit. We had no remaining goodwill balance as of December 31, 2020. 2019 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and recent commodity prices, our results of operations for the quarter ended September 30, 2019 and  our  expectations  of  operating  results  in  future  periods,  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  September  30, 2019. In  completing  the assessment,  the  fair  value  of  each reporting  unit  was  estimated  using  the  income  approach.  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 assumptions included discount rates, revenue growth rates, operating expense growth rates, and terminal growth rates. Based on the results of the goodwill impairment test as of September 30, 2019, the fair value of the contract drilling reporting unit exceeded its carrying value by  approximately  13%  and  we  concluded  that  no  impairment  was  indicated  in  our  contract  drilling  reporting  unit;  however,  impairment  was  indicated  in  our oilfield  rentals  and  electrical  controls  and  automation  reporting  units  included  in  the  other  operations  segment.  We  recognized  an  impairment  charge  of $17.8 million in 2019 associated with the impairment of all of the goodwill in our oilfield rentals and electrical controls and automation reporting units. 48   In connection with our annual goodwill impairment assessment as of December 31, 2019, 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 2019 operating results and forecasted operating results for the succeeding year. We also considered our overall market capitalization at December 31, 2019. 2018 Triggering Event Assessment 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 approach. 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  assumptions  included  discount  rates,  revenue growth rates, operating expense growth rates, and terminal 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. 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. Leases — On January 1, 2019, we adopted the new lease guidance under Topic 842, Leases, using the modified retrospective approach to each lease that existed at the date of initial application as well as leases entered into after that date. We have elected to report all leases at the beginning of the period of adoption and not restate  our  comparative  periods.  This  standard  does  not  apply  to  leases  to  explore  for  or  use  minerals,  oil,  natural  gas  and  similar  non-regenerative  resources, including the intangible right to explore for those natural resources and rights to use the land in which those natural resources are contained. See Note 13 for Notes to consolidated financial statements for additional information. 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 credit losses, 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. 49             Volatility of Oil and Natural Gas Prices and its Impact on Operations and Financial Condition Our revenue, profitability and cash flows are highly dependent upon prevailing prices for oil and natural gas and expectations about future prices. For many years, oil and natural gas prices and markets have been extremely volatile. Prices are affected by many factors beyond our control. Please see “Risk Factors – We are Dependent on the Oil and Natural Gas Industry and Market Prices for Oil and Natural Gas. Declines in Customers’ Operating and Capital Expenditures and in Oil and Natural Gas Prices May Adversely Affect Our Operating Results” in Item 1A of this Report. Oil prices remain extremely volatile, as the closing price of oil (WTI-Cushing) reached a first quarter 2020 high of $63.27 per barrel on January 6, 2020, declined to negative $36.98 per barrel on April 20, 2020, and closed at $53.55  per  barrel  on  February  1,  2021.  In  response  to  the  rapid  decline  in  commodity  prices,  E&P  companies  acted  swiftly  to  reduce  drilling  and  completion activity starting late in the first quarter of 2020. While oil prices have recovered from the lows experienced in the first half of 2020, our average number of rigs operating remains well below the number of our available rigs, and a significant portion of our pressure pumping horsepower remains stacked. Oil prices averaged $42.45 per barrel in the fourth quarter of 2020. 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, as well as our customers’ ability to access sources of capital to fund their operating and capital expenditures. A decline in demand for oil and natural gas, prolonged low oil or natural gas prices, expectations of decreases in oil and natural gas prices or a reduction in the ability of our customers to access capital, 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 historically moderate or 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,  2020.  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, 2020, we had exposure to interest rate market risk associated with our borrowings under the Term Loan Agreement, and we would have had exposure to interest rate market risk associated with any borrowings that we had under the Credit Agreement and amounts owed under the Reimbursement Agreement. Loans under the Term Loan Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or base rate. The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 1.00% to 1.375%, and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 0.375%, in each case determined based upon our credit rating. As of December 31, 2020, the applicable margin on LIBOR rate loans and base rate loans was 1.375% and 0.375%, respectively. As of December 31, 2020, we had $50 million in borrowings outstanding under the Term Loan Agreement at a LIBOR-based interest rate of 1.52%. A one percent increase in the interest rate on the borrowings outstanding under the Term Loan Agreement as of December 31, 2020 would increase our annual cash interest expense by $0.5 million. Loans under the Credit Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or 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, 2020, the applicable margin on LIBOR rate loans was 1.75% and the applicable margin on base rate loans was 0.75%. As of December 31, 2020, we had no borrowings 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 terms of 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, 2020, no amounts had been disbursed under any letters of credit. 50   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. Item 8. Financial Statements and Supplementary Data. Financial Statements are filed as a part of this Report at the end of Part IV hereof beginning at page F-1, Index to Consolidated Financial Statements, and are incorporated herein by this reference. Item 9. Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure. None. Item 9A. Controls and Procedures. Disclosure Controls and Procedures: Under the supervision and with the participation of our management, including our Chief Executive Officer (“CEO”) and Chief Financial Officer (“CFO”), we conducted an evaluation of the effectiveness of our disclosure controls and procedures, as such term is defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) promulgated under the Exchange Act, as of the end of the period covered by this Report. Based on this evaluation, our CEO and CFO concluded that, as of December 31, 2020, 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, 2020, 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, 2020. The effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2020 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. 51     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 within four business days following the date of the amendment or waiver. 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. 52         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.     3.1     3.2     3.3     3.4     3.5     3.6     4.1     4.2     4.3     4.4     4.5     4.6     4.7 Restated  Certificate  of  Incorporation,  as  amended  (filed  August  9,  2004  as  Exhibit  3.1  to  our  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 our 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  our  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 our 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  our  Current  Report  on  Form  8-K  and  incorporated  herein  by reference). Certificate of Designation of the Series A Junior Participating Preferred Stock of Patterson-UTI Energy, Inc., dated April 22, 2020 (filed April 23, 2020 as Exhibit 3.1 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).   Description of Securities Registered Pursuant to Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934. + 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 Exhibit 4.3 to our Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2001 and 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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). First  Supplemental  Indenture,  dated  January  19,  2018,  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  the  several  guarantors  named  therein  and  Wells  Fargo Bank,  National  Association,  as  trustee  (filed  January  19,  2018  as  Exhibit  4.2  to  our  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). Base Indenture, dated November 15, 2019, between Patterson-UTI Energy, Inc. and U.S. Bank National Association, as trustee (filed November 15, 2019 as Exhibit 4.1 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). First Supplemental Indenture, dated November 15, 2019, between Patterson-UTI Energy, Inc. and U.S. Bank National Association, as trustee (filed November 15, 2019 as Exhibit 4.2 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). 53                                                                                                                        4.8 Form of 5.15% Senior Note due 2029 (included in Exhibit 4.7 above).     4.9     4.10    10.1    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   10.15   10.16 Stockholder  Rights  Agreement,  dated  as  of  April  22,  2020,  by  and  between  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  and  Continental  Stock  Transfer  &  Trust Company, as rights agent (which includes the Form of Rights Certificate as Exhibit B thereto) (filed April 23, 2020 as Exhibit 4.1 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). First Amendment to Stockholder Rights Agreement, dated as of July 22, 2020, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and Continental Stock Transfer  &  Trust  Company,  as  rights  agent  (filed  July  23,  2020  as  Exhibit  4.1  to  our  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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* First Amendment to the Patterson-UTI Energy, Inc. 2005 Long-Term Incentive Plan (filed June 6, 2008 as Exhibit 10.1 to our 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 our 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 Exhibit 10.1 to our 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 our 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 our 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 our 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  our  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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* Patterson-UTI Energy, Inc. 2014 Long-Term Incentive Plan, as amended and restated and further amended effective June 6, 2019 (filed June 6, 2019 as Exhibit 10.1 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* Form of Executive Officer Restricted Stock Unit Award Agreement (filed August 4, 2017 as Exhibit 10.5 to our 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 our 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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* Form of Non-Employee Director Restricted Stock Unit Award Agreement (filed April 28, 2020 as Exhibit 10.11 to our Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference).* Form of Executive Officer Share-Settled Performance Share Award Agreement (filed July 28, 2020 as Exhibit 10.1 to our Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference).* 2020 Phantom Unit Award Agreement, dated May 11, 2020, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and William A. Hendricks, Jr. (filed July 28, 2020 as Exhibit 10.2 to our Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference).* 54                                                                                                                                                             10.17   10.18   10.19   10.20   10.21   10.22   10.23   10.24   10.25   10.26   10.27   10.28   10.29   10.30   10.31 Amendment  No.  1  to  Performance  Share  Award  Agreement,  dated  May  11,  2020,  by  and  between  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  and  William  A. Hendricks, Jr. (filed July 28, 2020 as Exhibit 10.2 to our Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference).* Form  of  Letter  Agreement  regarding  termination,  effective  as  of  January  29,  2004,  entered  into  by  Patterson-UTI  Energy,  Inc.  with  Kenneth  N. Berns (filed on February 25, 2005 as Exhibit 10.23 to our 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 our 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 our Quarterly Report on Form 10-Q and incorporated herein by reference).* Employment Agreement, effective as of August 1, 2016, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and Seth D. Wexler (filed February 13, 2017 as Exhibit 10.20 to our 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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference).* Employment Agreement, dated as of April 8, 2020, between Patterson-UTI Management Services, LLC and Mark S. Siegel (filed April 9, 2020 as Exhibit 10.1 to our 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 our Annual Report on Form 10-K, as amended, for the year ended December 31, 2003 and incorporated herein by reference).* Patterson-UTI Energy, Inc. Change in Control Agreement, effective as of January 29, 2004, by and between Patterson-UTI Energy, Inc. and Kenneth N. Berns (filed on February 4, 2004 as Exhibit 10.5 to our 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 Kenneth N. Berns, entered into November 1, 2007 (filed November 5, 2007 as Exhibit 10.11 to our 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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 1 to Amended and Restated Credit Agreement, dated March 26, 2019, 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 26, 2019 as Exhibit 10.1 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Amendment No. 2 to Amended and Restated Credit Agreement, dated March 27, 2020, 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, 2020 as Exhibit 10.1 to our Current Report on Form 8-K 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 our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). Term  Loan  Agreement,  dated  August  22,  2019,  among  Patterson-UTI  Energy,  Inc.,  as  borrower,  Wells  Fargo  Bank,  National  Association,  as administrative agent and lender and the other lender party thereto (filed August 23, 2019 as Exhibit 10.1 to our Current Report on Form 8-K and incorporated herein by reference). 55                                                                                                                                   21.1   23.1   31.1   31.2   32.1    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.++   101.INS Inline XBRL Instance Document – the instance document does not appear in the Interactive Data File because its XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document.+   101.SCH   Inline XBRL Taxonomy Extension Schema Document+   101.CAL   Inline XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document+   101.DEF   Inline XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document+   101.LAB   Inline XBRL Taxonomy Extension Label Linkbase Document+   101.PRE   Inline XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document+   104   Cover Page Interactive Data File (formatted as inline XBRL with applicable taxonomy extension information contained in Exhibits 101). * + ++ Management Contract or Compensatory Plan identified as required by Item 15(a)(3) of Form 10-K. Filed herewith. Furnished herewith. Item 16. Form 10-K Summary None. 56                                                                                           INDEX TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS Report of Independent Registered Public Accounting Firm Consolidated Financial Statements: Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2020 and 2019 Consolidated Statements of Operations for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss) for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Changes in Stockholders’ Equity for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 Notes to Consolidated Financial Statements    Page F-2 F-4 F-5 F-6 F-7 F-8 F-9 F-1                                              Report 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, 2020 and 2019, and the related consolidated statements of operations, of comprehensive income (loss), of changes in stockholders’ equity and of cash flows for each of the three years in the period ended December 31, 2020, including the related notes and schedule of valuation and qualifying accounts for each of the three years in the period  ended  December  31,  2020  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,  2020,  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,  2020  and  2019,  and  the  results  of  its  operations  and  its  cash  flows  for  each  of  the  three  years  in  the  period  ended  December  31,  2020  in  conformity  with 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, 2020, based on criteria established in Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the COSO. Change in Accounting Principle As discussed in Note 1 to the consolidated financial statements, the Company changed the manner in which it accounts for leases in 2019. 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  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audits  to  obtain  reasonable assurance  about  whether  the  consolidated  financial  statements  are  free  of  material  misstatement,  whether  due  to  error  or  fraud,  and  whether  effective  internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our  audits  of  the  consolidated  financial  statements  included  performing  procedures  to  assess  the  risks  of  material  misstatement  of  the  consolidated  financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. Our audit of internal control over financial reporting  included  obtaining  an  understanding  of  internal  control  over  financial  reporting,  assessing  the  risk  that  a  material  weakness  exists,  and  testing  and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk. Our audits also included performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinions. 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. F-2       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. Critical Audit Matters The critical audit matter communicated below is a matter arising from the current period audit of the consolidated financial statements that was communicated or required to be communicated to the audit committee and that (i) relates to accounts or disclosures that are material to the consolidated financial statements and (ii) involved our especially challenging, subjective, or complex judgments. The communication of critical audit matters does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matter below, providing a separate opinion on the critical audit matter or on the accounts or disclosures to which it relates. Long-lived Assets and Intangible Assets Recoverability Test—Asset Groupings in the Contract Drilling, Pressure Pumping, and Directional Drilling Operating Segments as of March 31, 2020 As described in Notes 6 and 7 to the consolidated financial statements, the Company’s consolidated net property and equipment and consolidated intangible assets balance were $2,761 million and $30 million, respectively, most of which relates to the Contract Drilling and Pressure Pumping asset groupings as of December 31, 2020.  Management reviews its long-lived assets, including property and equipment and intangibles, for impairment whenever events or changes in circumstances indicate that their carrying amounts of certain asset groupings may not be recovered over their estimated remaining useful lives. As a result of triggering events for the quarter ended March 31, 2020, management deemed it necessary to assess the recoverability of its contract drilling, pressure pumping, and directional drilling asset groups as of March 31, 2020. Management performed an analysis to assess the recoverability of the asset groups within its contract drilling, pressure pumping and directional drilling operating segments as of March 31, 2020. With respect to these asset groups, future cash flows were estimated over the expected remaining life  of  the  assets,  and  management  determined  that,  on  an  undiscounted  basis,  expected  cash  flows  exceeded  the  carrying  value  of  the  asset  groups,  and  no impairment  was  indicated.  For  the  assessment  performed  in  2020,  the  expected  cash  flows  for  the  Company’s  asset  groups  included  revenue  growth  rates  and operating expense growth rates.   The principal considerations for our determination that performing procedures relating to the Long-lived Assets and Intangible Assets Recoverability Test – Asset Groupings  in  the  Contract  Drilling,  Pressure  Pumping,  and  Directional  Drilling  Operating  Segments  as  of  March  31,  2020  is  a  critical  audit  matter  are  the significant  judgment  by  management  in  estimating  the  future  undiscounted  cash  flows  of  the  asset  groupings  which,  in  turn,  led  to  a  high  degree  of  auditor judgment,  subjectivity  and  effort  in  performing  procedures  and  evaluating  audit  evidence  obtained  related  to  the  significant  assumptions  in  management’s  cash flow projections related to revenue growth rates for all three asset groupings and operating expense growth rates for the directional drilling asset grouping. Addressing the matter involved performing procedures and evaluating audit evidence in connection with forming our overall opinion on the consolidated financial statements.  These  procedures  included  testing  the  effectiveness  of  controls  relating  to  management’s  long-lived  assets  and  intangible  assets  recoverability  test, including  controls  over  the  estimation  of  the  undiscounted  future  cash  flows  of  the  Company’s  asset  groupings.  These  procedures  also  included,  among  others, evaluating the appropriateness of the method, testing the completeness, accuracy, and relevance of the underlying data used in the cash flows, and evaluating the reasonableness of significant assumptions used by management in developing their estimate of undiscounted future cash flows including revenue growth rates and operating expense growth rates.  Evaluating management’s significant assumptions related to the revenue growth rates for all three asset groupings and  operating expense  growth  rates  for  the  directional  drilling  asset  grouping,  involved  evaluating  whether  the  significant  assumptions  used  by  management  were  reasonable considering the current and past performance of the asset groupings and considered whether they were consistent with evidence obtained in other areas of the audit. /s/ PricewaterhouseCoopers LLP Houston, Texas February 9, 2021 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 credit losses of $10,842 and $6,516 at    December 31, 2020 and 2019, respectively Federal and state income taxes receivable Inventory Other Total current assets Property and equipment, net Right of use asset Goodwill and intangible assets Deposits on equipment purchases Other Total assets LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY Current liabilities: Accounts payable Federal and state income taxes payable Accrued liabilities Lease liability Total current liabilities Long-term lease liability Long-term debt, net of debt discount and issuance costs of $7,271 and $8,460 at    December 31, 2020 and 2019, respectively Deferred tax liabilities, net Other Total liabilities Commitments and contingencies (see Note 10) Stockholders’ equity: Preferred stock, par value $0.01; authorized 1,000,000 shares, no shares issued Common stock, par value $0.01; authorized 400,000,000 shares with 271,028,688    and 269,372,257 issued and 187,626,366 and 192,035,870 outstanding at    December 31, 2020 and 2019, respectively Additional paid-in capital Retained earnings Accumulated other comprehensive income Treasury stock, at cost, 83,402,322 shares and 77,336,387 shares at    December 31, 2020 and 2019, respectively Total stockholders’ equity Total liabilities and stockholders’ equity December 31, 2020 2019 (In thousands, except share data)   $ 224,915    $ 174,185  160,214    4,428    33,085    55,314    477,956    2,761,041    16,850    30,087    1,716    11,419    3,299,069    $ 91,622    $ —    175,004    7,096    273,722    19,118    901,484    77,676    11,010    1,283,010    339,699  6,397  36,357  75,177  631,815  3,306,677  31,275  444,004  8,066  17,778  4,439,615  170,475  342  219,850  9,935  400,602  26,644  966,540  202,959  9,250  1,605,995  —    —  2,710    2,902,236    472,014    5,412    (1,366,313)   2,016,059    3,299,069    $ 2,694  2,875,680  1,294,902  5,478  (1,345,134) 2,833,620  4,439,615   $   $   $ The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-4                                                                                                                                                                                                                                             PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS 2020 Year Ended December 31, 2019 (In thousands, except per share data) 2018 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 Credit loss expense Merger and integration expenses Restructuring expenses Other operating expenses (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 loss Net loss per common share: Basic Diluted Weighted average number of common shares outstanding: Basic Diluted   $ 669,126    $ 336,111    73,356    45,656    1,124,249    1,308,350    $ 868,694    188,786    104,855    2,470,685    380,822    310,261    69,050    41,790    670,910    395,060    97,611    5,606    —    38,338    7,059    2,016,507    (892,258)   1,254    (40,770)   756    (38,760)   785,355    724,788    178,645    84,909    1,003,873    17,800    133,513    5,683    —    —    (2,305)   2,932,261    (461,576)   6,013    (75,204)   389    (68,802)   1,430,492  1,573,396  209,275  113,834  3,326,997  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) (931,018)   (530,378)   (367,408) (127,326)   (104,675)   (45,987)   $ (803,692)   $ (425,703)   $ (321,421)   $   $ (4.27)   $ (4.27)   $ (2.10)   $ (2.10)   $ (1.47) (1.47) 188,013    188,013    203,039    203,039    218,643  218,643 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 loss Other comprehensive income (loss), net of taxes of $0 for 2020, $0    for 2019 and $0 for 2018: Foreign currency translation adjustment Total comprehensive income (loss) 2020 Year Ended December 31, 2019 (In thousands) 2018   $ (803,692)   $ (425,703)   $ (321,421) (66)     $ (803,758)   $ 2,991    (422,712)   $ (4,335) (325,756) The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. F-6                                                Balance, December 31, 2017 Net loss Foreign currency translation adjustment Restricted stock issued for acquisition 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, 2018 Net loss Foreign currency translation adjustment 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, 2019 Net loss Foreign currency translation adjustment Issuance of restricted stock Vesting of restricted stock units Stock-based compensation Payment of cash dividends Dividend equivalents Purchase of treasury stock Balance, December 31, 2020 PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN STOCKHOLDERS’ EQUITY Common Stock   Additional Number of Shares Amount Paid-in Capital   Accumulated Other   Comprehensive   Income (Loss) Retained Earnings (In thousands) 266,259    $ —    —    192    381    452    (8)   40    —    —    —    —    267,316    $ —    —    185    1,173    (2)   700    —    —    —    —    269,372    $ —    —    333    1,324    —    —    —    —    —    —    2    4    5    —    —    —    —    —    —    (321,421)   —    —    —    —    —    —    —    (30,589)   (330)   —    2,662    $ 2,785,823    $ 2,105,897    $ —    —    2,930    (4)   (5)   —    485    37,925    —    —    —    2,673    $ 2,827,154    $ 1,753,557    $ —    —    (2)   (12)   —    9,212    39,328    —    —    —    2,694    $ 2,875,680    $ 1,294,902    $ —    —    (3)   (13)   26,572    —    —    —    (425,703)   —    —    —    —    —    —    (32,428)   (524)   —    (803,692)   —    —    —    —    (18,862)   (334)   —    —    —    2    12    —  7  —    —    —    —    —    —    3    13    —    —    —    —    Treasury Stock (918,711)   $ —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    (161,737)   6,822    $ —    (4,335)   —    —    —    —    —    —    —    —    —    2,487    $ (1,080,448)   $ —    2,991    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    (264,686)   5,478    $ (1,345,134)   $ —    (66)   —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    —    (21,179)   Total 3,982,493  (321,421) (4,335) 2,932  —  —  —  485  37,925  (30,589) (330) (161,737) 3,505,423  (425,703) 2,991  —  —  —  9,219  39,328  (32,428) (524) (264,686) 2,833,620  (803,692) (66) —  —  26,572  (18,862) (334) (21,179) 2,016,059 271,029    $ 2,710    $ 2,902,236    $ 472,014    $ 5,412    $ (1,366,313)   $ 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 loss Adjustments to reconcile net 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 Net gain on insurance reimbursement Write-down of capacity reservation contract Credit loss expense Restructuring expenses, non-cash (Gain) loss on early debt extinguishment 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 liabilities 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 and insurance claims Collection of note receivable Other Net cash used in investing activities Cash flows from financing activities: 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 $431 in 2020, $732 in 2019 and $1,435 in 2018 Income taxes Non-cash investing and financing activities: Receivable from property and equipment insurance Net increase (decrease) in payables for purchases of property and equipment Issuance of common stock for business acquisitions Net decrease in deposits on equipment purchases Cashless exercise of stock options 2020 Year Ended December 31, 2019 (In thousands) 2018   $ (803,692)   $ (425,703)   $ (321,421) 670,910    395,060    1,285    (125,283)   26,572    (3,079)   (4,172)   9,207    5,606    25,067    (3,596)   912    173,862    1,635    27,192    (48,602)   (59,240)   (10,786)   278,858    —    (145,481)   20,929    —    (424)   (124,976)   (21,179)   (18,862)   —    (62,525)   —    —    (584)   —    (103,150)   (2)   50,730    174,185    224,915    $ 1,003,873    17,800    109    (103,202)   39,328    (13,904)   —    12,673    5,683    —    24,023    937    213,588    (3,353)   29,394    (77,686)   (18,218)   (9,139)   696,203    (13)   (347,512)   45,761    —    —    (301,764)   (255,467)   (32,428)   496,969    (673,443)   —    —    (852)   —    (465,221)   (62)   (70,844)   245,029    174,185    $ (43,368)   $ 3,709    (76,870)   $ (1,452)   —    $ —    $ (30,241)   —    6,350    —    (40,857)   —    3,974    9,219    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  (41,184) 3,172  15,000  36,241  2,932  4,311  —   $   $   $ 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 “we,” “us,” “our,” “ours” and like terms),  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.  Our  contract  drilling  business  operates  in  the  continental  United  States.  Our  pressure  pumping business operates primarily in Texas and the Appalachian region. 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 service equipment for drilling contractors, and we 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. In the second quarter of 2020, we closed our Canadian drilling operations in response to our longer-term outlook for the western Canadian market. As a result of the closure, we recorded an impairment of $8.3 million. 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, we have no controlling financial interests in any other entity which  would  require  consolidation.  As  used  in  these  notes,  “we,”  “us,”  “our,”  “ours”  and  like  terms  refer  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  our  operations  except  for  our  Canadian  operations,  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 our contract drilling, pressure pumping, directional drilling, oilfield rentals, equipment servicing and electrical control and  automation  activities  are  recognized  as  services  are  performed.  All  of  the  wells  we  drilled  in  2020,  2019  and  2018  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 we are required to remit to local or state governmental taxing authorities. Reimbursements for the purchase of supplies, equipment, personnel services, shipping and other services that are provided at the request of our customers are recorded as revenue when incurred. The related costs are recorded as operating expenses when incurred. 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. See Note 3 for additional information. Leases — We enter operating leases for operating locations, corporate offices and certain operating equipment. As of December 31, 2020, we did not have any finance leases.  On January 1, 2019, we adopted the new lease guidance under Topic 842, Leases, using the modified retrospective approach to each lease that existed at the date of initial application as well as leases entered into after that date. We have elected to report all leases at the beginning of the period of adoption and not restate our comparative periods. This standard does not apply to leases to explore for or use minerals, oil, natural gas and similar non-regenerative resources, including the intangible  right  to  explore  for  those  natural  resources  and  rights  to  use  the  land  in  which  those  natural  resources  are  contained.  See  Note  13  for  additional information.   F-9         Accounts receivable — Trade accounts receivable are recorded at the invoiced amount. The allowance for credit losses represents our estimate of the amount of probable  credit  losses  existing  in  our  accounts  receivable.  We  review  the  adequacy  of  our  allowance  for  credit  losses  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 uncollectible, are charged against the allowance. Inventories — Inventories consist primarily of sand and other products to be used in conjunction with our pressure pumping activities and materials used in our directional  drilling  and  equipment  servicing  business.  Such  inventories  are  stated  at  the  lower  of  cost  or  market,  with  cost  determined  using  the  average  cost method. Other current assets — Other current assets includes reimbursement from our workers compensation insurance carrier for claims in excess of our deductible in the amount of $36.1 million and $39.0 million at December 31, 2020 and 2019, 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.  We  review  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,  we  consider  the  well  costs  to  be  impaired  and recognize  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. F-10               We review our 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 our 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).  We  review  unproved  oil  and  natural  gas properties  quarterly  to  assess  potential  impairment.  Our 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. Impairment expense related to oil and natural gas properties of approximately $11.2 million, $2.2 million and $1.0 million was recorded for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018, respectively. Goodwill — Goodwill is considered to have an indefinite useful economic life and is not amortized. We assess impairment of 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. Our policy is to account for interest and penalties with respect to income taxes as operating expenses. Stock-based compensation — We recognize 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 12). 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 Adopted 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. We adopted  this  new  revenue  guidance  effective  January  1,  2018,  utilizing  the  modified  retrospective  method,  and  expanded  our  consolidated  financial  statement disclosures in order to comply with the update (See Note 3). The adoption of this update did not have a material impact on our consolidated financial statements. In February 2016, the FASB issued an accounting standards update to provide guidance for the accounting for leasing transactions. The standard requires the lessee to recognize a lease liability along with a right-of-use asset for all leases with a term longer than one year. A lessee is permitted to make an accounting policy election 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 we are the lessor. We adopted this new leasing guidance effective January 1, 2019 and expanded our consolidated financial statement disclosures in order to comply with the update (See Note 13). The adoption of this standard resulted in the recording of operating lease right-of-use assets of approximately $31.0 million and operating lease liabilities of approximately $35.8 million as of January 1, 2019. 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 in fiscal years beginning after December 15, 2017. The adoption of this update on January 1, 2018 did not have a material impact on our 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 our 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  “H.R.1,”  also  known  as  the  “Tax  Cuts  and  Jobs Act” (“U.S. Tax Reform”). The adoption of this update in March 2018 did not have a material impact on our consolidated financial statements, as we were already following the SEC guidance (See Note 14). In  June  2016,  the  FASB  issued  an  accounting  standards  update  on  measurement  of  credit  losses  on  financial  instruments.  The  new  guidance  requires  us  to measure  all  expected  credit  losses  for  financial  instruments  held  at  the  reporting  date  based  on  historical  experience,  current  conditions  and  reasonable  and supportable  forecasts.  The  new  standard  is  effective  for  fiscal  years  beginning  after  December  15,  2019,  including  all  interim  periods  within  those  years.  We adopted ASU 2016-13 as of January 1, 2020. The adoption F-11     of this guidance and recognition of a loss allowance at an amount equal to expected credit losses for accounts receivable was not material and did not result in a transition adjustment to retained earnings. For more information regarding credit losses, see Note 4. 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 capitalized implementation costs of a hosting arrangement that is a service contract will be expensed over the term of the hosting arrangement. We adopted this new guidance on January 1, 2020 prospectively with respect to all implementation costs incurred after the date of adoption. There was no material impact on our consolidated financial statements. In  August  2018,  the  FASB  issued  an  accounting  standards  update  to  eliminate  certain  disclosure  requirements  for  fair  value  measurements  for  all  entities, require public entities to disclose certain new information and modify certain disclosure requirements. The FASB developed the amendments to Topic 820 as part of its broader disclosure framework project, which aims to improve the effectiveness of disclosures in the notes to financial statements by focusing on requirements that clearly communicate the most important information to users of the financial statements. We adopted this new guidance on January 1, 2020 and there was no material impact on our consolidated financial statements. Recently Issued Accounting Standards — In December 2019, the FASB issued an accounting standards update to simplify the accounting for income taxes. The amendments in the update are effective for public business entities for fiscal years beginning after December 15, 2020, with early adoption permitted. We adopted this new guidance on January 1, 2021, and we do not expect this new guidance will have a material impact on our consolidated financial statements. In  March  2020,  the  FASB  issued  an  accounting  standards  update  to  provide  temporary  optional  expedients  that  simplify  the  accounting  for  contract modifications to existing debt agreements expected to arise from the market transition from LIBOR to alternative reference rates. The amendments in the update are effective as of March 12, 2020 through December 31, 2022 and may be applied to contract modifications from the beginning of an interim period that includes or  is  subsequent  to  March  12,  2020.  We  plan  to  adopt  this  standard  when  LIBOR  is  discontinued  and  are  currently  evaluating  the  impact  of  adoption  on  our consolidated financial statements. During  the  third  quarter  of  2019,  we  identified  and  recorded  out-of-period  adjustments  primarily  related  to  the  accounting  for  inventory  in  our  directional drilling segment. We concluded that these adjustments were not material to the consolidated financial statements for any of the current or prior periods presented. The net adjustment is reflected as a $6.6 million increase to “Loss before income taxes” in the consolidated statements of operations for the year ended December 31, 2019. 2. Acquisitions Current Power Solutions, Inc. (“Current Power”) During  October  2018,  we  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 our consolidated financial statements. Superior QC, LLC (“Superior QC”) During  February  2018,  we  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  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. This acquisition was not material to our consolidated financial statements. 3. Revenues ASC Topic 606 Revenue from Contracts with Customers 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 on or after January 1, 2018 are presented under Topic 606. Our  contracts  with  customers  include  both  long-term  and  short-term  contracts.  Services  that  primarily  generate  revenue  earned  for  us  include  the  operating business segments of contract drilling, pressure pumping and directional drilling which comprise our reportable segments. We also derive revenues from our other operations,  which  include  our  operating  business  segments  of  oilfield  rentals,  equipment  servicing,  electrical  controls  and  automation,  and  oil  and  natural  gas working interests. For more information on our business segments, see Note 17. F-12       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, we are 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 we expect to be entitled in exchange for transferring promised goods or services to a customer, based  on  terms  of  our  contracts  with  our  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 us 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, we recognize 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, we will evaluate our 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. We are a non-operating, working interest owner of oil and natural gas properties primarily located in Texas and New Mexico. The ownership terms are outlined in joint operating agreements for each well between the operator of the well and the various interest owners, including us, who are considered non-operators of the well. We receive revenue each period for our 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 our customers are recorded as revenue when incurred. The related costs are recorded as operating expenses when incurred. Operating Lease Revenue – Lease income from equipment that we lease to others is recognized on a straight-line basis over the lease term.   Our disaggregated revenue recognized from contracts with customers is included in Note 17. Accounts Receivable and Contract Liabilities Accounts receivable is our right to consideration once it becomes unconditional. Payment terms typically range from 30 to 60 days. Accounts receivable balances were $158 million and $336 million as of December 31, 2020 and 2019, respectively.  These balances do not include amounts related to our 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. We do not have any significant contract asset balances. 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, 2020 and 2019, approximately $0.1 million and $1.0 million, respectively, was amortized and recorded in drilling revenue. Total contract liability balances were $0.6 million and $2.7 million as of December 31, 2020 and December 31, 2019, respectively. Contract liability balances are included in “Accounts payable” and “Accrued liabilities” in the consolidated balance sheets. F-13   Contract Costs Costs  incurred  for  newly  constructed  rigs  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 We have 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. • We  do  not  disclose  information  about  the  transaction  price  allocated  to  remaining  performance  obligations  and  when  revenue  will  be  recognized because we recognize revenue equal to what we have the right to invoice when that amount corresponds directly with the value to the customer of the entity’s performance to date. • Costs of obtaining a contract: An entity can immediately expense costs of obtaining a contract if they would be amortized within a year. 4. Credit Losses ASC Topic 326 Current Expected Credit Losses (CECL) On January 1, 2020, we adopted ASU 2016-13 Financial Instruments – Credit Losses (Topic 326) Measurement of Credit Losses on Financial Instruments, which  introduces  a  new  model  to  measure  all  expected  credit  losses  for  financial  instruments  held  at  the  reporting  date  based  on  historical  experience,  current conditions and reasonable and supportable forecasts. Our customers are primarily oil and natural gas exploration and production companies, which are collectively exposed  to  oil  and  natural  gas  commodity  price  risk.  Our  customers  require  services  from  us  at  various  stages  of  the  exploration  and  production  process. Accordingly, we have aggregated our trade receivables by segment. Any customers that have experienced a deterioration in credit quality are removed from the pool and evaluated individually. We utilized an accounts receivable aging schedule and historical credit loss information to estimate expected credit losses. Due to the significant decline in crude oil prices during the quarter ended March 31, 2020 and its related impact to our customers, we increased our historical credit loss rates used to determine our March 31, 2020 allowance for credit losses in the first quarter of 2020. We continued to monitor and evaluate our expected credit losses using these increased credit loss rates throughout the remainder of 2020. The  adoption  of  the  new  accounting  standard  did  not  have  a  material  impact  on  our  consolidated  financial  statements  and  did  not  result  in  a  transition adjustment to retained earnings. The allowance for credit losses related to accounts receivable as of December 31, 2020, and changes for the quarters ended March 31, June 30, September 30 and December 31, 2020 are as follows (in thousands): Balance at December 31, 2019 Provision for expected credit losses Balance at March 31, 2020 Provision for expected credit losses Balance at June 30, 2020 Write-offs Balance at September 30, 2020 Write-offs Balance at December 31, 2020 F-14 $   $ 6,516  1,055  7,571  4,551  12,122  (1,126) 10,996  (154) 10,842                                                   5. Inventory Inventory consisted of the following at December 31, 2020 and 2019 (in thousands): Finished goods Work-in-process Raw materials and supplies Inventory 6. Property and Equipment Property and equipment consisted of the following at December 31, 2020 and 2019 (in thousands): Equipment Oil and natural gas properties Buildings Land Total property and equipment Less accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment Property and equipment, net   $   $   $   $ 2020 2019 600  802  31,683  33,085   $  $ 105  1,229  35,023  36,357 2020 2019 7,647,451  222,738  193,503  25,781  8,089,473  (5,328,432) 2,761,041   $  $ 8,114,326  226,646  184,700  25,747  8,551,419  (5,244,742) 3,306,677 Depreciation, depletion, amortization and impairment — The following table summarizes depreciation, depletion, amortization and impairment expense related to property and equipment, intangible assets and liabilities for 2020, 2019 and 2018 (in thousands): Depreciation and impairment expense Amortization expense Depletion expense Total   $   $ 2020 2019 2018 644,943  19,281  6,686  670,910   $  $ 974,206  17,722  11,945  1,003,873   $  $ 887,155  18,197  10,966  916,318 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 inactive rigs 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. In the second quarter of 2020, we recorded an impairment of $8.3 million related to the closing of our Canadian drilling operations. In 2019, we identified 36 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 believed the 36 rigs that were retired had limited commercial opportunity. We recorded a $173 million charge related to this retirement. In 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 believed the 42 rigs that were retired had limited commercial opportunity. We recorded a $48.4 million charge related to this retirement. We also periodically evaluate our pressure pumping assets for marketability based on the condition of inactive equipment, expenditures that would be necessary to bring the equipment to working condition and the expected demand. The components of equipment that will no longer be marketed are evaluated, and those components  with  continuing  utility  will  be  used  as  parts  to  support  active  equipment.  The  remaining  components  of  this  equipment  are  retired.  In  2019,  we recorded a charge of $20.5 million for the write-down of pressure pumping equipment compared to a $17.4 million write-down of pressure pumping equipment in 2018. There was no similar charge in 2020. We  also  periodically  evaluate  our  directional  drilling  assets.  During  2019,  we  recorded  a  charge  of  $8.4  million  for  the  write-down  of  directional  drilling equipment. There was no similar charge in 2020 or 2018. 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. F-15                                                                                                  2020 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and commodity prices in the first quarter of 2020, we lowered our expectations with respect to future  activity  levels  in  certain  of  our  operating  segments.  We  deemed  it  necessary  to  assess  the  recoverability  of  our  contract  drilling,  pressure  pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups as of March 31, 2020. 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 as of March 31, 2020. 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  drilling  and  oilfield  rentals  operating  segments  by values  of  the  asset approximately 15%, 22%, 3% and 9%, respectively.  groups  within  the  contract  pressure  pumping,  directional  drilling, For  the  assessment  performed  in  the  first  quarter  of  2020,  the  expected  cash  flows  for  our  asset  groups  included  revenue  and  operating  expense  growth rates. 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 second half of 2019 and the first quarter of 2020 and would begin to recover in 2022 in response to improved oil prices. While we believed these assumptions with respect to future oil pricing were reasonable, actual future prices and activity levels may vary significantly from the ones that were assumed. The timeframe over which oil prices and activity levels may recover is highly uncertain.  All of these factors are beyond our control. If the lower oil price environment experienced in 2020 were to last into late 2022 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 charges could be material. After the assessment we performed in the first quarter of 2020, we concluded that no triggering events occurred during the periods thereafter through December 31,  2020  with  respect  to  our  asset  groups  based  on  our  recent  results  of  operations,  management’s  expectations  of  operating  results  in  future  periods  and  the prevailing commodity prices at the time. 2019 Triggering Event Assessment Due to the decline  in the market  price of our common stock and commodity prices, our results of operations for the quarter ended September 30, 2019 and management’s  expectations  of  operating  results  in  future  periods,  we  lowered  our  expectations  with  respect  to  future  activity  levels  in  certain  of  our  operating segments. We deemed it necessary to assess the recoverability of our contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups as of September 30, 2019. 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 as of September 30, 2019. 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 35%, 54%, 23% and 7%, respectively. For the assessment performed in 2019, the expected cash flows for our asset groups included revenue and operating expense growth rates. 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 2019 and would begin to recover in late 2020 or 2021 in response to improved oil prices.  We concluded that no triggering events occurred during the quarter ended December 31, 2019 with respect to our asset groups based on our recent results of operations, management’s expectations of operating results in future periods and the prevailing commodity prices at the time. 2018 Triggering Event Assessment 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 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 as of December 31, 2018. 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. F-16       For the assessment performed in 2018, the expected cash flows for our asset groups included revenue and operating expense growth rates. 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 and activity levels. 7. Goodwill and Intangible Assets Goodwill — Goodwill by operating segment as of December 31, 2020 and 2019 and changes for the years then ended are as follows (in thousands): Balance, December 31, 2018 Measurement period adjustment Impairment Balance, December 31, 2019 Impairment Balance, December 31, 2020 Contract Drilling Other Operations Total   $   $   $ 395,060  —  —  395,060  (395,060) —   $  $  $  $ 15,696  2,104  (17,800) —  —  —   $  $  $ 410,756  2,104  (17,800) 395,060  (395,060) — The change to goodwill in Other Operations in 2019 was primarily a result of a measurement period adjustment related to accrued liabilities, which resulted in a $2.1 million increase from the original purchase price allocation assessed with the Current Power acquisition. 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.  Our  reporting  units  for  impairment  testing  are  our operating  segments.  We  determine  whether  it  is  more  likely  than  not  that  the  fair  value  of  a  reporting  unit  is  less  than  its  carrying  value  after  considering qualitative, market and other factors, and if this is the case, any necessary goodwill impairment is determined using a quantitative impairment test. From time to time, we may perform quantitative testing for goodwill impairment in lieu of performing the qualitative assessment. If the resulting fair value of goodwill is less than the carrying value of goodwill, an impairment loss would be recognized for the amount of the shortfall. 2020 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and commodity prices in the first quarter of 2020, we lowered our expectations with respect to future  activity  levels  in  our  contract  drilling  reporting  unit.  We  performed  a  quantitative  impairment  assessment  of  our  goodwill  as  of  March  31,  2020.  In completing the assessment, the fair value of our contract drilling operating segment was estimated using the income approach. The estimate of fair value required the  use  of  significant  unobservable  inputs,  representative  of  a  Level  3  fair  value  measurement.  The  assumptions  included  discount  rates,  revenue  growth  rates, operating expense growth rates, and terminal growth rates. Based on the results of the goodwill impairment test as of March 31, 2020, impairment was indicated in our contract drilling reporting unit. We recognized an impairment charge of $395 million in the quarter ended March 31, 2020 associated with the impairment of all of the goodwill in our contract drilling reporting unit. We had no remaining goodwill balance as of December 31, 2020. 2019 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and recent commodity prices, our results of operations for the quarter ended September 30, 2019 and  our  expectations  of  operating  results  in  future  periods,  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  September  30, 2019. In  completing  the assessment,  the  fair  value  of  each reporting  unit  was  estimated  using  the  income  approach.  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 assumptions included discount rates, revenue growth rates, operating expense growth rates, and terminal growth rates. F-17                                                      Based on the results of the goodwill impairment test as of September 30, 2019, the fair value of the contract drilling reporting unit exceeded its carrying value by  approximately  13%  and  we  concluded  that  no  impairment  was  indicated  in  our  contract  drilling  reporting  unit;  however,  impairment  was  indicated  in  our oilfield  rentals  and  electrical  controls  and  automation  reporting  units  included  in  the  other  operations  segment.  We  recognized  an  impairment  charge  of $17.8 million in 2019 associated with the impairment of all of the goodwill in our oilfield rentals and electrical controls and automation reporting units. In connection with our annual goodwill impairment assessment as of December 31, 2019, 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 2019 operating results and forecasted operating results for the succeeding year. We also considered our overall market capitalization at December 31, 2019. 2018 Triggering Event Assessment 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 approach. 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  assumptions  included  discount  rates,  revenue growth rates, operating expense growth rates, and terminal 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. Intangible Assets — In 2018, intangible assets were recorded in our directional  drilling  operating segment  with the acquisition  of Superior QC and in other operations with the acquisition of Current Power. See Note 2 for additional information. Additionally, intangible assets were recorded in our directional drilling operating segment with the acquisition of MS Directional in 2017. Our intangible assets were recorded at fair value on the date of acquisition and are amortized on a straight-line basis. We have not incurred any costs to renew or extend the term of acquired intangible assets since the acquisition in 2018. The following table identifies the segment and weighted average useful life of each of our intangible assets: Customer relationships Customer relationships Developed technology Internal use software 2020 Triggering Event Assessment Segment Directional drilling Other operations Directional drilling Directional drilling Weighted Average Useful Life (in years) 3.00 7.00 5.89 5.00 Due to the decline in the market price of our common stock and commodity prices in the first quarter of 2020, we lowered our expectations with respect to future  activity  levels  in  certain  of  our  operating  segments.  We  deemed  it  necessary  to  assess  the  recoverability  of  our  contract  drilling,  pressure  pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups as of March 31, 2020. The assessments of recoverability of the asset groups included the respective intangible assets, and no impairment was indicated. See Note 6 for additional information. After the assessment we performed in the first quarter of 2020, we concluded that no triggering events necessitating an impairment assessment of the intangible assets occurred throughout the remainder of 2020. 2019 Triggering Event Assessment Due to the decline in the market price of our common stock and commodity prices in 2019, our results of operations for the quarter ended September 30, 2019 and  our  expectations  of  operating  results  in  future  periods,  we  lowered  our  expectations  with  respect  to  future  activity  levels  in  certain  of  our  operating segments. We deemed it necessary to assess the recoverability of our contract drilling, pressure pumping, directional drilling and oilfield rentals asset groups as of September 30, 2019. The assessments of recoverability of the asset groups included the respective intangible assets, and no impairment was indicated. See Note 6 for additional information. F-18                                                 We concluded that no triggering events necessitating an impairment assessment of the intangible assets had occurred during the quarter ended December 31, 2019. 2018 Triggering Event Assessment 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 activity levels in certain of our operating segments. We deemed it necessary to assess the recoverability of our contract drilling, pressure pumping, directional  drilling  and  oilfield  rentals  asset  groups  as  of  December  31,  2018.  The  assessments  of  recoverability  of  the  asset  groups  included  the  respective intangible assets, and no impairment was indicated. See Note 6 for additional information. The gross carrying amount and accumulated amortization of intangible assets as of December 31, 2020 and 2019 are as follows (in thousands): Customer relationships Developed technology Internal use software Gross Carrying Amount   $   $ 28,000  55,772  906  84,678   $ 2020 Accumulated Amortization  $ Net Carrying Amount Gross Carrying Amount Net Carrying Amount (26,757)  $ (27,515)    (319)    (54,591)  $ 1,243  28,257  587  30,087   $  $ 28,000  55,772  482  84,254   $ (19,710)  $ (15,386)    (214)    (35,310)  $ 8,290  40,386  268  48,944 2019 Accumulated Amortization  $ Amortization  expense  on intangible  assets  of approximately  $19.3 million,  $17.9 million  and $18.3 million  was recorded  for the  years  ended December  31, 2020, 2019 and 2018, respectively. The remaining amortization expense associated with finite-lived intangible assets is expected to be as follows (in thousands): Year ending December 31, 2021 2022 2023 2024 2025 Thereafter Total 8. Accrued Liabilities Accrued expenses consisted of the following at December 31, 2020 and 2019 (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 restructuring expenses Other Accrued liabilities 9. Long-Term Debt $ $ 2020 2019   $   $ 37,627  70,847  10,666  8,462  11,325  14,310  21,767  175,004   $  $ 12,568  12,546  1,119  1,119  1,068  1,667  30,087 57,615  81,112  22,404  9,218  12,021  —  37,480  219,850 2019 Term Loan Agreement — On August 22, 2019, we entered into a term loan agreement (“Term Loan Agreement”) among us, as borrower, Wells Fargo Bank, National Association, as administrative agent and lender and the other lender party thereto.  F-19                                                                                                                                 The Term Loan Agreement is a committed senior unsecured term loan facility that permitted a single borrowing of up to $150 million initially, which we drew in full on September 23, 2019. Subject to customary conditions, we may request that the lenders’ aggregate commitments be increased by up to $75 million, not to exceed total commitments of $225 million. We repaid $50 million of the borrowings under the Term Loan Agreement on December 16, 2019, and an additional $50 million on December 24, 2020. As of December 31, 2020, we had $50 million in borrowings remaining under the Term Loan Agreement at a LIBOR-based interest rate of 1.52%. The maturity date under the Term Loan Agreement is June 10, 2022. Loans under the Term Loan Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or base rate. The applicable margin on LIBOR rate loans varies from 1.00% to 1.375%, and the applicable margin on base rate loans varies from 0.00% to 0.375%, in each case determined based upon our credit rating. As of December 31, 2020, the applicable margin on LIBOR rate loans and base rate loans was 1.375% and 0.375%, respectively. The  Term  Loan  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 the ability of each of our subsidiaries to incur debt and grant liens. If our credit rating is below investment grade at both Moody’s and S&P, 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 Term Loan Agreement) greater than or equal to 1.50 to 1.00 immediately before and immediately after  making  any  restricted  payment.  Restricted  payments  include,  among  other  things,  dividend  payments,  repurchases  of  our  common  stock,  distributions  to holders of our common stock or any other payment or other distribution to third parties on account of our or our subsidiaries’ equity interests. Our credit rating is currently investment grade at one of the two ratings agencies. The Term Loan Agreement requires mandatory prepayment in an amount equal to 100% of the net cash proceeds from the issuance of new senior indebtedness (other than certain permitted indebtedness) if our credit rating is below investment grade at both Moody’s and S&P. Our credit rating is currently investment grade at one of the two ratings agencies. The Term Loan Agreement also requires that our total debt to capitalization ratio, expressed as a percentage, not exceed 50%. The  Term  Loan  Agreement  generally  defines  the  total  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. We were in compliance with these covenants at December 31, 2020.  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 original maturity date under the Credit Agreement was March 27, 2023. On March 26, 2019, we entered into Amendment No. 1 to Amended and Restated Credit Agreement, which amended the Credit Agreement to, among other things, extend the maturity date under the Credit Agreement from March 27, 2023 to March 27, 2024. On March 27, 2020, we entered into Amendment No. 2 to Amended and Restated Credit Agreement (“Amendment No. 2”) to, among other things, extend the maturity date for $550 million of revolving credit commitments of certain lenders under the Credit Agreement from March 27, 2024 to March 27, 2025. We have the option, subject to certain conditions, to exercise an additional one-year extension of the maturity date. Loans under the Credit Agreement bear interest by reference, at our election, to the LIBOR rate or 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,  2020,  the  applicable  margin  on  LIBOR  rate  loans  was  1.75%  and  the  applicable  margin  on  base  rate  loans  was  0.75%.  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. F-20   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 the ability of each of our subsidiaries to incur debt and grant liens. If our credit rating is below investment grade at both Moody’s and S&P, 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. Restricted payments include, among other things, dividend payments, repurchases of our common stock, distributions to holders of our common stock or any other payment or other distribution to third parties on account of our or our subsidiaries’ equity interests. Our credit rating is currently investment grade at one of the two ratings agencies. 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 total 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. We  were  in compliance with these covenants at December 31, 2020.   As of December 31, 2020, we had no borrowings outstanding under our revolving credit facility. We had $0.1 million in letters of credit outstanding under the Credit Agreement at December 31, 2020 and, as a result, had available borrowing capacity of approximately $600 million at that date. 2015 Reimbursement Agreement — On March 16, 2015, we entered into a Reimbursement Agreement (the “Reimbursement Agreement”) with The Bank of Nova Scotia (“Scotiabank”), pursuant to which we may from time to time request that Scotiabank issue an unspecified amount of letters of credit. As of December 31, 2020, we had $60.7 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 by us 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 or 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,  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 Senior Notes and Series 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 bore interest at a rate of 4.97% per annum. On  September  25,  2019,  we  fully  prepaid  the  Series  A  Notes.  The  total  amount  of  the  prepayment,  including  the  applicable  “make-whole”  premium,  was approximately $308 million, which represents 100% of the principal and the “make-whole” premium to the prepayment date. 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 bore interest at a rate of 4.27% per annum. On December 16, 2019, we fully prepaid the Series B Notes.  The  total  amount  of  the  prepayment,  including  the  applicable  “make-whole”  premium,  was  approximately  $315  million,  which  represents  100%  of  the principal and the “make-whole” premium to the prepayment date.  Primarily as a result of the “make-whole” premiums, we incurred an $8.2 million loss on early extinguishment of the Series A Notes in the three months ended September 30, 2019, and a $15.8 million loss on early extinguishment of the Series B Notes in the three months ended December 31, 2019, which were included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations. F-21   2028 Senior Notes and 2029 Senior Notes  — On January  19, 2018,  we completed  an offering of $525 million  in 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. On November 15, 2019, we completed an offering of $350 million in aggregate principal amount of  our 5.15%  Senior  Notes  due  2029  (the  “2029  Notes”). The  net  proceeds  before  offering  expenses  were  approximately  $347 million. We used  a  portion  of  the  net proceeds from the offering to prepay our Series B Notes. The remaining net proceeds and available cash on hand was used to repay $50 million of the borrowings under the Term Loan Agreement in 2019. During  the  fourth  quarter  of  2020,  we  elected  to  repurchase  portions  of  our  2028  Notes  and  2029  Notes  in  the  open  market.  The  principal  amounts  retired through  these  transactions  totaled  $15.5  million  related  to  our  2028  Notes  and  $0.8  million  related  to  our  2029  Notes,  plus  accrued  interest.  We  recorded corresponding  gains  on the  extinguishment  of these  amounts  totaling  $3.4 million  and $0.2 million,  respectively,  net of the  proportional  write-off  of associated deferred financing costs and original issuance discounts. These gains are included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations. 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. We pay interest on the 2029 Notes on May 15 and November 15 of each year. The 2029 Notes will mature on November 15, 2029. The 2029 Notes bear interest at a rate of 5.15% per annum. The 2028 Notes and 2029 Notes (together, the “Senior Notes”) are our senior unsecured obligations, which rank equally with all of our other existing and future senior unsecured debt and will rank senior in right of payment to all of our other future subordinated debt. The Senior 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 Senior Notes will be structurally subordinated to the liabilities (including trade payables) of our subsidiaries that do not guarantee the Senior Notes. None of our subsidiaries are currently required to be a guarantor under the Senior Notes. If our subsidiaries guarantee the Senior 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. At our option, we may redeem  the Senior 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  Senior  Notes  to  be  redeemed,  plus  accrued  and  unpaid  interest,  if  any,  on  those  Senior  Notes  to  the  redemption  date,  plus  a  “make-whole” premium. Additionally, commencing on November 1, 2027, in the case of the 2028 Notes, and on August 15, 2029, in the case of the 2029 Notes, at our option, we may redeem the respective Senior Notes in whole or in part, at a redemption price equal to 100% of the principal amount of the Senior Notes to be redeemed, plus accrued and unpaid interest, if any, on those Senior Notes to the redemption date. The  indentures  pursuant  to  which  the  Senior  Notes  were  issued  include  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 indentures. Upon the occurrence of a change of control triggering event, as defined in the indentures, each holder of the Senior Notes may require us to purchase all or a portion of such holder’s Senior 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 indentures also provide 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 Senior Notes to become or to be declared due and payable. Debt issuance costs  —  We  incurred  approximately  $0.2  million  in  debt  issuance  costs  in  connection  with  the  Term  Loan  Agreement.  We  incurred approximately $4.6 million in debt issuance costs in connection with the Credit Agreement. We also incurred an additional $0.4 million in debt issuance costs in connection  with  our  entry  into  Amendment  No.  2.  We  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.  We  incurred  approximately  $1.6  million  in  debt  issuance  costs  in connection with the 2028 Notes and approximately $1.0 million in debt issuance costs in connection with the 2029 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. F-22   Interest  expense  related  to  the  amortization  of  debt  issuance  costs  was  approximately  $1.1  million,  $2.0 million  and  $2.0 million  for  the  years  ended December 31, 2020, 2019 and 2018, respectively. Amortization of debt issuance costs for the year ended December 31, 2020 includes $0.1 million of debt issuance costs that were expensed as a result of the early redemption of a portion of our 2028 Notes and our 2029 Notes as well as the partial repayment of our borrowings under our Term Loan Agreement. Amortization of debt issuance costs for the year ended December 31, 2019 includes $0.2 million of debt issuance costs that were expensed as a result of the Series A Notes prepayment, $0.4 million of debt issuance costs that were expensed as a result of the Series B Notes prepayment and approximately $0.1 million of debt issuance costs that were expensed as a result of the Term Loan Agreement  partial repayment. Amortization of debt issuance costs for the year ended December 31, 2018 includes $0.3 million of debt issuance costs related to commitments by lenders under  our previous credit agreement who did not participate in the Credit Agreement. Presented below is a schedule of the principal repayment requirements of long-term debt by fiscal year as of December 31, 2020 (in thousands): Year ending December 31, 2021 2022 2023 2024 2025 Thereafter Total   $   $ —  50,000  —  —  858,755  908,755 10. Commitments, Contingencies and Other Matters Commitments – As  of  December  31,  2020,  we  maintained  letters  of  credit  in  the  aggregate  amount  of  $60.8  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, 2020, no amounts had been drawn under the letters of credit. As  of  December  31,  2020,  we  had  commitments  to  purchase  major  equipment  totaling  approximately  $14.7  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  2021  and  2022.  As  of  December  31,  2020,  the  remaining  obligation  under  these  agreements  was  approximately  $13.4  million,  of  which approximately $10.0 million and $3.4 million relate to 2021 and 2022, respectively. 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. In 2017, we entered into a capacity reservation agreement that required a cash deposit to increase our access to finer grades of sand for our pressure pumping business. As market prices for sand substantially decreased since 2017, we purchased lower cost sand outside of this capacity reservation contract and recorded a charge of $9.2 million and $12.7 million in the second  quarters  of  2020  and  2019,  respectively,  to  revalue  the  deposit  to  its  expected  realizable  value. There  is  no  value  assigned  to  the  capacity  reservation contract subsequent to the charge recorded in the second quarter of 2020. Contingencies – Our operations are subject to many hazards inherent in the businesses in which it operates, including inclement weather, blowouts, explosions, fires,  loss  of  well  control,  motor  vehicle  accidents,  equipment  failure,  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 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. F-23                                    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 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 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 $10.0 million  per  occurrence  deductible  on  our  general  liability  coverage,  a  $2.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  primary  automobile  liability  insurance coverage,  and  a  $5.0  million  per  occurrence  deductible  on  our  excess  automobile  liability  insurance  coverage.  We  also  self-insure  a  number  of  other  risks, including loss of earnings and business interruption and most cybersecurity risks, and do not carry a significant amount of insurance to cover risks of underground reservoir damage.  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 or results of operations. Other Matters — We have  a Change in Control  Agreement  with one of our Executive  Vice Presidents  (the “Specified  Employee”).  The Change in Control Agreement generally has an initial term with automatic twelve-month renewals unless we notify 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 occurs during the term of the agreement and the Specified Employee’s employment is terminated (i) by us 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 Agreement), 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 prorated for the portion of the fiscal year preceding the termination date); a payment equal to  2 times 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 our welfare plans for up to two years. The  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. We have Employment Agreements with our Chief Executive Officer, Chief Financial Officer, General Counsel and the President of our 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 supersedes  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 termination at least 30 days before the effective date of such termination. Under specified circumstances, we may terminate the executive’s employment under his Employment Agreement for Cause (as defined in the Employment Agreement) by either (i) providing written notice 10 days before the effective date of such termination and by granting at least 10 days to cure the cause for such termination or (ii) by providing written notice of such termination at least 30 days before the effective date of such termination and by granting at least 20 days to cure the cause for such termination, provided that if the matter is reasonably determined by us to not be capable of being cured, the executive may be terminated for cause on the date the written notice is delivered. The Employment Agreement also provides for, among other things, severance payments and the continuation of certain benefits following our decision to terminate the executive other than for Cause, or termination by the executive for Good Reason (as defined in  each  Employment  Agreement).  Under  these  provisions,  if  the  executive’s  employment  is  terminated  by  us  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; F-24               • 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, • we will accelerate vesting of all options and restricted stock awards on the 60th day following the executive’s termination, and • we will pay the executive certain accrued obligations and certain obligations pursuant to the terms of employee benefit plans. If our decision to terminate 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  us  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. 11. Stockholders’ Equity Stockholder Rights Agreement — On April 22, 2020, our Board of Directors adopted a stockholder rights agreement and declared a dividend of one right (a “Right”) for each outstanding share of our common stock to stockholders of record at the close of business on May 8, 2020. Each Right entitles its holder, subject to the terms of the Rights Agreement (as defined below), to purchase from us one one-thousandth of a share of our Series A Junior Participating Preferred Stock, par value $0.01 per share, at an exercise price of $17.00 per Right, subject to adjustment. The description and terms of the Rights are set forth in a stockholder rights agreement, dated as of April 22, 2020 (the “Rights Agreement”), between us and Continental Stock Transfer & Trust Company, as rights agent (the “Rights Agent”). Initially, these Rights are not exercisable and trade with our shares of common stock. Under the Rights Agreement, the Rights generally become exercisable only if a person or group of persons acting together (each, an “acquiring person”) acquires beneficial ownership of 10% (12% for passive investors, subject to the Excluded Persons exception below) or more of the outstanding shares of our common stock. In that situation, each holder of a Right (other than the acquiring person, whose Rights will become void) will become entitled to purchase additional shares of  our  common  stock  at  a  50%  discount.  In  addition,  if  we  are  acquired  in  a  merger  or  other  business  combination  after  an  unapproved  party  acquires  more than 10% (12% for passive investors, subject to the Excluded Persons exception below) of our outstanding shares of common stock, each holder of a Right would then be entitled to purchase shares of the acquiring company’s stock at a 50% discount. Our Board of Directors, at its option, may exchange each Right (other than Rights owned by the acquiring person that have become void) in whole or in part, at an exchange ratio of one share of our common stock per outstanding Right, subject to adjustment. Except as provided in the Rights Agreement, our Board of Directors is entitled to redeem the Rights at $0.001 per Right. Persons or groups that beneficially own 10% (12% for passive investors, subject to the Excluded Persons exception below) or more of our outstanding common stock prior to our announcement of our adoption of the Rights Agreement will generally not cause the Rights to be exercisable until such time as those persons or groups become the beneficial owner of any additional shares of our common stock, subject to certain exceptions.   On July 22, 2020, we and the Rights Agent entered into an amendment to the Rights Agreement.  The amendment revises the definition of “acquiring person” in the Rights Agreement to exclude Excluded Persons. The amendment defines “Excluded Persons” as BlackRock, Inc. (collectively with the investment funds and accounts for which it acts or may act as manager and/or investment advisor, “BlackRock”) and The Vanguard Group, Inc. (together with the investment funds and accounts  for  which  it  acts  or  may  act  as  manager  and/or  investment  advisor,  “Vanguard”).    Our  Board  of  Directors  may  determine,  in  its  sole  discretion,  that BlackRock or Vanguard is no longer an “Excluded Person” if any of the representations, warranties, conditions or provisions in letter agreements between us and BlackRock or Vanguard, respectively, are breached or cease to be true, correct and complete in all material respects. Under each letter agreement, BlackRock and Vanguard represent, respectively, among other things, that: • Such investor will not acquire 20% or more of our then-outstanding common stock; • No single fund of such investor holds or will hold an economic interest (taking into account the ownership rules of Section 382 of the Internal Revenue Code) of 4.9% or more of our common stock, other than as disclosed to us; and • Such investor will only acquire beneficial ownership of our common stock in the ordinary course of business and not with the purpose or effect of changing or influencing control of us. F-25                                 The Rights Agreement will expire on April 21, 2021, but our Board of Directors may consider earlier termination of the Rights Agreement if warranted. Cash Dividends – We paid cash dividends during the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 as follows: 2020 Paid on March 19, 2020 Paid on June 18, 2020 Paid on September 17, 2020 Paid on December 17, 2020 Total cash dividends 2019 Paid on March 21, 2019 Paid on June 20, 2019 Paid on September 19, 2019 Paid on December 19, 2019 Total cash dividends 2018 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) 0.04  0.02  0.02  0.02  0.10  0.04  0.04  0.04  0.04  0.16  0.02  0.04  0.04  0.04  0.14   $  $  $  $  $  $ 7,629  3,735  3,746  3,752  18,862  8,499  8,344  7,847  7,738  32,428  4,443  8,832  8,685  8,629  30,589   $   $   $   $   $   $ On February 3, 2021, our Board of Directors approved a cash dividend on our common stock in the amount of $0.02 per share to be paid on March 18, 2021 to holders of record as of March 4, 2021. 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. Share Repurchases and Acquisitions – On September 6, 2013, our Board of Directors approved a stock buyback program that authorized purchases 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. On  February  6,  2019,  our  Board  of  Directors  approved another  increase  of  the  authorization  under  the  stock  buyback  program  to  allow  for  $250  million  of  future  share  repurchases.  On  July  24,  2019,  our  Board  of Directors  approved  another  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,  2020,  we  had  remaining  authorization  to  purchase  approximately  $130  million  of  our  outstanding  common  stock  under  the  stock  buyback program. Shares of stock purchased under the buyback program are held as treasury shares. We acquired shares of stock from employees during 2020, 2019, and 2018 that are accounted for as treasury stock. Certain of these shares were acquired to satisfy the exercise price and employees’ tax withholding obligations upon the exercise of stock options. The remainder of these shares were 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 Plan (as defined below) and not pursuant to the stock buyback program. Treasury stock acquisitions during the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 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 Other Treasury shares at end of period 2020 2019 2018 Shares     77,336,387      5,826,266  239,669  —      83,402,322  Cost  $ 1,345,134  20,000  1,179  —   $ 1,366,313  Shares    53,701,096     22,566,331     1,037,947  31,013     77,336,387  Cost  $ 1,080,448  250,109  14,205  372   $ 1,345,134  Shares    43,802,611     9,331,131  567,354  —     53,701,096   $ Cost 918,711  150,497  11,240  —   $ 1,080,448 F-26                                                                                                                                                                                                12. Stock-based Compensation We use share-based payments to compensate employees and non-employee directors. We recognize 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. Our share-based awards also include share-settled performance unit awards. Share-settled performance unit awards are accounted for as equity awards. In 2020, we granted performance-based cash-settled phantom units, which are accounted for as a liability classified award. We issue  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 Patterson-UTI Energy, Inc. 2014 Long-Term Incentive Plan (the “2014 Plan”) was originally approved by our stockholders effective as of April 17, 2014 and authorized 9.1 million shares for issuance. The Board of Directors adopted a resolution that no future grants would be made under any of our other previously existing plans. On June 29, 2017, our 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 by 9.8 million shares. On June 6, 2019, our stockholders approved an amendment to the Amended and Restated Plan to increase the number of shares available for issuance under the plan by 9.5 million shares and to extend the latest date on which awards may be granted under the Amended and Restated Plan to June 6, 2029 (the “Amendment” and the Amended and Restated Plan, as amended by the Amendment, the “Plan”). The aggregate number of shares of our common stock authorized for grant under the Plan is 28.4 million. Our share-based compensation plans at December 31, 2020 are as follows: Plan Name Amended and Restated Plan Patterson-UTI Energy, Inc. 2005 Long-Term Incentive Plan, as amended A summary of the Plan follows: Shares Authorized for Grant Shares Underlying Awards Outstanding Shares Available for Grant 28,400,000  —  6,634,513  1,793,500  4,986,392  — • 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 our 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, 2020, 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  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. F-27                                                   Stock Options — We estimate the grant date fair values of stock options using the Black-Scholes-Merton valuation model. Volatility assumptions are based on the  historic  volatility  of  our common  stock  over  the  most  recent  period  equal  to  the  expected  term  of  the  options  as  of  the  date  such options  are  granted.  The expected  term  assumptions  are  based  on  our 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, 2020, 2019 and 2018.  Stock option activity for the year ended December 31, 2020 follows: Outstanding at beginning of year Exercised Expired Outstanding at end of year Exercisable at end of year Shares 4,766,150  —  (740,000) 4,026,150  Weighted Average Exercise Price Per Share  $  $  $  $ 20.62  —  15.10  21.63  4,011,150   $ 21.64 Options outstanding  at  December  31, 2020 have no intrinsic  value  and  a weighted-average  remaining  contractual  term  of 3.22 years.  Options exercisable  at December  31,  2020  have  no  intrinsic  value  and  a  weighted-average  remaining  contractual  term  of  3.21  years.  Additional  information  with  respect  to  options granted, vested and exercised during the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 follows (in thousands, except per share data): Weighted-average grant date fair value of stock options granted (per share) Aggregate grant date fair value of stock options vested during the year Aggregate intrinsic value of stock options exercised 2020 2019 2018 NA  89  —   $  $ NA  543  —   $  $ NA  1,954  —   $   $ As of December 31, 2020, options to purchase 15,000 shares were outstanding and not vested. All of these non-vested options are expected to ultimately vest. Additional information as of December 31, 2020 with respect to these non-vested options follows (dollars in thousands): Aggregate intrinsic value Weighted-average remaining contractual term Weighted-average remaining expected term Weighted-average remaining vesting period Unrecognized compensation cost   $   $ —  5.71 years  0.71 years  0.71 years  63 Restricted Stock—For  all  restricted  stock  awards  made  to  date,  shares  of  common  stock  were  issued  when  the  awards  were  granted.  Non-vested  shares  are subject to forfeiture  for failure to fulfill service conditions. Non-forfeitable  dividends are paid on non-vested shares of restricted  stock. We use the straight-line method to recognize periodic compensation cost over the vesting period. Restricted stock activity for the year ended December 31, 2020 follows: Non-vested restricted stock outstanding at beginning of year Vested Forfeited Non-vested restricted stock outstanding at end of year Shares 72,051  (72,051) —  —   $  $  $  $ Weighted Average Grant Date Fair Value Per Share 21.59  21.59  —  — 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. We use 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, 2020 follows: Non-vested restricted stock units outstanding at beginning of year Granted Vested (1) Forfeited Non-vested restricted stock units outstanding at end of year Time Based Performance Based Weighted Average Grant Date Fair Value Per Share 2,631,726    1,691,246    (1,285,658)   (295,766)   2,741,548    397,315  —  (38,000) —  359,315   $  $  $  $  $ 15.81  4.25  16.32  13.39  9.52 (1) All of the performance-based restricted stock units that vested during 2020 were granted in 2017. As of December 31, 2020, approximately 3.0 million non-vested restricted stock units outstanding are expected to vest. Additional information as of December 31, 2020 with respect to these non-vested restricted stock units follows (dollars in thousands): Aggregate intrinsic value Weighted-average remaining vesting period Unrecognized compensation cost   $   $ 15,977  1.76 years  20,623 Performance Unit Awards — We have 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 our 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.  For the Performance Units granted in April 2018, the recipients will receive a target number of shares if our total shareholder  return during the performance  period, when compared to the peer group, is at the 50th percentile. For the Performance Units granted in April 2019 and April 2020, the recipients will receive the target number of shares if our total shareholder return during the performance  period, when compared  to the peer group, is at the 55th percentile.  If our total shareholder  return during the performance  period, when compared to the peer group, is at the 75th percentile or higher, then the recipients will receive two times the target number of shares. If our total shareholder return during the performance period, when compared to the peer group, is at the 25th percentile, then the recipients will only receive one-half of the target number of shares. If our total shareholder return during the performance period, when compared to the peer group, is between the 25th and target percentile, or the target and 75th 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 granted in April 2018, the payout is based on relative performance and does not have an absolute performance requirement. For the Performance Units granted in April 2019 and April 2020, the payout shall not exceed the target number of shares if our total shareholder return is negative or zero. Additionally, the Performance Units granted in April 2020 will not pay out if our total shareholder return is not equal to or greater than the total stockholder return of the S&P 500 Index for the Performance Period. The total target number of shares with respect to the Performance Units for the years 2015-2020 is set forth below: Target number of shares 2020 Performance Unit Awards 500,500  2019 Performance Unit Awards 489,800  2018 Performance Unit Awards 310,700  2017 Performance Unit Awards 186,198  2016 Performance Unit Awards 185,000  2015 Performance Unit Awards 190,600 In  April  2018,  381,200  shares  were  issued  to  settle  the  2015  Performance  Units.  In  April  2019,  185,000  shares  were  issued  to  settle  the  2016  Performance Units. In May 2020, 332,773 shares were issued to settle the 2017 Performance Units. The Performance Units granted in 2018, 2019, and 2020 have not reached the end of their respective performance periods. F-29                                                                                                  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 2020 Performance Unit Awards 826    $ 2019 Performance Unit Awards 9,958   $ 2018 Performance Unit Awards 8,004   $ 2017 Performance Unit Awards 5,780   $ 2016 Performance Unit Awards 3,854   $ 2015 Performance Unit Awards 4,052  $ 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, 2020 Year ended December 31, 2019 Year ended December 31, 2018 2020 Performance Unit Awards 206    $ NA  NA  2019 Performance Unit Awards 3,319   $ 2,489   $ NA  2018 Performance Unit Awards 2,668   $ 2,668   $ 2,001   $ 2017 Performance Unit Awards 642   $ 1,927   $ 1,927   $ 2016 Performance Unit Awards NA  321  1,285   $  $ 2015 Performance Unit Awards NA  NA  338   $ 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. Phantom Units — In May 2020, the Compensation Committee approved a grant of long-term performance-based phantom units to our Chief Executive Officer and President, William A. Hendricks, Jr (the “Phantom Units”). The Phantom Units were granted outside of the 2014 Plan. Pursuant to this phantom unit grant, Mr. Hendricks may earn from 0% to 200% of a target award of 298,500 phantom units based on our achievement of the same performance conditions over the same Performance  Period  that  applies  to  the  Performance  Units  granted  in  April  2020,  as  described  above.  Earned  Phantom  Units,  if  any,  will  be  settled  in  2023, following completion of the three-year Performance Period, in a cash payment equal to the number of earned phantom units multiplied by our average trading price per share over the twenty consecutive trading days ending March 31, 2023. Because the Phantom Units are cash-settled awards, they are accounted for as a liability classified  award.  The  grant  date  fair  value  of  the  Phantom  Units  was  $1.2  million.  Compensation  expense  is  recognized  on  a  straight-line  basis  over  the performance period, with the amount recognized fluctuating as a result of the Phantom Units being remeasured to fair value at the end of each reporting period due to their liability-award classification. We recognized $0.6 million compensation expense associated with the Phantom Units in 2020. 13. Leases ASC Topic 842 Leases On January 1, 2019, we adopted the new lease guidance under Topic 842, Leases, using the modified retrospective approach to each lease that existed at the date of initial application as well as leases entered into after that date. We have elected to report all leases at the beginning of the period of adoption and not restate our comparative periods. This standard does not apply to leases to explore for or use minerals, oil, natural gas and similar non-regenerative resources, including the intangible right to explore for those natural resources and rights to use the land in which those natural resources are contained. We have entered into operating leases for operating locations, corporate offices and certain operating equipment. These leases have remaining lease terms of six months to eight years as of December 31, 2020. Currently, we do not have any finance leases. Renewal options are included in the right-of-use asset and lease liability  if  it  is  reasonably  certain  that  we  will  exercise  the  option,  and  termination  options  are  included  in  the  right-of-use  asset  and  lease  liability  if  it  is  not reasonably certain we will exercise the option. We have elected the short-term lease recognition practical expedient whereby right of use assets and lease liabilities are not recognized for leasing arrangements with an initial term of one year or less. F-30                                                                                     Topic  842  requires  that  lessees  and  lessors  discount  lease  payments  at  the  lease  commencement  date  using  the  rate  implicit  in  the  lease,  if  available,  or  the lessee’s incremental borrowing rate. We use the implicit rate when readily determinable. If the implicit rate is not readily determinable, we use our incremental borrowing rate based on the information available at the commencement date in the determination of the present value of future lease payments. In the  fourth  quarter  of 2019,  we had  entered  into  a sale-leaseback  transaction  that  qualified  as  a sale.  We sold  a facility  for proceeds  of $10.2 million  and concurrently entered into an operating lease agreement with the unrelated third-party for certain floors of the building for a 58-month term. The associated gain on sale of approximately $0.8 million was included in “Other operating expenses (income), net” in the consolidated statements of operations. For  the  year  ended  December  31,  2020,  we  entered  into  two  new  facility  leases  and  recorded  an  increase  to  the  operating  lease  right-of-use  assets  and corresponding operating lease liabilities of approximately $1.5 million.  We also extended two facilities leases and recorded an increase to the operating lease right- of-use assets and corresponding operating lease liabilities of approximately $0.2 million.  We terminated four facility leases and three operating equipment leases and recorded a decrease to the operating lease right-of-use assets of approximately $0.4 million and corresponding lease liabilities of approximately $2.2 million. The right-of-use assets that were formally terminated were partially impaired in the second quarter of 2020 in conjunction with our restructuring plan. See Note 20 for additional information on our restructuring expenses. Practical Expedients Adopted with Topic 842 We have 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 contain 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 lease 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, lease and non-lease components may be combined where the revenue recognition pattern is the same and where the lease component, when accounted for separately, would be considered an operating lease. Our contract drilling, pressure pumping  and  directional  drilling  contracts  contain  a  lease  component  related  to  the  underlying  equipment  utilized,  in  addition  to  the  service component  provided  by our  crews  and expertise  to operate  the related  equipment.  We have concluded  that  the non-lease  service  of operating  our equipment  and  providing  expertise  in  the  services  provided  to  customers  is  predominant  in  our  drilling,  pressure  pumping  and  directional drilling contracts. With the election of this practical expedient, we will continue to present a single performance obligation for these contracts under the revenue guidance in ASC 606. Lease expense consisted of the following for the years ended December 31, 2020 and 2019 (in thousands): Operating lease cost Short-term lease expense (1) Total lease expense Year Ended December 31, 2020 Year Ended December 31, 2019   $   $ 6,911    $ 2    6,913    $ 10,944  440  11,384 (1) Short-term lease expense represents expense related to leases with a contract term of one year or less. Supplemental cash flow information related to leases for the years ended December 31, 2020 and 2019 is as follows (in thousands): Cash paid for amounts included in the measurement of lease liabilities: Operating cash flows from operating leases Right of use assets obtained in exchange for lease obligations: Operating leases F-31 Year Ended December 31, 2020 Year Ended December 31, 2019 11,576    $ 10,033  1,763    $ 10,870   $   $                                                                                         Supplemental balance sheet information related to leases as of December 31, 2020 and 2019 is as follows: Weighted Average Remaining Lease Term: Operating leases Weighted Average Discount Rate: Operating leases Maturities of operating lease liabilities as of December 31, 2020 are as follows (in thousands): Year ending December 31, 2021 2022 2023 2024 2025 Thereafter Total lease payments Less imputed interest Total 14. Income Taxes December 31, 2020 December 31, 2019 5.2 years  5.3 years  4.1%  4.2% $ $ 8,011  6,206  4,030  3,128  2,109  5,641  29,125  (2,911) 26,214 Loss before income taxes for the U.S. for years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 are $917 million, $500 million, and $343 million, respectively. Loss before income taxes for non-U.S. jurisdictions for years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 are $14.2 million, $30.5 million, and $24.3 million, respectively. Components of the income tax provision applicable to federal, state and foreign income taxes for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018 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: 2020 2019 2018   $  $ (1,977) (107,334) (109,311)  $ (1,976) (90,441) (92,417) 225  (17,949) (17,724) (291) —  (291) 851  (11,593) (10,742) (348) (1,168) (1,516) (2,043) (125,283) (127,326)  $ (1,473) (103,202) (104,675)  $   $ (3,954) (35,081) (39,035) 1,704  (11,147) (9,443) (2,552) 5,043  2,491  (4,802) (41,185) (45,987) F-32                                                                                                                                                                                                                                                                                                              The  difference  between  the  statutory  federal  income  tax  rate  and  the  effective  income  tax  rate  for  the  years  ended  December  31,  2020,  2019  and  2018  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 Valuation allowance State deferred tax remeasurement Other differences, net Effective tax rate 2020 2019 2018 21.0%    1.7  (8.2) (0.6) —  (0.2) —  —  13.7%    21.0%    1.4  (0.7) (1.2) —  (0.8) (1.1) 1.1  19.7%    21.0% 1.1  (6.9) (0.7) (1.3) (3.7) 2.3  0.7  12.5% The effective tax rate decreased by approximately 6.0% to 13.7% for 2020 compared to 19.7% for 2019.  This difference was primarily due to higher goodwill impairment charges in 2020 relative to 2019, which are not deductible for tax purposes. These charges resulted in a 8.2% decrease to the effective tax rate in 2020, as compared to a 0.7% decrease to the effective tax rate in 2019. The  tax  effect  of  temporary  differences  and  tax  attributes  representing  deferred  tax  assets  and  liabilities  at  December  31,  2020  and  2019  are  as  follows  (in thousands): Deferred tax assets: Net operating loss carryforwards Tax credits Expense associated with stock-based compensation Workers' compensation allowance Other deferred tax asset Less: Valuation allowance Total deferred tax assets Deferred tax liabilities: Property and equipment basis difference Other Total deferred tax liabilities Net deferred tax liability 2020 2019   $ $ 370,875    $ 4,918    11,252    17,177    24,735    428,957    (19,133)   409,824    (475,025)   (12,475)   (487,500)   (77,676)   $ 375,308  4,138  10,561  19,536  21,698  431,241  (17,231) 414,010  (607,785) (9,184) (616,969) (202,959) 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 when necessary  valuation  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. We assess the realizability of our deferred tax assets quarterly and consider carryback  availability,  the scheduled reversal of deferred  tax liabilities,  projected future taxable  income and tax planning strategies  in making this assessment.  In  2020,  we  recorded  an  additional  $1.9  million  of  valuation  allowances  against  our  net  deferred  tax  assets,  primarily  relating  to  certain  Canadian subsidiaries. For income tax purposes, we have approximately $1.4 billion of gross federal net operating losses, approximately $49.4 million of gross Canadian net operating losses and approximately  $931 million  of post-apportionment  state net operating losses as of December  31, 2020, before valuation 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, 2019 and 2020 can be carried forward indefinitely.  Canadian net operating losses will expire in varying amounts, if unused, between 2036 and 2040. State net operating losses will expire in varying amounts, if unused, between 2023 and 2040. As of December 31, 2020, we had no unrecognized tax benefits. We have established a policy to account for interest and penalties related to uncertain income tax positions as operating expenses. As of December 31, 2020, the tax years ended December 31, 2014 through December 31, 2019 are open for examination by U.S.  taxing  authorities.  As  of  December  31,  2020,  the  tax  years  ended  December  31,  2013  through  December  31,  2019  are  open  for  examination  by  Canadian taxing authorities. We continue to monitor income tax developments in the United States and other countries where we have legal entities. During 2020, the United States enacted various legislation related to COVID-19 relief, which includes multiple tax provisions. We have considered these tax provisions and do not currently expect any material  impact  to  our  financial  statements.  We  will  incorporate  into  our  future  financial  statements  the  impacts,  if  any,  of  future  regulations  and  additional authoritative guidance when finalized. F-33                                                                                                                                                                                                         We continue to elect permanent reinvestment of 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 and/or withholding taxes (subject to an adjustment for foreign tax credits). 15. Earnings Per Share We provide a dual presentation of our net loss per common share in our consolidated statements of operations: basic net loss per common share (“Basic EPS”) and diluted net 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 loss per share for the years ended December 31, 2020, 2019 and 2018, 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 loss attributed to common stockholders Weighted average number of common shares outstanding, excluding    non-vested shares of restricted stock Basic net loss per common share DILUTED EPS: Net 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 Diluted net loss per common share Potentially dilutive securities excluded as anti-dilutive 16. Employee Benefits 2020 2019 2018   $ (803,692)  $ (425,703)  $ (321,421) 188,013  203,039    $ (4.27)  $ (2.10)  $ 218,643  (1.47)   $ (803,692)  $ (425,703)  $ (321,421) 188,013  —  188,013  (4.27)  $ 8,747  203,039  —  203,039  (2.10)  $ 9,195  218,643  —  218,643  (1.47) 9,762   $ We maintain a 401(k) plan for all eligible employees. Our operating results include expenses of approximately $7.7 million in 2020, $13.2 million in 2019 and $14.3 million in 2018 for our contributions to the plan. 17. Business Segments At December  31, 2020, we 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 our 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 — We market our contract drilling services to major and independent oil and natural gas operators. As of December 31, 2020, we had 210 marketed land-based drilling rigs in the continental United States. F-34                                                                                                                              Given our longer-term outlook for the western Canadian market, we elected to close our Canadian drilling operations during the second quarter of 2020. As a result,  we  recognized  an  impairment  charge  of  $8.3 million  related  to  the  closure.  For  the  years  ended  December  31,  2020, 2019 and,  2018,  contract  drilling revenue earned in Canada was $1.0 million, $4.7 million and $9.3 million, respectively. Additionally, long-lived assets within the contract drilling segment located in Canada totaled $8.2 million and $20.1 million as of December 31, 2020 and 2019, respectively. Pressure Pumping — We provide pressure pumping services to oil and natural gas operators primarily in Texas and the Appalachian region. 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. We also provide cementing services through our 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 — We provide 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 2020, 2019 and 2018, no single customer accounted for more than 10% of our consolidated operating revenues. F-35   The following tables summarize selected financial information relating to our business segments (in thousands): Revenues: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations (1) Elimination of intercompany revenues - Contract drilling (2) Elimination of intercompany revenues - Other operations (2) Total revenues Income (loss) before income taxes: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate Credit loss expense Interest income Interest expense Other Loss before income taxes 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 Identifiable assets: Contract drilling Pressure pumping Directional drilling Other operations Corporate (3) Total assets 2020 Year Ended December 31, 2019 2018 670,357    $ 336,111    73,356    57,962    (1,231)   (12,306)   1,124,249    $ (543,438)   $ (166,666)   (40,612)   (41,685)   (94,251)   (5,606)   1,254    (40,770)   756    (931,018)   $ 433,771    $ 152,630    36,504    41,511    6,494    670,910    $ 105,037    $ 21,678    4,681    12,378    1,707    145,481    $ 1,309,988    $ 868,694    188,786    122,885    (1,638)   (18,030)   2,470,685    $ (151,329)   $ (102,701)   (52,724)   (54,725)   (94,414)   (5,683)   6,013    (75,204)   389    (530,378)   $ 668,007    $ 233,952    52,223    42,803    6,888    1,003,873    $ 194,416    $ 105,803    15,549    27,132    4,612    347,512    $ 1,432,012  1,573,396  209,275  131,028  (1,520) (17,194) 3,326,997  (33,115) (77,328) (117,497) (18,221) (76,016) —  5,597  (51,578) 750  (367,408) 571,607  250,010  45,317  41,512  7,872  916,318  394,595  173,848  35,929  34,660  2,426  641,458  2,315,318    $ 486,702    107,807    88,676    300,566    3,299,069    $ 3,190,463    $ 695,570    164,273    128,290    261,019    4,439,615    $ 3,817,638  921,237  239,341  177,374  314,276  5,469,866   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $ (1) Other operations includes our oilfield  rentals  business, drilling  equipment  service  business, the electrical  controls  and automation  business and the oil and (2) (3) natural gas working interests. Intercompany  revenues  consist  of  revenues  from  contract  drilling  for  services  provided  to  our  other  operations,  and  revenues  from  other  operations  for services provided to contract drilling, pressure pumping and within other operations. These revenues are generally based on estimated external selling prices and are eliminated during consolidation. Corporate assets primarily include cash on hand and certain property and equipment.   F-36                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   18. Concentrations of Credit Risk Financial instruments which potentially subject us to concentrations of credit risk consist primarily of demand deposits, temporary cash investments and trade receivables. We  believe  we  have  placed  our  demand  deposits  and  temporary  cash  investments  with  high  credit-quality  financial  institutions.  At  December  31,  2020  and 2019, our 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 2020 2019   $   $ 1,000    $ 227,961    1,966    230,927    (6,012)   224,915    $ 1,250  179,375  2,309  182,934  (8,749) 174,185 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 we provide services. As is general industry practice, we typically do not require customers to provide collateral. A $5.6 million and $5.7 million provision for credit loss was recognized in 2020 and 2019, respectively, in relation to accounts receivable balances that were estimated to be uncollectible. No credit loss expense was recognized in 2018. 19. 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 our outstanding debt balances as of December 31, 2020 and 2019 is set forth below (in thousands): 3.95% Senior Notes 5.15% Senior Notes Term Loan Agreement Total debt December 31, 2020 December 31, 2019 Carrying Value Fair Value Carrying Value Fair Value   $   $ 509,505  349,250  50,000  908,755   $  $ 471,019  319,560  50,000  840,579   $  $ 525,000  350,000  100,000  975,000   $  $ 511,485  358,864  100,000  970,349 The fair values of the 3.95% Senior Notes at December 31, 2020 and December 31, 2019 are based on discounted cash flows associated with the notes using the 5.24% market rate of interest at December 31, 2020 and the 4.33% market rate of interest at December 31, 2019. The fair values of the 5.15% Senior Notes at December 31, 2020 and December 31, 2019 are based on discounted cash flows associated with the notes using the 6.42% market rate of interest at December 31, 2020 and the 4.81% market rate of interest at December 31, 2019. The fair value estimates of the 3.95% Senior Notes and the 5.15% Senior Notes are considered Level 1 fair value estimates in the fair value hierarchy of fair value accounting. The carrying value of the balance outstanding at December 31, 2020 under the Term Loan Agreement approximated its fair value as the instrument has a floating interest rate. 20. Restructuring Expenses During  the  second  quarter  of  2020,  we  implemented  a  restructuring  plan  to  improve  operating  margins,  achieve  operational  efficiencies  and  reduce  indirect support  costs.  The  restructuring  included  workforce  reductions,  changes  to  management  structure  and  facility  consolidations  and  closures. We  recorded  $38.3 million of charges associated with this plan in the second quarter of 2020. There were no restructuring charges in the comparable periods of 2019 and 2018. We completed the restructuring plan during the third quarter of 2020 and did not incur additional expenses related to the plan. Contract termination costs relate primarily to agreements to purchase minimum quantities of proppants (sand) from certain vendors. These costs are primarily comprised of a $5.3 million negotiated settlement and termination of an existing contract to purchase minimum quantities of sand and $14.0 million of contractual future payments under two existing contracts to purchase minimum quantities of sand without future economic benefit to us. We will not receive any sand under these contracts. Other exit costs relate primarily to facility closure costs and moving expenses. F-37                                                                                     The right of use (“ROU”) asset abandonments relate to facility and equipment ROU assets abandoned as a result of restructuring. The following table presents restructuring expenses by reportable segment for the year ended December 31, 2020 (in thousands): Severance costs Contract termination costs Other exit costs Right-of-use asset abandonments Total Contract Drilling Pressure Pumping   Directional Drilling Other Operations Corporate Total   $   $ 1,821  —  523  86  2,430   $  $ 3,460  20,373  194  7,304  31,331   $  $ 503  —  827  1,845  3,175   $  $ 501  —  —  —  501   $  $ 215  —  —  686  901   $  $ 6,500  20,373  1,544  9,921  38,338 The following table presents the consolidated balance sheet captions that restructuring accruals are included in as of December 31, 2020 (in thousands): Accrued liabilities Other long-term liabilities Total December 31, 2020 14,310  200  14,510   $   $ 21. Quarterly Financial Information (in thousands, except per share amounts) (unaudited) 2020 Operating revenues Operating loss Net loss Net loss per common share: Basic Diluted Included within net loss: Goodwill impairment, after tax Restructuring, after tax Oil and natural gas assets impairment, after tax Impairment of property and equipment related to Canadian drilling operations, after tax (1) Net gain from the realization of insurance proceeds, after tax (2) Impairment of capacity reservation contract, after tax (3) Gain on early debt extinguishment, after tax (4)   $   $   $   $ 1st Quarter 2nd Quarter 3rd Quarter 4th Quarter 445,927    $ (494,410)     (434,722)     250,380    $ (159,084)     (150,332)     207,141    $ (114,566)     (112,111)     220,801  (124,198) (106,527) (2.28)   $ (2.28)   $ (0.81)   $ (0.81)   $ (0.60)   $ (0.60)   $ (0.57) (0.57) 340,147    $ —      9,084      —      —      —      —      —    $ 33,967      604      7,314      (3,696)     8,157      —      —   $ —      —      —      —      —      —      —  —  —  —  —  —  (2,916) (1) Impairment of property and equipment related to Canadian drilling operations was included in “Depreciation, depletion, amortization and impairment” in the consolidated statements of operations. (2) Net gain from the realization of insurance proceeds was included in “Other operating expenses (income), net” in the consolidated statements of operations. (3) Impairment of capacity reservation contract was included in “Other operating expenses (income), net” in the consolidated statements of operations. (4) Gain on early debt extinguishment was included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations. F-38                                                                                                                                                                                                                                                                        2019 Operating revenues Operating loss Net loss Net loss per common share: Basic Diluted Included within net loss: Goodwill impairment, after tax Impairment of capacity reservation contract, after tax (1) Impairment of property and equipment, after tax (2) Directional drilling charges (3) Oilfield technology and manufacturing charges, after tax (4) Early repayment of debt charge, after tax (5) 1st Quarter 2nd Quarter 3rd Quarter 4th Quarter   $   $   $   $ 704,171    $ (23,383)     (28,614)     675,765    $ (48,125)     (49,447)     598,452    $ (307,305)     (261,719)     (0.14)   $ (0.14)   $ (0.24)   $ (0.24)   $ (1.31)   $ (1.31)   $ —    $ —      —      —      —      —      —    $ 10,519      —      —      —      —      14,276   $ —      162,581      13,616      11,694      6,614      492,297  (82,763) (85,923) (0.44) (0.44) —  —  —  —  —  12,401 Impairment of capacity reservation contract was included in “Other operating expenses (income), net” in the consolidated statements of operations. Impairment of property and equipment was included in “Depreciation, depletion, amortization and impairment” in the consolidated statements of operations. (1) (2) (3) Directional drilling charges were included in “Direct operating costs” in the consolidated statements of operations. (4) Inventory  write-offs  and  severance  expense  as  a  result  of  transitioning  away  from  our  engineering  and  manufacturing  efforts  in  Calgary  were  included  in “Direct operating costs” and “Selling, general and administrative” in the consolidated statements of operations, respectively. (5) Early repayment of debt charge was included in “Interest expense, net of amount capitalized” in the consolidated statements of operations. F-39                                                                                                                                                                             PATTERSON-UTI ENERGY, INC. AND SUBSIDIARIES SCHEDULE II — VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS Description Year Ended December 31, 2020 Deducted from asset accounts: Allowance for credit losses Year Ended December 31, 2019 Deducted from asset accounts: Allowance for credit losses Year Ended December 31, 2018 Deducted from asset accounts: Allowance for credit losses (1) Consists of uncollectible accounts written-off. Beginning Balance Charged to Costs and Expenses Deductions (1) Ending Balance (In thousands) $ 6,516    $ 5,606    $ (1,280)   $ 10,842  $ 2,312    $ 5,683    $ (1,479)   $ 6,516    $ 2,323    $ —    $ (11)   $ 2,312   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 9, 2021 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 9, 2021. Signature /s/ Curtis W. Huff Curtis W. Huff /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/ Tiffany Thom Cepak Tiffany Thom Cepak /s/ Michael W. Conlon Michael W. Conlon /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                                                                                                            Description of Securities Registered Pursuant to Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934 As of February 4, 2021, Patterson-UTI Energy, Inc., a Delaware corporation (“Patterson-UTI”), had two classes of securities registered under Section 12 of  the Securities  Exchange  Act of 1934,  as amended:  common  stock, par value  $0.01 per share  (“common  stock”  or  “shares”)  and preferred  stock purchase rights (“Rights”).   The following summary of our common stock and the Rights and of our restated certificate  of incorporation,  amended and restated bylaws and the stockholder rights agreement, as amended, does not purport to be complete and is qualified in its entirety by reference to the provisions of applicable law and to our restated certificate of incorporation, amended and restated bylaws and the stockholder rights agreement, as amended.  References to “we,” “our” and “us” refer to Patterson-UTI, unless the context otherwise requires. References to “stockholders” refer to holders of our common stock, unless the context otherwise requires. Exhibit 4.1 General As  of  February  4,  2021,  our  authorized  capital  stock  consisted  of  400,000,000  shares  of  common  stock,  par  value  $0.01  per  share,  of  which 187,736,421 shares were outstanding, and 1,000,000 shares of preferred stock, par value $0.01 per share, of which no shares were issued and outstanding. Common Stock Voting Rights The holders of Patterson-UTI shares are entitled to one vote for each share held of record on all matters submitted to a vote of stockholders, including the election of directors. Holders of Patterson-UTI shares do not have cumulative voting rights. Dividends The holders of Patterson-UTI shares are entitled to receive dividends when, as and if declared by the Patterson-UTI board of directors out of funds legally available therefor. However, if any shares of Patterson-UTI preferred stock are at the time outstanding, the payment of dividends on Patterson-UTI shares or other distributions (including Patterson-UTI’s repurchase of Patterson-UTI shares) will be subject to the declaration and payment of all cumulative dividends on outstanding shares of Patterson-UTI preferred stock. Liquidation In the event of the dissolution, liquidation or winding up of Patterson-UTI, the holders of Patterson-UTI shares will be entitled to share ratably in any assets remaining after the satisfaction  in full of the prior rights of creditors, including holders of Patterson-UTI indebtedness, and the payment of the aggregate liquidation preference of any preferred stock. Other Rights The holders of Patterson-UTI shares do not have any conversion, redemption or preemptive rights. Transfer Agent and Registrar The transfer agent and registrar for Patterson-UTI shares is Continental Stock Transfer & Trust Company. Listing Our common stock is listed on the NASDAQ under the symbol “PTEN.” Preferred Stock The Patterson-UTI board of directors can, without approval of its stockholders, issue one or more additional series of preferred stock and determine the number of shares of each series and the rights, preferences and limitations of each series by appropriate board resolutions. The terms of any preferred stock will be subject to and qualified by the certificate of designation relating to any applicable series of preferred stock. Undesignated preferred stock may enable the Patterson- UTI board of directors to render more difficult or to discourage an attempt to obtain control of Patterson-UTI by means of a tender offer, proxy contest, merger or otherwise, and to thereby protect the continuity of Patterson-UTI’s management. As a result, the issuance of shares of a series of preferred stock may discourage bids  for  Patterson-UTI  shares  or  may  otherwise  adversely  affect  the  market  price  of  Patterson-UTI  shares  or  any  other  of  Patterson-UTI  preferred  stock.  The issuance of shares of preferred stock may also adversely affect the rights of the holders of Patterson-UTI shares. For example, any preferred stock issued may rank senior to Patterson-UTI shares as to dividend rights, liquidation preference or both, may have full or limited voting rights and may be convertible into Patterson- UTI shares or other securities. In connection with the adoption of the stockholder rights agreement described below, the Patterson-UTI board of directors approved a Certificate of Designation of Series A Junior Participating  Preferred Stock, which designates  the rights, preferences  and privileges of 400,000 shares of a series of Patterson- UTI’s preferred stock, par value $0.01 per share, designated as Series A Junior Participating Preferred Stock ("Series A Preferred Stock"). The Rights On  April  22,  2020,  the  Patterson-UTI  board  of  directors  adopted  a  stockholder  rights  agreement  and  declared  a  dividend  of  one  Right  for  each outstanding share of Patterson-UTI common stock, to stockholders of record at the close of business on May 8, 2020 (the “Record Date”). Each Right entitles its holder, subject to the terms of the Rights Agreement (as defined below), to purchase from Patterson-UTI one one-thousandth of a share of Series A Preferred Stock of  Patterson-UTI  at  an  exercise  price  of  $17.00  per  Right,  subject  to  adjustment.  The  description  and  terms  of  the  Rights  are  set  forth  in  a  stockholder  rights agreement, dated as of April 22, 2020, and as amended as of July 22, 2020 (as amended, the “Rights Agreement”), between Patterson-UTI and Continental Stock Transfer & Trust Company, as rights agent (and any successor rights agent, the “Rights Agent”). The Rights Agreement should not interfere with any merger or other business combination approved by the board of directors. The Rights. The  Rights  will  attach  to  any  shares  of  common  stock  that  become  outstanding  after  the  Record  Date  and  prior  to  the  earlier  of  the Distribution Time (as defined below) and the Expiration Time (as defined below), and in certain other circumstances described in the Rights Agreement. Until the Distribution Time, the Rights are associated with common stock and evidenced by common stock certificates or, in the case of uncertificated shares of common stock, the book-entry account that evidences record ownership of such shares, which will contain a notation incorporating the Rights Agreement by reference, and the Rights are transferable with and only with the underlying shares of common stock. Until the Distribution Time, the surrender for transfer of any shares of common stock will also constitute the transfer of the Rights associated with those  shares.  As  soon  as  practicable  after  the  Distribution  Time,  separate  rights  certificates  will  be  mailed  to  holders  of  record  of  common  stock  as  of  the Distribution Time. From and after the Distribution Time, the separate rights certificates alone will represent the Rights. The Rights are not exercisable until the Distribution Time. Until a Right is exercised, its holder will have no rights as a stockholder of Patterson-UTI, including the right to vote or to receive dividends. Separation and Distribution of Rights; Exercisability.  Subject  to  certain  exceptions,  the  Rights  become  exercisable  and  trade  separately  from common stock only upon the “Distribution Time,” which occurs upon the earlier of: • • the close of business on the tenth (10th) day after the “Stock Acquisition Date” (which is defined as (a) the first date of public announcement that any person or group has become an “Acquiring Person,” which is defined as a person or group that, together with its affiliates and associates, beneficially owns 10% (or 12% for passive investors, subject to the Excluded Persons exception below) (the “Specified Percentage”) or more of the outstanding shares of common stock (with certain exceptions, including those described below) or (b) such other date, as determined by the board of directors, on which a person or group has become an Acquiring Person) or the close of business on the tenth (10th) business day (or such later date as may be determined by the board of directors prior to such time as any person or group becomes an Acquiring Person) after the commencement of a tender offer or exchange offer that, if consummated, would result in a person or group becoming an Acquiring Person. An Acquiring Person does not include: • • • • Patterson-UTI or any subsidiary of Patterson-UTI; any officer, director or employee of Patterson-UTI or any subsidiary of Patterson-UTI in his or her capacity as such; any  employee  benefit  plan  of  Patterson-UTI  or  of  any  subsidiary  of  Patterson-UTI  or  any  entity  or  trustee  holding  (or  acting  in  a  fiduciary capacity in respect of) shares of capital stock of Patterson-UTI for or pursuant to the terms of any such plan or for the purpose of funding other employee benefits for employees of Patterson-UTI or any subsidiary of Patterson-UTI; any person or group that, together with its affiliates and associates, as of immediately prior to the first public announcement of the adoption of the Rights Agreement, beneficially owns the Specified Percentage or more of the outstanding shares of common stock so long as such person or group continues to beneficially own at least the Specified Percentage of the outstanding shares of common stock and does not acquire shares of common stock to beneficially own an amount equal to or greater than the greater of the Specified Percentage and the sum of the lowest beneficial ownership of such person or group since the public announcement of the adoption of the Rights Agreement plus one share of common stock; and • Excluded Persons (as defined below). “Excluded Persons” are defined as BlackRock, Inc. (collectively with the investment funds and accounts for which it acts or may act as manager and/or investment advisor, “BlackRock”) and The Vanguard Group, Inc. (together with the investment funds and accounts for which it acts or may act as manager and/or investment  advisor,  “Vanguard”).    The  Patterson-UTI  board  of  directors  may  determine,  in  its  sole  discretion,  that  BlackRock  or  Vanguard  is  no  longer  an “Excluded Person” if any of the representations, warranties, conditions or provisions in letter agreements between us and BlackRock or Vanguard, respectively, are breached or cease to be true, correct and complete in all material respects. Under each letter agreement, BlackRock and Vanguard represent, respectively, among other things, that: • Such investor will not acquire 20% or more of the then-outstanding Patterson-UTI common stock;                             • • No single fund of such investor holds or will hold an economic interest (taking into account the ownership rules of Section 382 of the Internal Revenue Code) of 4.9% or more of Patterson-UTI common stock, other than as disclosed to Patterson-UTI; and Such investor will only acquire beneficial ownership of Patterson-UTI common stock in the ordinary course of business and not with the purpose or effect of changing or influencing control of Patterson-UTI. In  addition,  the  Rights  Agreement  provides  that  no  person  or  group  will  become  an  Acquiring  Person  as  a  result  of  share  purchases  or  issuances directly from Patterson-UTI or through an underwritten offering approved by the board of directors. Also, a person or group will not be an Acquiring Person if the board of directors determines that such person or group has become an Acquiring Person inadvertently and such person or group as promptly as practicable divests a sufficient number of shares so that such person or group would no longer be an Acquiring Person. Certain synthetic interests in securities created by derivative positions, whether or not such interests are considered to be ownership of the underlying common stock or are reportable for purposes of Regulation 13D of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, are treated as beneficial ownership of the number of shares of common stock equivalent to the economic exposure created by the derivative position, to the extent actual shares of common stock are directly or indirectly held by counterparties to the derivatives contracts. In addition, for purposes of the Rights Agreement, a person or group is deemed to beneficially own shares of any other person(s) or group(s) with which such person or group is acting in concert (as defined in the Rights Agreement). Expiration Time. The Rights will expire on the earliest to occur of (a) the close of business on April 21, 2021 (the “Final Expiration Time”), (b) the time at which the Rights are redeemed or exchanged by Patterson-UTI (as described below) or (c) upon the closing of any merger or other acquisition transaction involving Patterson-UTI pursuant to a merger or other acquisition agreement that has been approved by the board of directors before any person or group becomes an Acquiring Person (the earliest of (a), (b) and (c) being herein referred to as the “Expiration Time”). Flip-in Event. In the event that any person or group (other than certain exempt persons) becomes an Acquiring Person (a “Flip-in Event”), each holder of a Right (other than such Acquiring Person, any of its affiliates or associates or certain transferees of such Acquiring Person or of any such affiliate or associate, whose Rights automatically become null and void) will have the right to receive, upon exercise, common stock having a value equal to two times the exercise price of the Right. For example, at an exercise price of $17.00 per Right, each Right not owned by an Acquiring Person (or by certain related parties) following a Flip-in Event would entitle its holder to purchase $34.00 worth of common stock for $17.00. Assuming that common stock had a per share value of $2.22 at that time, the holder of each valid Right would be entitled to purchase 15.32 shares of common stock for $1.11 per share. Flip-over Event. In the event that, at any time following the Stock Acquisition Date, any of the following occurs (each, a “Flip-over Event”): • • • Patterson-UTI consolidates with, or merges with and into, any other entity, and Patterson-UTI is not the continuing or surviving entity; any entity engages in a share exchange with or consolidates with, or merges with or into, Patterson-UTI, and Patterson-UTI is the continuing or surviving entity and, in connection with such share exchange, consolidation or merger, all or part of the outstanding shares of common stock are changed into or exchanged for stock or other securities of any other entity or cash or any other property; or Patterson-UTI sells or otherwise transfers, in one transaction or a series of related transactions, fifty percent (50%) or more of Patterson-UTI’s assets, cash flow or earning power,                 each holder of a Right (except Rights which previously have been voided as described above) will have the right to receive, upon exercise, common stock of the acquiring company having a value equal to two times the exercise price of the Right. Series A Preferred Stock Provisions.  Each  share  of  Series  A  Preferred  Stock,  if  issued:  will  not  be  redeemable,  will  entitle  the  holder  thereof  to quarterly dividend payments equal to the greater of $1,000 per share and 1,000 times the amount of all cash dividends plus 1,000 times the amount of non-cash dividends or other distributions paid on one share of common stock, will entitle the holder thereof to receive $1,000 plus accrued and unpaid dividends per share upon liquidation, will have the same voting power as 1,000 shares of common stock and, if shares of common stock are exchanged via merger, consolidation or a similar transaction, will entitle the holder thereof to a per share payment equal to the payment made on 1,000 shares of common stock. Anti-dilution Adjustments. The exercise price payable, and the number of shares of Series A Preferred Stock or other securities or property issuable, upon exercise of the Rights are subject to adjustment from time to time to prevent dilution: • • • in the event of a stock dividend on, or a subdivision, combination or reclassification of, the Series A Preferred Stock, if holders of the Series A Preferred Stock are granted certain rights, options or warrants to subscribe for Series A Preferred Stock or convertible securities at less than the current market price of the Series A Preferred Stock or upon  the  distribution  to  holders  of  the  Series  A  Preferred  Stock  of  evidences  of  indebtedness  or  assets  (excluding  regular  quarterly  cash dividends) or of subscription rights or warrants (other than those referred to above). With certain exceptions, no adjustment in the exercise price will be required until cumulative adjustments amount to at least one percent (1%) of the exercise price. No fractional shares of Series A Preferred Stock will be issued and, in lieu thereof, an adjustment in cash will be made based on the market price of the Series A Preferred Stock on the last trading day prior to the date of exercise. Redemption; Exchange. At any time prior to the Final Expiration Time, Patterson-UTI may redeem the Rights in whole, but not in part, at a price of $0.001 per  Right  (subject  to  adjustment  and  payable  in  cash,  common  stock  or  other  consideration  deemed  appropriate  by the  board  of  directors).  Immediately upon the action of the board of directors authorizing any redemption, the Rights will terminate and the only right of the holders of Rights will be to receive the redemption price. At any time after any person has become an Acquiring Person and prior to the time that any Acquiring Person, together with all of its affiliates and associates, becomes the beneficial owner of fifty percent (50%) or more of the outstanding shares of common stock, Patterson-UTI may exchange the Rights (other than Rights owned by the Acquiring Person, any of its affiliates or associates or certain transferees of Acquiring Person or of any such affiliate or associate, whose Rights will have become  null and void), in whole or in part, at an exchange ratio of one share of common stock, or one one-thousandth  of a share of Series A Preferred  Stock (or of a share of a class or series  of Patterson-UTI’s  preferred  stock having equivalent  rights, preferences  and privileges),  per Right (subject  to adjustment). Amendment of the Rights Agreement. Patterson-UTI and the Rights Agent may from time to time amend or supplement the Rights Agreement without the consent of the holders of the Rights. However, on or after the Stock Acquisition Date, no amendment can materially adversely affect the interests of the holders of the Rights (other than the Acquiring Person, any of its affiliates or associates or certain transferees of Acquiring Person or of any such affiliate or associate). Miscellaneous.  While  the  distribution  of  the  Rights  will  not  be  taxable  to  stockholders  or  to  Patterson-UTI,  stockholders  may,  depending  upon  the circumstances, recognize taxable income in the event that the Rights become           exercisable for common stock (or other consideration) or for common stock of the acquiring company or in the event of the redemption of the Rights as described above. Section 203 of DGCL Patterson-UTI is subject to Section 203 of the Delaware General Corporation Law (“DGCL”). Subject to limited exceptions, Section 203 of the DGCL prohibits  “business  combinations,”  including  certain  mergers,  sales  and  leases  of  assets,  issuances  of  securities  and  similar  transactions  by  a  corporation  or  a subsidiary  with  an  “interested  stockholder”  who  beneficially  owns  15%  or  more  of  a  corporation’s  voting  stock,  within  three  years  after  the  person  or  entity becomes an interested stockholder, unless: (1) the transaction that will cause the person to become an interested stockholder is approved by the board of directors of the corporation prior to the transaction, (2) after the completion of the transaction in which the person becomes an interested stockholder, the interested stockholder holds at least 85% of the voting stock of the corporation not including (a) shares held by officers and directors of the interested stockholder and (b) shares held by specified employee benefit plans, or (3) at or subsequent to such time the person becomes an interested stockholder, the business combination is approved by the board of directors and holders of at least 66 2/3% of the outstanding voting stock, excluding shares held by the interested stockholder. Other Provisions Having a Possible Anti-Takeover Effect In addition to being subject to Section 203 of the DGCL, Patterson-UTI’s restated certificate of incorporation and amended and restated bylaws contain certain  provisions  that  could  discourage  potential  takeover  attempts  and  make  more  difficult  attempts  by  stockholders  to  change  management.  The  following paragraphs set forth a summary of these provisions: Special Meetings of Stockholders The Patterson-UTI restated certificate of incorporation provides that special meetings of stockholders may be called only by the Patterson-UTI board of directors (or a majority of the members thereof), the chief executive officer, the president or the holders of a majority of the outstanding stock entitled to vote at such special meeting. This provision will make it more difficult for Patterson-UTI stockholders to call a special meeting. No Stockholder Action by Written Consent The Patterson-UTI restated certificate of incorporation provides that stockholder action may be taken only at annual or special meetings and not by written consent of the stockholders.     Subsidiaries of the Registrant Exhibit 21.1 Name 1.Ambar Lone Star Fluid Services LLC 2.Current Power Solutions, Inc. 3.Drilling Technologies 1 LLC 4.Drilling Technologies 2 LLC 5.Great Plains Oilfield Rental, L.L.C. 6.Keystone Rock & Excavation, L.L.C. 7.MS Directional, LLC 8.Patterson Petroleum LLC 9.Patterson UTI International Saudi Arabia Limited 10.Patterson-UTI Drilling Canada Limited 11.Patterson-UTI Drilling Company LLC 12.Patterson-UTI Drilling International, Inc. 13.Patterson-UTI International (Argentina) S.R.L. 14.Patterson-UTI International (Netherlands) B.V. 15.Patterson-UTI International Holdings (BVI) Limited 16.Patterson-UTI International Holdings (Netherlands) One B.V. 17.Patterson-UTI International Holdings (Netherlands) Two B.V. 18.Patterson-UTI International Holdings, Inc. 19.Patterson-UTI International (India) B.V. 20.Patterson-UTI International (Kuwait) Limited 21.Patterson-UTI Holding Company LLC 22.Patterson-UTI Management Services, LLC 23.PTL Prop Solutions, L.L.C. 24.Seventy Seven Energy LLC 25.Seventy Seven Land Company LLC 26.Seventy Seven Operating LLC 27.Superior QC, LLC 28.Universal Pressure Pumping, Inc. 29.Universal Wireline LLC 30.Warrior Rig Technologies Limited 31.Warrior Rig Technologies US LLC 32.Western Wisconsin Sand Company, LLC State of Incorporation or organization Texas Texas Delaware Delaware Oklahoma Oklahoma Texas Texas   Kingdom of Saudi Arabia Nova Scotia Texas Delaware Argentina The Netherlands British Virgin Islands The Netherlands The Netherlands Delaware The Netherlands British Virgin Islands Delaware Delaware Oklahoma Delaware Oklahoma Oklahoma Delaware Delaware Delaware British Columbia 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 (No. 333-234555) and Form S-8 (Nos. 333-166434, 333-126016, 333-152705, 333-195410, 333-217414, 333-219063 and 333-231988) of Patterson-UTI Energy, Inc. of our report dated February 9, 2021 relating to the financial statements and 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 9, 2021                                                               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 9, 2021 /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 9, 2021   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, 2020, 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 9, 2021 /s/ C. Andrew Smith C. Andrew Smith Chief Financial Officer February 9, 2021           

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