Ranger Energy Services
Annual Report 2019

Plain-text annual report

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10‑‑K ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2019 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 001-38183 RANGER ENERGY SERVICES, INC. (Exact name of registrant as specified in its charter) (State or other jurisdiction of incorporation or organization) (I.R.S. Employer Identification No.) Delaware 81‑‑5449572 800 Gessner Street, Suite 1000 Houston, Texas 77024 (713) 935‑‑8900 (Address, Including Zip Code, and Telephone Number, Including Area Code, of Registrant’s Principal Executive Offices) Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act: Title of each class Class A Common Stock, $0.01 par value Trading Symbol RNGR Name of each exchange on which registered New York Stock Exchange Indicate by check mark if the Registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act. Yes ☐ No ☒ Indicate by check mark if the Registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act. Yes ☐ No ☒ Indicate  by  check  mark  whether  the  Registrant:  (1)  has  filed  all  reports  required  to  be  filed  by  Section  13  or  15(d)  of  the  Securities  Exchange  Act  of  1934  during  the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days. Yes ☒ No ☐ Indicate by check mark whether the Registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files). Yes ☒ No ☐ Indicate by check mark whether the Registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer, 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 is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act). Yes ☐ No ☒ As of June 30, 2019, the aggregate market value of the Class A Common Stock of Ranger Energy Services, Inc. held by non-affiliates of the Registrant was $42.3 million, based on the closing market price as reported on the New York Stock Exchange of $8.05. As of February 26, 2020, the Registrant had 8,632,788 shares of Class A Common Stock and 6,866,154 shares of Class B Common Stock outstanding. Portions of the registrant’s definitive proxy statement for the 2020 Annual Meeting of Stockholders, to be filed no later than 120 days after the end of the fiscal year to which this Annual Report on Form 10-K relates, are incorporated by reference into Part III of this Annual Report on Form 10-K. DOCUMENTS INCORPORATED BY REFERENCE                                       RANGER ENERGY SERVICES, INC. TABLE OF CONTENTS   Business   Risk Factors   Unresolved Staff Comments   Properties   Legal Proceedings   Mine Safety Disclosure PART I PART II   Market for Registrant’s Common Equity, Related Stockholders’ Matters and Issuer Purchases of Equity Securities   Selected Financial Data   Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations Item Item 1. Item 1A. Item 1B. Item 2. Item 3. Item 4. Item 5. Item 6. Item 7. Item 7A.   Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk Item 8. Item 9. Item 9A. Item 9B. Item 10. Item 11. Item 12. Item 13. Item 14. Item 15.  Item 16.    Financial Statements and Supplementary Data   Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosures   Controls and Procedures   Other Information   Directors, Executive Officers and Corporate Governance   Executive Compensation PART III   Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters   Certain Relationships and Related Transactions and Director Independence   Principal Accounting Fees and Services   Exhibits, Financial Statement Schedules   Form 10-K Summary   SIGNATURES PART IV  Page 1 11 30 30 30 31 32 34 35 45 47 71 71 71 72 72 72 72 72 73 75 75                                                                                                                                       CAUTIONARY STATEMENT REGARDING FORWARD-LOOKING STATEMENTS The information in this Annual Report on Form 10-K (“Annual Report”) includes “forward‑looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933, as amended (the “Securities Act”) and Section 21E of the Exchange Act of 1934 (the “Exchange Act”), as amended. All statements, other than statements of historical fact included in this Form 10-K, regarding our strategy, future operations, financial position, estimated revenues and losses, projected costs, prospects, plans and objectives of management are forward‑looking statements. When used in this Form 10-K, the words “could,” “believe,” “anticipate,” “intend,” “estimate,” “expect,” “project” and similar expressions are intended to identify forward‑looking statements, although not all forward‑looking statements contain  such identifying  words. These forward‑looking statements  are  based on our  current  expectations  and assumptions  about future  events  and are  based on currently available information as to the outcome and timing of future events. Forward‑looking statements may include statements about: • • • • • • • • • • our business strategy; our operating cash flows, the availability of capital and our liquidity; our future revenue, income and operating performance; our ability to sustain and improve our utilization, revenues and margins; our ability to maintain acceptable pricing for our services; our future capital expenditures; our ability to finance equipment, working capital and capital expenditures; competition and government regulations; our ability to obtain permits and governmental approvals; pending legal or environmental matters; • marketing of oil and natural gas; • • • • • • business or asset acquisitions, including the integration thereof; general economic conditions; credit markets; our ability to successfully develop our research and technology capabilities and implement technological developments and enhancements; uncertainty regarding our future operating results; and plans, objectives, expectations and intentions contained in this Annual Report that are not historical. We caution you that these forward‑looking statements are subject to all of the risks and uncertainties, most of which are difficult to predict and many of which are beyond our control. These risks include, but are not limited to, the risks described under “Part I, Item 1A. Risk Factors” in this Annual Report. Should one or more of the risks or uncertainties described occur, or should underlying assumptions prove incorrect, our actual results and plans could differ materially from those expressed in any forward‑looking statements. All forward‑looking statements, expressed or implied, included in this Annual Report are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement. This cautionary statement should also be considered in connection with any subsequent written or oral forward‑looking statements that we or persons acting on our behalf  may  issue.  Except  as  otherwise  required  by  applicable  law,  we  disclaim  any  duty  to  update  any  forward‑looking  statements,  all  of  which  are  expressly qualified by the statements in this section, to reflect events or circumstances after the date of this Annual Report. PART I Except as otherwise indicated or required by the context, all references in this Annual Report to the “Company,” “Ranger,” “we,” “us” or “our” relate, prior to our initial public offering (the “Offering”), to Ranger Energy Services, LLC (“Ranger Services”) and Torrent Energy Services, LLC (“Torrent Services”) on a Combined basis, and following the Offering, to Ranger Energy Services, Inc. (“Ranger, Inc.”) and its consolidated subsidiaries. References in this Annual Report to “Ranger LLC” refer to RNGR Energy Services, LLC, which owns our operating subsidiaries, including Ranger Services and Torrent Services. References in this Annual Report to the “Existing Owners” refer to Ranger Energy Holdings, LLC (“Ranger Holdings”), Ranger Energy Holdings II, LLC (“Ranger Holdings II”), Torrent Energy Holdings, LLC (“Torrent Holdings”) and Torrent Energy Holdings II, LLC (“Torrent Holdings II”), the entities through which our legacy investors, including  CSL Capital Management, LLC (“CSL”), certain members of our management and other investors own their retained interest in us and Ranger LLC. Item 1. Business Overview Ranger  Energy  Services,  Inc.  is  a  provider  of  onshore  high  specification  (“high-spec”)  well  service  rigs,  wireline  completion  services  and  additional complementary services in the United States. We provide an extensive range of well site services to leading U.S. exploration and production (“E&P”) companies that  are  fundamental  to  establishing  and  maintaining  the  flow  of  oil  and  natural  gas  throughout  the  productive  life  of  a  well.  Our  focus  has  been  positioning ourselves to serve a high-quality customer base by leveraging our young fleet, improving systems and streamlining processes, making Ranger an operator of choice for U.S. E&P companies that require completion and production services. Our service offerings consist of well completion support, workover, well maintenance, wireline, fluid management, other complementary services, as well as installation, commissioning and operating of modular equipment, which are conducted in three reportable segments, as follows: • • • High Specification Rigs. Provider of high-spec well service rigs and complementary equipment and services to facilitate operations throughout the lifecycle of a well. Completion and Other Services. Provider of wireline completion services necessary to bring a well on production and other ancillary services often utilized in conjunction with our high-spec rig services to maintain the production of a well. Processing Solutions. Provider of proprietary, modular equipment for the processing of natural gas. We operate in most of the active oil and natural gas basins in the United States, including the Permian Basin, Denver-Julesburg Basin, Bakken Shale, Eagle Ford Shale, Haynesville Shale, Gulf Coast, South Central Oklahoma Oil Province and Sooner Trend Anadarko Basin Canadian and Kingfisher Counties plays. For further  information  related  to  our  services  and  financial  results  of  our  operating  segments,  see  “Part  I,  Item  1.  Business—Our  Segments,”  “Part  II,  Item  7. Management Discussion and Analysis—Operating Results,” and “Part II, Item 8. Financial Statements and Supplementary Data—Note 15 — Segment Reporting.” Ranger Inc. continues to combine our services offerings with a highly skilled and experienced workforce, enabling us to consistently deliver exceptional service while maintaining high health, safety and environmental standards. Personnel at Ranger are dedicated to redefining services for our customers, driving new thinking, raising standards and rising to challenges. We believe that our efficient operational performance, executed at a high level of integrity, strong safety record and low leverage provides a competitive advantage. Organization Ranger Inc. was incorporated as a Delaware corporation in February 2017. In conjunction with the Offering of Class A Common Stock, par value $0.01 per share (“Class A Common Stock”), which closed on August 16, 2017, and the corporate reorganization, we underwent in connection with the Offering, we  became a holding company, the sole material assets of which consist of membership interests in Ranger LLC. Ranger LLC owns all of the outstanding equity interests in Ranger  Services  and  Torrent  Services,  the  subsidiaries  through  which it  operates  its assets.  Through the  consummation  of the  corporate  reorganization,  Ranger LLC is the sole managing member of, and is responsible for all operational, management and administrative  decisions relating to, Ranger Services and Torrent Services’ business and consolidates the financial results of Ranger Services and Torrent Services and their subsidiaries. 1 The following diagram indicates our current ownership structure as a result of the Offering and the transactions related thereto: _________________________ (1) CSL, Bayou Well Holdings Company, LLC, certain members of our management and other investors own all of the equity interests in the Existing Owners, where CSL holds a majority of the voting interests in each of the Existing Owners. (2) (3) Inclusive of Ranger Services and Torrent Services and subsidiaries. Inclusive of unvested restricted share awards. Our Segments We conduct our operations through multiple business lines that are organized into three reporting segments: High Specification Rigs, Completion and Other Services and Processing Solutions. The following provides additional detail on our reportable segments and the business lines within each segment. High Specification Rigs Our High Specification Rig segment provides high-spec well and complementary equipment and services to facilitate operations throughout the lifecycle of a  well.  We  provide  these  advanced  services  to  E&P  companies,  particularly  to  those  operating  in  unconventional  oil  and  natural  gas  reservoirs  and  requiring technically and operationally advanced services. Our high‑spec well service rigs are designed to support U.S. horizontal well demands. Specifically, our high-spec rig services consist of the following: • Well completion support. Our well completion support services are utilized subsequent to hydraulic fracturing operations but prior to placing a well into  production,  and  primarily  include  unconventional  well  completion  operations,  including  milling  out  composite  plugs,  frac  sand  or  other downhole  debris  or  obstructions  that  were  introduced  in  the  well  as  part  of  the  completion  process  and  installing  production  tubing  and  other permanent downhole equipment necessary to facilitate production. • Workovers.  Our  workover  services  primarily  facilitate  major  well  repairs  or  modifications  required  to  sustain  the  flow  of  oil  and  natural  gas  in  a producing well. Workovers, which may require a few days to several weeks to complete and generally require additional auxiliary equipment, are typically more complex and more time consuming than well maintenance operations. Workover operations include major subsurface repairs such as the 2 repair or replacement of well casing, recovery or replacement of tubing and removal of foreign objects from the wellbore. All of our high‑spec well service rigs are designed to perform complex workover operations. • Well maintenance. Our well maintenance services provide periodic maintenance required throughout the life of a well to sustain optimal levels of oil and  natural  gas  production.  Our  well  maintenance  services  primarily  include  the  removal  and  replacement  of  downhole  production  equipment, including artificial  lift components such as sucker rods and downhole pumps, the repair of failed production tubing and the repair and removal of other  downhole  production‑related  byproducts  such  as  frac  sand  or  paraffin  that  impair  well  productivity.  These  and  similar  routine  maintenance services involve relatively low‑cost, short‑duration operations that generally experience relatively stable demand notwithstanding changes in drilling activity. In addition to our core well service rig operations, we also offer well service‑related equipment rentals, as described below. • Well Service‑Related Equipment Rentals. Our well service‑related equipment rentals consist of a diverse fleet of rental items, including fluid pumps (various  horsepower  pumping  equipment  utilized  to  circulate  fluid  in  and  out  of  wellbores),  power  swivels  (hydraulic  motor‑driven,  pipe‑rotating machines used to deliver shock‑free torque to the workstring or tubing during well service rig operations), well control packages (equipment used to ensure formation pressure is maintained within the wellbore during well service rig operations), hydraulic catwalks (mechanized lifting devices used to  raise  and  lower  drill  pipe  and  tubing  to  and  from  the  well  service  rig  work  floor),  frac  tanks,  pipe  racks  and  pipe  handling  tools.  Our  well service‑related equipment rentals are typically used in conjunction with the services provided by our high-spec well services. We have a fleet of 139 well service rigs, which we believe to be among the newest and most advanced in the industry and are considered to be high-spec rigs,  with  high  operating  horsepower  (“HP”)  (450  HP  or  greater)  and  tall  mast  heights  (102  feet  or  higher).  In  February  2017,  we  entered  into  a  Purchase Agreement with National Oilwell Varco, Inc. (“NOV”), pursuant to which we accepted delivery of 28 high-spec rigs during the years ended December 31, 2018 and 2017. The high‑spec well service rigs in our fleet, the substantial majority of which has been built since 2010, have an average age of approximately six years and feature modern operating components sourced from leading U.S. manufacturers. Approximately 60% of our existing high‑spec well service rigs were manufactured by NOV, with the remaining manufactured by Dragon/Cooper, Service King, Rig Works, Taylor, Mustang and Stewart & Stevenson Crown. The following table provides a summary of information regarding our high-spec well service rig fleet. HP Rating (1) 550 — 600 500 450 — 475 Total High-Spec Rigs ______________________ Per manufacturer. (1) Mast Height 112’ — 117’ 104’ — 108’ 102’ — 104’ Mast Rating (2) 250,000 — 300,000’ 240,000 — 250,000’ 200,000 — 250,000’ Number of High-Spec Rigs 58 60 21 139 (2) The mast ratings of our high-spec well service rigs complement their high operating HP and tall mast heights by allowing such rigs to safely support the higher weights associated with the long tubing strings used in long-lateral well completion operations and is measured in pounds. The composition of our well service rig fleet makes it particularly well-suited to provide both completion-oriented services, the demand for which generally increases along with increased capital spending by E&P operators, and production-oriented services, the demand for which is less influenced, on a comparative basis,  by  such  capital  spending.  The  ability  of  our  well  service  rigs  to  accommodate  the  needs  of  our  E&P  customers  in  a  variety  of  economic  conditions  has historically allowed us to maintain relatively high rig utilization. In  connection  with  the  operations  of  our  high‑spec  well  service  rigs,  we  also  maintain  a  supply  of  additional  service  and  rental  equipment,  including accumulators, acid and frac tanks, motor vehicles, trailers, tractors, catwalks, cementing units, pipe racks, power swivels, ram block assemblies, fluid pumps and related items. Completion and Other Services Our  Completion  and  Other  Services  segment  provides  wireline  completion  services  necessary  to  bring  a  well  on  production  and  other  ancillary  services often utilized in conjunction with our high-spec rig services to maintain the production of a well. Our completion and other services, as described in further detail below, strategically enhance our operating footprint by creating 3                                   operational efficiencies for our customers and allow us to capture a greater portion of their spending across the lifecycle of a well. • Wireline Services. Our wireline services involve the use of wireline trucks equipped with a spool of cable that is unwound and lowered into oil and natural gas wells to convey specialized tools or equipment primarily for well completion, but also for well intervention, pipe recovery, plugging and abandonment purposes. • • • Fluid Management Services. Our fluid management services consist of the hauling of oilfield fluids, including drilling mud, fresh water and saltwater used or produced in well drilling, completion and production. Additionally, we rent tanks to store such fluids at the wellsite. Snubbing Services. Our snubbing services consist of using our snubbing units together with our well service rigs in order to perform well completion, workover or maintenance activities. Our snubbing services enable operators to safely run or remove pipe and other associated downhole tools into pressurized or highly deviated wellbores. Decommissioning.  Our  decommissioning  services  primarily  include  plugging  and  abandonment,  in  which  our  well  service  rigs  and  wireline  and cementing equipment are used to prepare non‑economic oil and natural gas wells to be permanently sealed or temporarily shut in. Decommissioning work  is  typically  less  sensitive  to  oil  and  natural  gas  prices  than  our  other  well  service  rig  operations  as  a  result  of  decommissioning  obligations imposed by state regulations. Services provided within our High Specification Rig and Completion and Other Services segments, as described above, are fundamental to establishing and maintaining the flow of oil and natural gas throughout the productive life of a well. We  have  a  fleet  of  wireline  and  high-pressure  pump  trucks  that  are  utilized  in  our  Completion  and  related  services.  Our  wireline  services  utilize  high- pressure  pump trucks  to  pump fracturing  plugs and perforating  guns into  extended  reach  horizontal  wells for pump down perforating  completion  purposes.  We perform snubbing services, which utilizes specialized trucks and equipment units to enable operators to safely run or remove pipe and other downhole tools from a pressurized well. Our fluid management services utilize trucks, pumps and other tools and equipment to control and separate completion fluids and to haul oilfield fluids used in production. Processing Solutions Our Processing Solutions segment engages in the rental, installation, commissioning, start‑up, operation and maintenance of Mechanical Refrigeration Units (“MRU”),  Nitrogen  Gas  Liquid  (“NGL”)  stabilizer  units,  NGL  storage  units  and  related  equipment.  Our  Processing  Solutions  segment  provides  a  range  of proprietary, modular equipment for the processing of rich natural gas streams at the wellhead or central gathering points in basins where drilling and completion activity has outpaced the development of permanent processing infrastructure. We have developed a premium offering that includes proprietary designs and modern processing equipment, including modular MRU’s. Our modular units provide  flexibility  across  a  broad  range  of  project  requirements  and  operating  environments,  and  are  designed  to  allow  for  quick  mobilization  to  minimize downtime  and  increase  utilization,  particularly  in  conjunction  with  the  operational  support  provided  by  our  expert  field  personnel.  Our  natural  gas  processing solutions  assist  our  customers  with  meeting  pipeline  specifications,  extracting  higher  value  NGLs,  providing  fuel  gas  for  wellsites  and  facilities  and  reducing emissions at the flare tip. Our modular units provide flexibility to match a broad range of project requirements and are designed to allow for quick mobilization and demobilization. In addition  to our  proprietary  natural  gas and NGL processing  equipment,  we offer  full  transportation,  installation  and ongoing  operation  services  in the field. Our turn‑key mobilization services include in‑bound transportation, site offloading, installation, commissioning, startup and training of field personnel. Our ongoing operations and maintenance services include daily onsite and callout services, daily field reports and NGL transportation and marketing arrangements. We also employ full‑time process and mechanical engineers with significant experience in designing gas treating and processing solutions to provide quality service to our customers. We have a fleet of 33 MRUs that are modern, reliable and equipped to handle large volumes of natural gas while operating across a broad array of oilfield conditions with minimal downtime and maintenance. Our MRUs are constructed and assembled by third‑party vendors in accordance with our proprietary designs and with our oversight of sourcing and procurement. Our MRUs can be stacked and scaled to handle a range of projects and natural gas volumes and can generate temperatures downwards of -20 degrees Fahrenheit. In addition, we own and operate five auxiliary NGL stabilizer units (designed to assist our MRUs that require additional  capacity  to  separate  and  capture  valuable  NGLs),  59  NGL  storage  tanks  with  bulkhead  delivery  systems  and  capacities  of  18,000  gallons,  14 trailer‑mounted  natural  gas  generators  and  additional  supporting  auxiliary  equipment.  Our  proprietary  natural  gas  and  NGL  processing  equipment  is  generally designed to be mobile and purpose‑built to increase efficiency 4 and productivity while reducing safety risks. We also own and operate 50 gas coolers, which reduces the temperatures of the natural gas stream to allow further processing and meet pipeline specifications. Other We incur corporate and administrative costs that are not specific to any of the operating segments or business lines, which are reported as Other.  For further information regarding the results of operations for each segment, please see “Part II, Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations—Results of Operations” and “Part II, Item 8. Financial Statements and Supplementary Data- Note 15 — Segment Reporting.” Competition We provide services in various geographic regions across the United States, which are highly competitive. Our competitors include many large and small oilfield service providers. Our largest competitors in the high specification rig and completion services market include Basic Energy Services, Inc., Forbes Energy Services Ltd., Key Energy Services, Inc., KLX Energy Services, Nine Energy Service, Inc. and Pioneer Energy Services Corp. In the processing solutions market our primary competitors include GTUIT, LLC and Kinder Morgan Treating LP. In addition, our industry is highly fragmented and we compete regionally with a significant number of smaller service providers. We believe that the principal competitive factors in the markets we serve are technical expertise, equipment capacity, work force competency, efficiency, safety record, reputation, experience and price. Additionally, projects are often awarded on a bid basis, which tends to create a highly competitive environment. We seek  to  differentiate  ourselves  from  our  competitors  by  delivering  the  highest-quality  services  and  equipment  possible,  coupled  with  superior  execution  and operating efficiency in a safe working environment. Cyclical Nature of Industry We operate in a highly cyclical industry and the key factor driving demand for our services is the level of drilling activity by E&P companies. In turn, the level of drilling depends largely on the current and anticipated economics of new well completions. Global supply and demand for oil and the domestic supply and demand for natural gas are critical in assessing industry outlook. Demand for oil and natural gas is cyclical and subject to large, rapid fluctuations. E&P companies tend to increase capital expenditures in response to increases in oil and natural gas prices, which generally results in greater revenues and profits for oilfield service companies. Increased capital expenditures also lead to greater production, which historically has resulted in increased inventories and reduced prices, consequently reducing demand for oilfield services. The results of our operations, therefore, may fluctuate from period to period, and these fluctuations may distort comparisons of results across periods. Seasonality Our results of operations have historically reflected seasonal tendencies relating to holiday seasons, inclement weather and the conclusion of our customers’ annual drilling and completion of capital expenditure budgets. Our most notable declines generally occur in the fourth quarter of the calendar year. Additionally, some of the areas in which we have operations, including the Denver-Julesburg Basin and the Bakken Shale, are adversely affected by seasonal weather conditions, primarily  during  the  winter  months.  During  periods  of  heavy  snow,  ice,  wind  or  rain,  we  may  be  unable  to  move  our  equipment  between  locations,  thereby reducing our ability to provide services and generate revenues, or we could suffer weather-related  damage to our facilities and equipment resulting in delays in operations. Sales and Marketing Our sales and marketing activities typically are performed through local operations in each geographical region and are supported by sales representatives at our  corporate  headquarters.  Our  senior  management  takes  an  active  role  in  supporting  our  sales  and  marketing  personnel.  We  believe  our  field  sales  personnel understand the region‑specific issues and customer operating procedures and therefore can more effectively target marketing activities. Our sales representatives work closely with our managers and field sales personnel to target market opportunities. Significant Customers We have strong relationships with a broad customer base, including EOG Resources, Inc., Concho Resources, Inc., Centennial Resource Development, Inc. and Pioneer Natural Resources Company. During the year ended December 31, 2019, EOG Resources, Inc. and Concho Resources accounted for approximately 17% and 14%, respectively, of our consolidated revenues and we worked for approximately 200 distinct customers. During the year ended December 31, 2018, EOG Resources, Inc. accounted for approximately 20% of our revenues. No other customer represents more than 10% of our consolidated revenues for the years ended  December  31,  2019 and  2018.  Our  top  five  customers  represented  approximately  49%  and  42% of  our  consolidated  revenues  for  2019 and  2018, respectively. 5 Suppliers Our internal supply chain team manages sourcing and logistics to ensure flexibility and continuity of supply in a cost effective manner across all areas of our operations. We have built long‑term relationships with multiple industry leading suppliers of materials and equipment. We purchase a wide variety of materials, parts  and  components  that  are  manufactured  and  supplied  for  our  operations.  We  are  not  dependent  on  any  single  source  of  supply  for  those  parts,  supplies  or materials. We have generally been able to obtain the equipment, parts and supplies necessary to support our operations on a timely basis. Employees We invest in attracting and retaining talented employees and believe we have good relationships with our employees. As of December 31, 2019, we had approximately  1,100 full-time,  part-time  and  seasonal  employees  and  no  unionized  labor.  We  hire  independent  contractors  on an  as-needed  basis  and  are  not  a party to collective bargaining agreements. Environmental and Occupational Safety and Health Matters Our operations, which support the oil and natural gas exploration, development and production activities pursued by our customers, are subject to stringent and comprehensive federal, regional, state and local laws and regulations governing occupational safety and health, the discharge of materials into the environment, solid and hazardous waste management, fluid transportation and disposal and environmental protection. These laws and regulations may, among other things (i) limit or prohibit our operations on certain lands lying within wilderness, wetlands and other protected areas; (ii) require remedial measures to mitigate or clean-up pollution from former and ongoing operations; (iii) impose restrictions on the types, quantities and concentrations of various substances that can be released into the environment or injected in formations in connection with oil and natural gas drilling and production activities; (iv) impose specific safety and health standards or criteria addressing worker protection; and (v) impose substantial liabilities for pollution resulting from our operations. Numerous governmental  entities,  including  the U.S. Environmental  Protection  Agency (“EPA”) and analogous  state  agencies,  have the power to enforce compliance with these laws and regulations and the permits issued under them. Any failure to comply with these laws and regulations may result in the assessment of sanctions, including administrative, civil and criminal penalties, the imposition of investigatory, remedial or corrective action obligations or the incurrence of capital  expenditures;  the  occurrence  of  delays  in  the  permitting  or  performance  of  projects;  the  issuance  of  orders  enjoining  performance  of  some  or  all  of  our operations in a particular area; and governmental or private claims for personal injury or property or natural resource damages. The trend in environmental regulation has been to place more restrictions and limitations on activities that may adversely affect the environment, and thus any  changes  in  environmental  laws  and  regulations  or  re-interpretation  of  enforcement  policies  that  result  in  more  stringent  and  costly  regulatory  requirements could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. We may be unable to pass on such increased compliance costs to our customers. Moreover, accidental releases or spills may occur in the course of our operations, and we cannot assure you that we will not incur significant  costs and liabilities  as a result of such releases or spills, including any third-party claims for damage to property, natural resources or persons. Our customers may also incur increased costs or delays or restrictions in permitting or operating activities as a result of more stringent environmental laws and regulations, which may result in a curtailment of exploration, development or production activities that would reduce the demand for our services. Worker Health and Safety We are subject to the requirements of the federal Occupational Safety and Health Act (“OSHA”), and comparable state statutes that regulate the protection of the health and safety of workers. In addition, the OSHA hazard communication standard requires that information be maintained about hazardous materials used or produced in operations and that this information be provided to employees, state and local government authorities and the public. Radioactive Materials Naturally Occurring Radioactive Materials (“NORM”) may contaminate extraction and processing equipment used in the oil and natural gas industry, most often  in  the  form  of  scale.  The  waste  resulting  from  such  contamination  is  regulated  by  federal  and  state  laws.  Standards  have  been  developed  for  worker protection, treatment, storage, and disposal of NORM and NORM waste, management of NORM-contaminated waste piles, containers and tanks and limitations on the relinquishment of NORM-contaminated land for unrestricted use under the Resource Conservation and Recovery Act (“RCRA”) and state laws. We may incur significant costs or liabilities associated with elevated levels of NORM. Hazardous Substances and Wastes and Naturally Occurring Radioactive Materials The RCRA, and comparable state statutes, regulate the generation, treatment, storage, transportation, disposal and clean-up of hazardous and non-hazardous wastes. Pursuant to rules issued by the EPA, individual states can have delegated authority to administer some or all of the provisions of RCRA, sometimes in conjunction with their own, more stringent requirements. In 6 the course of our operations, we generate industrial wastes, such as paint wastes, waste solvents and oils that are regulated as hazardous materials. Drilling fluids, produced waters and other wastes associated with the exploration, development and production of oil or natural gas, if properly handled, are currently exempt from regulation as hazardous waste under RCRA and, instead, are regulated under RCRA’s less stringent non-hazardous waste provisions, or other state or federal laws. However,  it  is  possible  that  certain  oil  and  natural  gas  drilling  and  production  wastes  now  classified  as  non-hazardous  could  be  classified  as  hazardous wastes in the future. For example, the EPA is required, by a consent decree, to propose a rulemaking for revision of certain RCRA Subtitle D criteria regulations pertaining to oil and natural gas wastes or sign a determination that revision of the regulations is not necessary no later than March 15, 2019. The EPA ultimately signed a determination that revision of the regulations is not necessary at this time. Nevertheless, reclassification of drilling fluids, produced waters and related wastes as hazardous under RCRA could result in an increase in our, as well as the oil and natural gas E&P industries’, costs to manage and dispose of generated wastes, which could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Additionally, other wastes handled at E&P sites or generated in the course of providing well services may not fall within this exclusion. The  Comprehensive  Environmental  Response,  Compensation  and  Liability  Act  (“CERCLA”)  and  comparable  state  laws  impose  strict,  joint  and  several liability  for  environmental  contamination  and  damages  to  natural  resources  without  regard  to  fault  or  the  legality  of  the  original  conduct  on  certain  classes  of persons. These persons include owners and operators of real property impacted by a release of hazardous substances and any company that transported, disposed of or arranged for the transport or disposal of hazardous substances to or at the site. Under CERCLA, such persons may be liable for, among other things, the costs of remediating the hazardous substances that have been released into the environment, damages to natural resources and the costs of certain health studies. In addition, where contamination may be present, it is not uncommon for the neighboring landowners and other third parties to file claims for personal injury, property damage and recovery of response costs. Water Discharges and Discharges into Belowground Formations The Federal Water Pollution Control Act, also known as the Clean Water Act (“CWA”), and analogous state laws, impose restrictions and strict controls with  respect  to  the  discharge  of  pollutants,  including  spills  and  leaks  of  oil  and  hazardous  substances,  into  state  waters  and  waters  of  the  United  States.  The discharge of pollutants into regulated waters is prohibited, except in accordance with the terms of a permit issued by the EPA or an analogous state agency. Spill prevention, control and countermeasure plan requirements imposed under the CWA require appropriate containment berms and similar structures to help prevent the contamination of navigable waters in the event of a petroleum hydrocarbon tank spill, rupture or leak. In addition, the CWA and analogous state laws require individual permits or coverage under general permits for discharges of storm water runoff from certain types of facilities. The CWA also prohibits the discharge of dredge  and  fill  material  in  regulated  waters,  including  wetlands,  unless  authorized  by  permit.  There  has  been  substantial  uncertainty  regarding  the  scope  of regulated waters in recent years, and any expansion in this scope could result in increased costs or timeframes to complete activities. The CWA and analogous state laws also may impose substantial civil and criminal penalties for non-compliance including spills and other non-authorized discharges. The Oil Pollution Act of 1990 (“OPA”) sets minimum standards for prevention, containment and cleanup of oil spills. The OPA applies to vessels, offshore facilities  and  onshore  facilities,  including  exploration  and  production  facilities  that  may  affect  waters  of  the  United  States.  Under  the  OPA,  responsible  parties including owners and operators of onshore facilities may be held strictly liable for oil cleanup costs and natural resource damages as well as a variety of public and private  damages  that  may  result  from  oil  spills.  The  OPA  also  requires  owners  or  operators  of  certain  onshore  facilities  to  prepare  Facility  Response  Plans  for responding to a worst-case discharge of oil into waters of the United States. Our  oil  and  natural  gas  producing  customers  dispose  of  flowback  and  produced  water  or  certain  other  oilfield  fluids  gathered  from  oil  and  natural  gas producing operations in accordance with permits issued by government authorities overseeing such disposal activities. While these permits are issued pursuant to existing laws and regulations, these legal requirements are subject to change based on concerns of the public or governmental authorities regarding such disposal activities. One such concern relates to recent seismic events near underground disposal wells used for the disposal by injection of flowback and produced water or certain other oilfield fluids resulting from oil and natural gas activities. When caused by human activity, such events are called induced seismicity. In response to concerns regarding induced seismicity, regulators in some states have imposed, or are considering imposing, additional requirements in the permitting of produced water disposal wells or otherwise to assess any relationship between seismicity and the use of such wells. States may, from time to time, develop and implement plans directing certain wells where seismic incidents have occurred to restrict or suspend disposal well operations. In addition, ongoing lawsuits allege that disposal well operations have caused damage to neighboring properties or otherwise violated state and federal rules regulating waste disposal. These developments could result in additional regulation and restrictions on the use of injection wells by our customers to dispose of flowback and produced water and certain other oilfield fluids. Increased regulation and 7 attention given to induced seismicity also could lead to greater opposition to, and litigation concerning, oil and natural gas activities utilizing injection wells for waste disposal. Any one or more of these developments may necessitate that our customers limit disposal well volumes, rates or locations, or may require our customers or third  party  disposal  well  operators  that  dispose  of  customer  wastewater  to  shut  down  disposal  wells,  which  could  adversely  affect  our  customers’  business  and result in a corresponding decrease in the need for our services, which could have a material adverse impact on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Air Emissions Some of our operations also result in emissions of regulated air pollutants. The federal Clean Air Act (“CAA”) and analogous state laws require permits for certain  facilities  that  have  the  potential  to  emit  substances  into  the  atmosphere  that  could  adversely  affect  environmental  quality.  These  laws  and  their implementing regulations also impose limitations on air emissions and require adherence to maintenance, work practice, reporting and record keeping and other requirements.  Failure  to  obtain  a  permit  or  to  comply  with  permit  or  other  regulatory  requirements  could  result  in  the  imposition  of  sanctions,  including administrative, civil and criminal penalties. In addition, we or our customers could be required to shut down or retrofit existing equipment, leading to additional capital or operating expenses and operational delays. Many of these regulatory requirements, including New Source Performance Standards (“NSPS”) and Maximum Achievable Control Technology standards, are expected to be made more stringent over time as a result of stricter ambient air quality standards and other air quality protection goals adopted by the EPA. Compliance with these or other new regulations could, among other things, require installation of new emission controls on some of our equipment, result in longer permitting timelines and significantly increase our capital expenditures and operating costs, which could adversely impact our business. For example, in June 2016, the  EPA  published  additional  final  rules  establishing  new  emissions  standards  for  methane  and  additional  standards  for  VOCs  from  certain  new,  modified  and reconstructed  equipment  and  processes  in  the  oil  and  natural  gas  source  category,  including  production,  processing,  transmission  and  storage  activities,  and  is formally  seeking  additional  information  from  oil  and  natural  gas  producing  companies  as  necessary  to  eventually  expand  these  final  rules  to  include  existing equipment and processes. However, following the change in presidential administration, there have been attempts to modify these regulations. In August 2019, the EPA  proposed  amendments  to  the  2016  standards  that,  among  other  things,  would  rescind  methane-specific  requirements  applicable  to  sources  in  the  oil  and natural gas industry but retain emissions limits for VOCs. Legal challenges to any final rulemaking that rescinds the 2016 standards are expected. Therefore, the extent  of  future  implementation  of  these  standards  is  uncertain  at  this  time.  In  addition,  some  of  our  customers  may  operate  on  federal  or  tribal  lands,  and  are subject to further regulation, including by tribal authorities and the federal Bureau of Land Management (“BLM”). Potentially applicable regulations include EPA’s June 2016 Federal Implementation Plan (“FIP”) to implement the Federal Minor New Source Review Program on tribal lands for oil and gas production. The FIP creates  a  permit-by-rule  process  for  minor  sources  that  also  incorporates  emission  limits  and  other  requirements  under  various  federal  air  quality  standards, applying them to a range of equipment and processes used in oil and gas production. In April 2018, the EPA proposed revisions to reportedly streamline the FIP. Neither the FIP nor the revisions apply in areas of ozone non-attainment, except, as the result of a May 2019 rule, to the Indian country portion of the Uinta Basin Ozone  Nonattainment  Area.  As  a  result,  the  EPA  may  impose  area-specific  regulations  in  certain  areas  identified  as  tribal  lands  that  may  require  additional emissions controls on existing equipment. Such requirements will likely result in increased operating and compliance costs for our customers in these regions. In  November  2016,  the  BLM  finalized  a  rule  regulating  the  venting  and  flaring  of  natural  gas,  leak  detection,  air  emissions  from  equipment,  well maintenance  and  unloading,  drilling  and  completions  and  royalties  potentially  owed  for  loss  of  such  emissions  from  oil  and  natural  gas  facilities  producing  on federal and tribal leases. In September 2018, the BLM issued a final rule rescinding the agency’s 2016 methane rule, and litigation challenging the rescission is pending.  Compliance  with  these  and  other  air  pollution  control  and  permitting  requirements  has  the  potential  to  delay  the  development  of  oil  and  natural  gas projects and increase costs for us and our customers. Moreover, our business could be materially affected if these or other similar requirements increase the cost of doing business for us and our customers, or reduce the demand for the oil and natural gas our customers produce, and thus have an adverse effect on the demand for our services. Climate Change The threat of climate change continues to attract considerable attention in the United States and in foreign countries. Numerous proposals have been made and could continue to be made at the international, national, regional and state levels of government to monitor and limit existing emissions of greenhouse gases (“GHG”) as well as to restrict or eliminate such future emissions. As a result, our operations as well as the operations of our oil and natural gas exploration and production customers are subject to a series of regulatory, political, litigation, and financial risks associated with the production and processing of fossil fuels and emission of GHG. 8 In the United States, no comprehensive climate change legislation has been implemented at the federal level. However, with the U.S. Supreme Court finding that GHG emissions constitute a pollutant under the CAA, the EPA has adopted rules 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 petroleum and natural gas system  sources  in  the  United  States,  implement  New  Source  Performance  Standards  directing  the  reduction  of  methane  from  certain  new,  modified,  or reconstructed facilities in the oil and natural gas sector, and together with the U.S. Department of Transportation (“DOT”), implement GHG emissions limits on vehicles manufactured for operation in the United States. Additionally, various states and groups of states have adopted or are considering adopting legislation, regulations  or  other  regulatory  initiatives  that  are  focused  on  such  areas  as  GHG  cap  and  trade  programs,  carbon  taxes,  reporting  and  tracking  programs,  and restriction of emissions. At the international level, there is a non-binding agreement, the United Nations-sponsored Paris Agreement, for nations to limit their GHG emissions  through  individually-determined  reduction  goals  every  five  years  after  2020,  although  the  United  States  has  announced  its  withdrawal  from  such agreement, effective November 4, 2020. 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, including climate change related pledges made by certain candidates seeking the office of the President of the United States in 2020. Two critical declarations made by one or more candidates running for the Democratic nomination for President include threats to take actions banning hydraulic fracturing of oil and natural gas wells and banning new leases for production of minerals on federal properties, including onshore lands and offshore waters. Other actions that could  be  pursued  by  presidential  candidates  may  include  the  imposition  of  more  restrictive  requirements  for  the  establishment  of  pipeline  infrastructure  or  the permitting of LNG export facilities, as well as the reversal of the United States’ withdrawal from the Paris Agreement in November 2020. Litigation risks are also increasing, as a number of cities and other local governments have sought to bring suit against the largest oil and natural gas E&P companies in state or federal court, alleging, among other things, that such companies created public nuisances by producing fuels that contributed to global warming effects, such as rising sea levels, and therefore are responsible for roadway and infrastructure damages as a result. There  are  also  increasing  financial  risks  for  fossil  fuel  producers  as  shareholders  currently  invested  in  fossil-fuel  energy  companies  concerned  about  the potential effects of climate change may elect in the future to shift some or all of their investments into non-energy related sectors. Institutional lenders who provide financing to fossil-fuel energy companies also have become more attentive to sustainable lending practices and some of them may elect not to provide funding for fossil  fuel  energy  companies.  Additionally,  the  lending  practices  of  institutional  lenders  have  been  the  subject  of  intensive  lobbying  efforts  in  recent  years, oftentimes public in nature, by environmental activists, proponents of the international Paris Agreement, and foreign citizenry concerned about climate change not to provide funding for fossil fuel producers. Limitation of investments in and financings for fossil fuel energy companies could result in the restriction, delay or cancellation of drilling programs or development or production activities. The adoption and implementation of new or more stringent international, federal or state legislation, regulations or other regulatory initiatives that impose more stringent standards for GHG emissions from the oil and natural gas sector or otherwise restrict the areas in which this sector may produce oil and natural gas or generate GHG emissions could result in increased costs of compliance or costs of consuming, and thereby reduce demand for, oil and natural gas, which could reduce demand  for our services  and products. Additionally,  political,  litigation  and financial  risks may result in our oil and natural  gas customers  restricting  or cancelling production activities, incurring liability for infrastructure damages 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 services and products. One or more of these developments could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operation. Hydraulic Fracturing Our  customers  are  reliant  on  hydraulic  fracturing  services  in  connection  with  their  production  of  oil  and  natural  gas.  Hydraulic  fracturing  stimulates production of oil and/or natural gas from dense subsurface rock formations by injecting water, sand and chemicals under pressure into the formation to fracture the surrounding rock and stimulate production. Hydraulic fracturing typically is regulated by state oil and natural gas commissions, however the EPA has asserted federal regulatory authority pursuant to the  Safe  Drinking  Water  Act  over  certain  hydraulic  fracturing  activities  involving  the  use  of  diesel  fuel  and  issued  permitting  guidance  in  February  2014  that applies  to  such  activities.  The  EPA  also  finalized  rules  in  June  2016  that  prohibit  the  discharge  of  wastewater  from  hydraulic  fracturing  operations  to  publicly owned wastewater treatment plants. In addition, the EPA released its final report on the potential impacts of hydraulic fracturing on drinking water resources in December 2016. The final report concluded that “water cycle” activities associated with hydraulic fracturing may impact drinking water resources “under some circumstances,” noting that the following hydraulic fracturing water cycle activities and local- or regional-scale factors are more likely than others to result in more frequent or more severe impacts: water withdrawals for fracturing in times or areas of low water availability; surface spills during the management of fracturing fluids, chemicals or produced water; injection of fracturing fluids into wells with inadequate mechanical integrity; injection of fracturing fluids 9 directly into groundwater resources; discharge of inadequately treated fracturing wastewater to surface waters; and disposal or storage of fracturing wastewater in unlined pits. Additionally, the BLM finalized a rule in March 2015 establishing standards for hydraulic fracturing on federal and American Indian lands, but subsequently repealed  the  rule  in  December  2017.  BLM’s  repeal  of  the  rule  has  been  challenged  in  federal  court.  In  addition,  various  state  and  local  governments  have implemented, or are considering, increased regulatory oversight of hydraulic fracturing through additional permit requirements, operational restrictions, disclosure requirements, well construction and temporary or permanent bans on hydraulic fracturing in certain areas. For example, Texas, Colorado and North Dakota, among others,  have  adopted  regulations  that  impose  new  or  more  stringent  permitting,  disclosure,  disposal  and  well  construction  requirements  on  hydraulic  fracturing operations. In addition to state laws, local land use restrictions, such as city ordinances, may restrict drilling in general and/or hydraulic fracturing in particular. If new federal, state or local laws or regulations that significantly restrict hydraulic fracturing are adopted, such legal requirements could result in delays, eliminate certain drilling  and  injection  activities  and  make  it  more  difficult  or  costly  to  perform  hydraulic  fracturing.  Any  such  regulations  limiting  or  prohibiting  hydraulic fracturing  could  result  in  decreased  oil  and  natural  gas  E&P  activities  and,  therefore,  adversely  affect  demand  for  our  services  and  our  business.  Such  laws  or regulations could also materially increase our costs of compliance and doing business. Historically, our environmental compliance costs have not had a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects, however, there can be no assurance that such costs will not be material in the future. It is possible that substantial costs for compliance or penalties for non-compliance may be incurred in the future. Moreover, it is possible that other developments, such as the adoption of stricter environmental laws, regulations and enforcement policies, could result in additional costs or liabilities that we cannot currently quantify. State and Local Regulation Our operations,  and the operations of our customers, are subject to a variety  of state and local environmental  review and permitting  requirements.  Some states have state laws similar to major federal environmental laws and thus our operations are also subject to state requirements that may be more stringent than those  imposed  under  federal  law.  For  example,  initiatives  have  been  underway  in  the  State  of  Colorado  to  limit  or  ban  crude  oil  and  natural  gas  exploration, development or operations. On April 16, 2019, the Governor of Colorado signed Senate Bill 19-181 (“SB 181”) into law. The legislation makes sweeping changes in Colorado oil and gas law, including, among other matters, requiring the Colorado Oil and Gas Conservation Commission (“COGCC”) to prioritize public health and environmental concerns in its decisions, instructing the COGCC to adopt rules to minimize emissions of methane and other air contaminants, and delegating considerable new authority to local governments to regulate surface impacts. Some local communities have adopted additional restrictions for oil and gas activities, such as requiring greater setbacks, and other groups have sought a cessation of permit issuances entirely until the COGCC publishes new rules in keeping with SB 181. Additionally, activist groups have submitted new ballot proposals for the 2020 election year, including proposals for increased drilling setbacks and increased bonding requirements. Our operations may require state-law based permits in addition to federal permits, requiring state agencies to consider a range of issues, many the same as federal agencies, including, among other things, a project’s impact on wildlife and their habitats, historic and archaeological sites, aesthetics, agricultural operations and  scenic  areas.  Texas  has  specific  permitting  and  review  processes  for  oilfield  service  operations,  and  state  agencies  may  impose  different  or  additional monitoring  or  mitigation  requirements  than  federal  agencies.  The  development  of  new  sites  and  our  existing  operations  also  are  subject  to  a  variety  of  local environmental and regulatory requirements, including land use, zoning, building and transportation requirements. Motor Carrier Operations We operate as a motor carrier and therefore are subject to regulation by DOT and various state agencies. These regulatory authorities exercise broad powers, governing  activities  such  as  the  authorization  to  engage  in  motor  carrier  operations;  regulatory  safety;  hazardous  materials  labeling,  placarding  and  marking; financial reporting; and certain mergers, consolidations and acquisitions. There are additional regulations specifically relating to the trucking industry, including requirements  related  to  testing  and  weight  and  dimension  specifications  of  equipment,  drug  testing  and  product  handling.  The  trucking  industry  is  subject  to possible regulatory and legislative changes that may affect the economics of the industry by requiring changes in operating practices or by changing the demand for common  or  contract  carrier  services  or  the  cost  of  providing  truckload  services.  Some  of  these  possible  changes  include  increasingly  stringent  environmental regulations  and  fuel  economy  requirements,  changes  in  the  hours  of  service  regulations  which  govern  the  amount  of  time  driven  in  any  specific  period  and requiring onboard black box recorder devices or limits on vehicle weight and size. Interstate motor carrier operations are subject to safety requirements prescribed by DOT. Intrastate motor carrier operations are subject to safety regulations that often mirror federal regulations. Such matters as weight and dimension of equipment are also subject to federal and state regulations. DOT regulations also mandate  drug  testing  of  drivers.  From  time  to  time,  various  legislative  proposals  are  introduced,  including  proposals  to  increase  federal,  state  or  local  taxes, including taxes on motor fuels, 10 which may increase our costs or adversely impact the recruitment of drivers. We cannot predict whether, or in what form, any increase in such taxes applicable to us will be enacted. Available Information Our  Annual  Report  on  Form  10-K,  Quarterly  Reports  on  Form  10-Q,  Current  Reports  on  Form  8-K  and  amendments  to  those  reports  filed  or  furnished pursuant to Section 13(a) or 15(d) of the U.S. Securities Exchange Act of 1934 are available free of charge at our website at http://www.rangerenergy.com, as soon as reasonably practicable after having been electronically filed or furnished to the U.S. Securities and Exchange Commission (the “SEC”). The SEC maintains an internet site that contains reports, proxy, information statements and other information regarding issuers that file electronically with the SEC at http:www.sec.gov, including us. Item 1A. Risk Factors You  should  carefully  consider  the  information  in  this  Annual  Report,  including  the  matters  addressed  under  “Cautionary  Statement  Regarding Forward‑Looking Statements” and the following risks before making an investment decision. If any of the following risks actually occur, the trading price of our Class  A  Common  Stock  could  decline,  and  you  may  lose  all  or  part  of  your  investment.  Additional  risks  not  presently  known  to  us  or  that  we  currently  deem immaterial could also materially affect our business. Risks Related to Our Business Our business depends on domestic capital spending by the oil and natural gas industry, and reductions in such capital spending could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Our  business  is  directly  affected  by  our  customers’  capital  spending  to  explore  for,  develop  and  produce  oil  and  natural  gas  in  the  United  States.  The significant decline in oil and natural gas prices that began in mid-2014 has caused a reduction in the exploration, development and production activities of most of our customers and their spending on our services. These cuts in spending have curtailed drilling programs, which resulted in a reduction in the demand for our services as compared to activity levels in early 2014, as well as in the prices we can charge. In addition, certain of our customers could become unable to pay their vendors and service providers, including us, as a result of the decline in commodity prices. Reduced discovery rates of new oil and natural gas reserves in our areas of  operation  as  a  result  of  decreased  capital  spending  may  also  have  a  negative  long‑term  impact  on  our  business,  even  in  an  environment  of  stronger  oil  and natural  gas  prices,  to  the  extent  the  reduced  number  of  wells  that  need  our  services  or  equipment  more  than  offsets  new  drilling  and  completion  activity  and complexity. Any of these conditions or events could adversely affect our operating results. If the recent recovery does not continue or our customers fail to further increase their capital spending, it could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Industry conditions are influenced by numerous factors over which we have no control, including: • • • • • • • • • domestic and foreign economic conditions and supply of and demand for oil and natural gas; the level of prices, and expectations about future prices, of oil and natural gas; the level and cost of global and domestic oil and natural gas exploration, production, transportation of reserves and delivery; taxes and governmental regulations, including the policies of governments regarding the exploration for and production and development of their oil and natural gas reserves; political and economic conditions in oil and natural gas producing countries; actions  by  the  members  of  the  Organization  of  Petroleum  Exporting  Countries  (“OPEC”)  and  other  countries,  such  as  Russia,  with  respect  to  oil production levels and announcements of potential changes in such levels, including the failure of such countries to comply with production cuts; sanctions and other restrictions placed on oil producing countries, such as Iran and Venezuela; global weather conditions and natural disasters; worldwide political, military and economic conditions; 11 • • • the discovery rates of new oil and natural gas reserves; shareholder activism or activities by non‑governmental organizations to restrict the exploration, development and production of oil and natural gas; and uncertainty in capital and commodities markets. The volatility of oil and natural gas prices may adversely affect the demand for our services and negatively impact our results of operations. The  demand  for  our  services  is  primarily  determined  by  current  and  anticipated  oil  and  natural  gas  prices  and  the  related  levels  of  capital  spending  and drilling activity in the areas in which we have operations. Volatility, or the perception that oil or natural gas prices will decrease, affects the spending patterns of our customers and may result in the drilling of fewer new wells. This could lead to decreased demand for our services and lower utilization of our assets. We have, and may in the future, experience significant fluctuations in operating results as a result of the reactions of our customers to changes in oil and natural gas prices. Prices  for  oil and natural  gas historically  have  been extremely  volatile  and are  expected  to continue  to  be volatile.  During  the year  ended  December  31, 2019, the posted West Texas Intermediate (“WTI”) price for oil has ranged from a low of $44 per Barrel (“Bbl”) in January 2019 to a high of $67 per Bbl in April 2019. During the year ended December 31, 2019, the posted Henry Hub price for natural gas has ranged from a low of $2.07 per Million British Thermal Units (“MMbtu”) in August 2019 to a high of $3.59 per MMbtu in January 2019. If the prices of oil and natural gas continue to be volatile, reverse their recent increases or decline, our operations, financial condition, cash flows and level of expenditures may be materially and adversely affected. Our operations are subject to inherent risks, some of which are beyond our control. These risks may be self‑‑insured, or may not be fully covered under our insurance policies. Our operations are subject to hazards inherent in the oil and natural gas industry, such as, but not limited to, accidents, blowouts, explosions, craterings, fires, oil spills and releases of drilling, completion or fracturing fluids or hazardous materials into the environment. These conditions can cause: • • • • • • • disruption or suspension of operations; substantial repair or replacement costs; personal injury or loss of human life; significant damage to or destruction of property and equipment; environmental pollution, including groundwater contamination; unusual or unexpected geological formations or pressures and industrial accidents; and substantial revenue loss. In  addition,  our  operations  are  subject  to,  and  exposed  to,  employee/employer  liabilities  and  risks  such  as  wrongful  termination,  discrimination,  labor organizing, retaliation claims and general human resource‑related matters. The occurrence of a significant event or adverse claim in excess of the insurance coverage that we maintain or that is not covered by insurance could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects and may increase our costs. Claims for loss of oil and natural gas production and damage to formations can occur in the well services industry. Litigation arising from a catastrophic occurrence at a location where our equipment and services are being used may result in our being named as a defendant in lawsuits asserting large claims. We do not have insurance against all risks, either because insurance is not available or because of the high premium costs. The occurrence of an event not fully insured against or the failure of an insurer to meet its insurance obligations could result in substantial losses. In addition, we may not be able to maintain adequate insurance in the future at rates we consider reasonable. Insurance may not be available to cover any or all of the risks to which we are subject, or, even if available, it may be inadequate, or insurance premiums or other costs could rise significantly in the future so as to make such insurance prohibitively expensive. 12 Reliance upon a few large customers may adversely affect our revenues and operating results. If a major customer fails to pay us, our revenues would be impacted and our operating results and financial condition could be materially harmed. During times when the natural gas or crude oil markets weaken, our customers are more likely to experience financial difficulties, including being unable to access debt or equity financing, which could result in a reduction in our customers’ spending for our services and their non‑payment or inability to perform obligations owed to us. Further, if a customer was to enter into bankruptcy, it could also result in the cancellation of all or a portion of our service contracts with such customer at significant  expense  or  loss  of  expected  revenues  to  us.  If  we  were  to  lose  any  material  customer,  we  may  not  be  able  to  redeploy  our  equipment  at  similar utilization  or  pricing  levels  or  within  a  short  period  of  time  and  such  loss  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  liquidity  position,  financial condition, results of operations and prospects until the equipment is redeployed at similar utilization or pricing levels. It is likely that we will continue to derive a significant portion of our revenue from a relatively small number of customers in the future. Our  top  five  customers  represented  approximately  49%  and  42%  of  our  consolidated  revenues  for  2019 and  2018,  respectively.  Within  our  High Specification  Rig  segment,  our  top  five  customers  represented  approximately  42%  and  45%  of  our  revenues  for  2019 and  2018,  respectively.  Within  our Completion and Other Services segment, our top five customers represented approximately 71% and 68% of our revenues for 2019 and 2018, respectively. Within our  Processing  Solutions  segment,  our  top  five  customers  represented  approximately  82%  of  our  revenues  for  both  2019 and  2018.  During  the  years  ended December 31, 2019 and 2018, EOG Resources, Inc. accounted for approximately 17% and 20% of our consolidated revenues, respectively. We face intense competition that may cause us to lose market share and could negatively affect our ability to market our services and expand our operations. The oilfield services business is highly competitive and fragmented. Some of our competitors are small companies capable of competing effectively in our markets on a local basis, while others have a broader geographic scope, greater financial and other resources, or other cost efficiencies. Our competitors may be able to respond more quickly to new or emerging technologies and services and changes in customer requirements. Additionally, there may be new companies that enter our business, or re‑enter our business with significantly reduced indebtedness following emergence from bankruptcy, or our existing and potential customers may develop their own oilfield services business. Our ability to maintain current revenues and cash flows, and our ability to market our services and expand our operations, could be adversely affected by the activities of our competitors and our customers. If our competitors substantially increase the resources they devote to the  development  and  marketing  of  competitive  services  or  substantially  decrease  the  prices  at  which  they  offer  their  services,  we  may  be  unable  to  effectively compete.  Many  contracts  are  awarded  on  a  bid  basis,  which  may  further  increase  competition  based  primarily  on  price.  The  competitive  environment  may  be further  intensified  by  mergers  and  acquisitions  among  oil  and  natural  gas  companies  or  other  events  that  have  the  effect  of  reducing  the  number  of  available customers. All of these competitive pressures could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Some of our larger competitors provide a broader range of services on a regional, national or worldwide basis. These companies may have a greater ability to continue oilfield service activities during periods of low commodity prices and to absorb the burden of present and future federal, state, local and other laws and regulations. Any inability to compete effectively could have a material adverse impact on our financial condition and results of operations. The growth of our business through potential future acquisitions may expose us to various risks, including those relating to difficulties in identifying suitable, accretive acquisition opportunities and integrating businesses, assets and personnel, as well as difficulties in obtaining financing for targeted acquisitions and the potential for increased leverage or debt service requirements. We have pursued and intend to continue to pursue selected, accretive acquisitions of complementary assets and businesses. Acquisitions involve numerous risks, including: • • • • • • unanticipated costs and exposure to liabilities assumed in connection with the acquired business or assets, including but not limited to environmental liabilities; difficulties in integrating the operations and assets of the acquired business and the acquired personnel; limitations on our ability to properly assess and maintain an effective internal control environment over an acquired business; potential losses of key employees and customers of the acquired business; risks of entering markets in which we have limited prior experience; and increases in our expenses and working capital requirements. 13 Our ability to achieve the anticipated benefits of any acquisition will depend, in part, upon whether we can integrate the acquired business and/or assets into our  existing  business  in  an  efficient  and  effective  manner.  The  process  of  integrating  an  acquired  business,  including  in  connection  with  our  corporate reorganization, may involve unforeseen costs and delays or other operational, technical and financial difficulties and may require a significant amount of time and resources.  Our  failure  to  incorporate  the  acquired  business  and  assets  into  our  existing  operations  successfully  or  to  minimize  any  unforeseen  operational difficulties could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Further, any acquisition may involve other risks that may cause our business to suffer, including: • • • diversion of our management’s attention to evaluating, negotiating for and integrating acquired assets; the challenge and cost of integrating acquired assets with those of ours while carrying on our ongoing business; and the failure to realize the full benefits anticipated from the acquisition or to realize these benefits within our expected time frame. Because the historical utilization rates of any acquired assets may be lower than ours in recent periods, our utilization could decrease during the course of an initial integration period. Accordingly, there can be no assurance the utilization for acquired assets will align with the utilization  of our existing fleet or on our anticipated timeline or at all. Furthermore, there is intense competition for acquisition opportunities in our industry. Competition for acquisitions may increase the cost of, or cause us to refrain from, completing acquisitions. In addition, we may not have sufficient capital resources to complete any additional acquisitions. Historically, we have financed our acquisitions primarily with  funding  from  our  equity  investors,  commercial  borrowings  and  cash  generated  by  operations.  We  may  incur  substantial  indebtedness  to  finance  future acquisitions and also may issue equity, debt or convertible securities in connection with such acquisitions. 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  our  existing shareholders. Furthermore, we may not be able to obtain additional financing as needed or on satisfactory terms. Our  ability  to  continue  to  grow  through  acquisitions  and  manage  growth  will  require  us  to  continue  to  invest  in  operational,  financial  and  management information  systems  and  to  attract,  retain,  motivate  and  effectively  manage  our  employees.  The  inability  to  effectively  manage  the  integration  of  acquisitions, including in connection with our corporate reorganization, could reduce our focus on current operations, which, in turn, could negatively impact our earnings and growth.  Our  financial  position  and  results  of  operations  may  fluctuate  significantly  from  period  to  period,  based  on  whether  or  not  significant  acquisitions  are completed in particular periods. We may have difficulty managing growth in our business, which could adversely affect our financial condition and results of operations. Growth in accordance with our business plan, if achieved, could place a significant strain on our financial, operational and management resources. As we expand the scope of our activities and our geographic coverage through both organic growth and acquisitions, there will be additional demands on our financial, technical, operational and management resources. The failure to continue to upgrade our technical, administrative, operating and financial control systems or the occurrences of unexpected expansion difficulties, including the failure to recruit and retain experienced managers, engineers and other professionals in the oilfield services industry, could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects and our ability to successfully or timely execute our business plan. We may incur significant capital expenditures for new equipment as we grow our operations and may be required to incur further capital expenditures as a result of advancements in oilfield services technologies. As we grow our operations we may be required to incur significant capital expenditures to build, acquire, update or replace our existing fixed assets and other equipment. Such demands on our capital and the increase in cost of labor necessary to operate such assets and other equipment could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects and may increase our costs. To the extent we are unable to fund such projects, we may have less equipment available for service or our equipment may not be attractive to current or potential customers. In addition, because the oilfield services industry is characterized by significant technological advancements and introductions of new products and services using  new  technologies,  we  may  lose  market  share  or  be  placed  at  a  competitive  disadvantage  as  competitors  and  others  use  or  develop  new  technologies  or technologies comparable to ours in the future. Further, we may face competitive pressure to implement or acquire certain new technologies at a substantial cost. Some of our competitors may have greater financial,  technical and personnel resources than we do, which may allow them to gain technological  advantages or implement new technologies before we can. Additionally, we may be unable to implement new technologies or services at all, on a timely basis or at an acceptable cost. 14 In  addition  to  technological  advancements  by  our  competitors,  new  technology  could  also  make  it  easier  for  our  customers  to  vertically  integrate  their operations or otherwise conduct their activities  without the need for our equipment and services, thereby reducing or eliminating  the need for our services. For example, if further advancements in drilling and completion techniques cause our E&P customers to require well service rigs with different or higher specifications than those in our existing and expected future fleet, or to otherwise require well service equipment that we do not currently own or operate, we may be required to incur  significant  additional  capital  expenditures  to obtain  any such new rigs or other equipment  in an effort  to meet  customer  demand.  Limits  on our ability  to effectively obtain, use, implement or integrate new technologies may have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Increases in the scope or pace of midstream infrastructure development, or decreased federal or state regulation of natural gas pipelines, could decrease demand for our services. Increases in the scope or pace of midstream infrastructure development could decrease demand for our services. Our processing solutions are designed for the processing of rich natural gas streams at the wellhead or central gathering points in basins where drilling and completion activity has outpaced the development of  permanent  processing  infrastructure.  Specifically,  our  modular  MRUs are  used  by our customers  to meet  pipeline  specifications,  extract  higher  value  NGLs, provide fuel gas for well sites and facilities and reduce emissions at the flare tip, services that are generally required when E&P companies drill oil and natural gas wells in basins without immediate access to sufficient midstream infrastructure and takeaway capacity. To the extent that permanent midstream infrastructure is developed in the basins in which we operate, or the pace of existing development is accelerated as a result of customer demand, the demand for our processing solutions could decrease. In  addition,  there  has  recently  been  increasing  public  controversy  regarding  construction  of  new  natural  gas  pipelines  and  the  stringency  of  current regulation of natural gas pipelines, creating uncertainty as to the probability and timing of such construction. Decreases to the stringency of regulation of existing natural gas pipelines at either the state or federal level could reduce the demand for our services and could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Delays or restrictions in obtaining permits by us for our operations or by our customers for their operations could impair our business. In most states, our operations and the operations of our customers require permits from one or more governmental agencies in order to perform drilling and completion  activities,  secure  water  rights,  or  other  regulated  activities.  Such  permits  are  typically  issued  by  state  agencies,  but  federal  and  local  governmental permits may also be required. The requirements  for such permits vary depending on the location where such regulated activities  will be conducted. As with all governmental permitting processes, there is a degree of uncertainty as to whether a permit will be granted, the time it will take for a permit to be issued, and the conditions that may be imposed in connection with the granting of the permit. In addition, some of our customers’ drilling and completion activities may take place on federal land or Native American lands, requiring leases and other approvals from the federal government or Native American tribes to conduct such drilling and completion activities or other regulated activities. Under certain circumstances, federal agencies may cancel proposed leases for federal lands and refuse to grant or delay required approvals. Therefore, our customers’ operations in certain areas of the United States may be interrupted or suspended for varying lengths of time, causing a loss of revenues to us and adversely affecting our results of operations in support of those customers. Federal or state legislative and regulatory initiatives related to induced seismicity could result in operating restrictions or delays in the drilling and completion of oil and natural gas wells that may reduce demand for our services and could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Our  oil  and  natural  gas  customers  dispose  of  flowback  and  produced  water  or  certain  other  oilfield  fluids  gathered  from  oil  and  natural  gas  producing operations  in accordance  with permits  issued by government  authorities  overseeing  such disposal activities.  While these permits  are issued pursuant to existing laws and regulations, these legal requirements are subject to change based on concerns of the public or governmental authorities regarding such disposal activities. One such concern relates to recent seismic events near underground disposal wells used for the disposal by injection of flow back and produced water or certain other oilfield fluids resulting from oil and natural gas activities. When caused by human activity, such events are called induced seismicity. In March 2016, the United States Geological Survey identified six states with the most significant hazards from induced seismicity, including Oklahoma, Kansas,  Texas,  Colorado,  New  Mexico,  and  Arkansas.  In  response  to  concerns  regarding  induced  seismicity,  regulators  in  some  states  have  imposed,  or  are considering imposing, additional requirements in the permitting of produced water disposal wells or otherwise to assess any relationship between seismicity and the use of such wells. From time to time regulators develop and implement plans directing certain wells located in proximity to seismic incidents to restrict or suspend disposal well operations.  In addition,  ongoing lawsuits allege  that disposal well operations  have caused damage to neighboring properties  or otherwise violated state  and  federal  rules  regulating  waste  disposal.  These  developments  could  result  in  additional  regulation  and  restrictions  on  the  use  of  injection  wells  by  our customers to dispose of flowback and produced 15 water  and  certain  other  oilfield  fluids.  Increased  regulation  and  attention  given  to  induced  seismicity  also  could  lead  to  greater  opposition  to,  and  litigation concerning, oil and natural gas activities utilizing injection wells for waste disposal. Any  one  or  more  of  these  developments  may  result  in  our  customers  having  to  limit  disposal  well  volumes,  disposal  rates  or  locations,  or  require  our customers  or  third  party  disposal  well  operators  that  are  used  to  disposals  of  customers’  wastewater  to  shut  down  disposal  wells,  which  developments  could adversely affect our customers’ business and result in a corresponding decrease in the need for our services, which could have a material  adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Changes in transportation regulations may increase our costs and negatively impact our results of operations. We  are  subject  to  various  transportation  regulations  including  as  a  motor  carrier  by  the  DOT  and  by  various  federal,  state  and  tribal  agencies,  whose regulations include certain permit requirements of highway and safety authorities. These regulatory authorities exercise broad powers over our trucking operations, generally governing such matters as the authorization to engage in motor carrier operations, safety, equipment testing, driver requirements and specifications and insurance  requirements.  The  trucking  industry  is  subject  to  possible  regulatory  and  legislative  changes  that  may  impact  our  operations,  such  as  changes  in  fuel emissions limits, hours of service regulations that govern the amount of time a driver may drive or work in any specific period, requirements for on‑board black box  recorder  devices  or  limits  on  vehicle  weight  and  size.  To  the  extent  the  federal  government  continues  to  develop  and  propose  regulations  relating  to  fuel quality,  engine  efficiency  and  greenhouse  gas  emissions,  we  may  experience  an  increase  in  costs  related  to  truck  purchases  and  maintenance,  impairment  of equipment productivity, a decrease in the residual value of vehicles, unpredictable fluctuations in fuel prices and an increase in operating expenses. Increased truck traffic may contribute to deteriorating road conditions in some areas where our operations are performed. Further,  our  operations  could  be  affected  by  road  construction,  road  repairs,  detours  and  state  and  local  regulations  and  ordinances  restricting  access  to certain roads, including through routing and weight restrictions. In recent years, certain states, such as North Dakota and Texas, and certain counties have increased enforcement of weight limits on trucks used to transport raw materials, such as the fluids that we transport in connection with our fluids management services, on their public roads. It is possible that the states, counties and cities in which we operate our business may modify their laws to further reduce truck weight limits or impose curfews or other restrictions on the use of roadways. Such legislation and enforcement efforts could result in delays in, and increased costs to, transport fluids and otherwise conduct our business. Proposals to increase federal, state or local taxes, including taxes on motor fuels, are also made from time to time, and any such increase would increase our operating costs. Also, state and local regulation of permitted routes and times on specific roadways could adversely affect our operations. We cannot predict whether, or in what form, any legislative or regulatory changes or municipal ordinances applicable to our logistics operations will be enacted and to what extent any such legislation or regulations could increase our costs or otherwise adversely affect our business or operations. We are subject to environmental and occupational health and safety laws and regulations that may expose us to significant costs and liabilities. Our operations are subject to numerous federal, regional, state and local laws and regulations relating to protection of natural resources and the environment, occupational  health  and  safety,  air  emissions  and  water  discharges,  and  the  management,  transportation  and  disposal  of  solid  and  hazardous  wastes  and  other materials.  These  laws  and  regulations  impose  numerous  obligations  that  may  impact  our  operations,  including  the  acquisition  of  permits  to  conduct  regulated activities, the imposition of restrictions on the types, quantities and concentrations of various substances that can be released into the environment or injected in formations  in  connection  with  oil  and  natural  gas  drilling  and  production  activities,  the  incurrence  of  capital  expenditures  to  mitigate  or  prevent  releases  of materials from our equipment, facilities or from customer locations where we are providing services, the imposition of substantial liabilities for pollution resulting from our operations, and the application of specific health and safety standards or criteria addressing worker protection. Any failure on our part or the part of our customers to comply with these laws and regulations could result in prohibitions or restrictions on operations, assessment of sanctions including administrative, civil and criminal penalties, issuance of corrective action orders requiring the performance of investigatory, remedial or curative activities or enjoining performance of some or all of our operations in a particular area, the occurrence of delays in the permitting or performance of projects and/or government or private claims for personal injury or property or natural resources damages. Our business activities present risks of incurring significant environmental costs and liabilities, including costs and liabilities resulting from our handling and  disposal  of  oilfield  and  other  wastes,  air  emissions  and  wastewater  discharges  related  to  our  operations  and  the  historical  operations  and  waste  disposal practices of our predecessors. Moreover, accidental releases or spills may occur in the course of our operations, and we could incur significant costs and liabilities as a result of such releases or spills, including any third‑party claims for damage to property, natural resources or persons. In addition, private parties, including the owners of properties upon which we perform services and facilities where our wastes are taken for reclamation or disposal, also may have the right to pursue legal actions to enforce compliance as well as to seek damages for non‑compliance with environmental laws and regulations or for personal injury or property or natural resource damages. Some environmental 16 laws and regulations may impose strict liability, which means that in some situations we could be exposed to liability even if our conduct was lawful at the time it occurred or the conduct of, or conditions caused by, prior operators or other third parties. The trend in environmental regulation has been to place more restrictions and limitations on activities that may adversely affect the environment, and thus any  changes  in  environmental  laws  and  regulations  or  re‑interpretation  of  enforcement  policies  that  result  in  more  stringent  and  costly  regulatory  requirements could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects if we are unable to pass on such increased compliance costs to our customers. Our customers may also incur increased costs or delays or restrictions in permitting or operating activities as a result of more stringent environmental laws and regulations, which may result in a curtailment of exploration, development or production activities that would reduce the demand for our services. We provide services to customers who operate on federal and tribal lands, which are subject to additional regulations. We provide services to companies operating on federal and tribal lands. Various federal agencies within the U.S. Department of the Interior, particularly the BLM and the Bureau of Indian Affairs, along with certain Native American tribes, promulgate and enforce regulations pertaining to oil and natural gas operations on Native American tribal lands and minerals where some of our customers operate. Such operations are subject to additional regulatory requirements, including lease provisions, drilling and production requirements, surface use restrictions, environmental standards, royalty considerations and taxes. Operations on federal and tribal lands are frequently subject to delays. The BLM finalized a rule in March 2015 establishing standards for hydraulic fracturing on federal and American Indian lands; however, the BLM repealed this rule in December 2017. The repeal has been challenged in federal court by the state of California and environmental groups. In November 2016, the BLM finalized  a  rule  regulating  the  venting  and  flaring  of  natural  gas,  leak  detection,  air  emissions  from  equipment,  well  maintenance  and  unloading,  drilling  and completions and royalties potentially owed for loss of such emissions from oil and natural gas facilities producing on federal and tribal leases. In September 2018, the BLM published a revised rule which rescinded and revised several components of the 2016 rule, which is the subject of pending litigation. The EPA also issued a FIP in June 2016 to implement the Federal Minor New Source Review Program on tribal lands for oil and natural gas production. The  FIP  creates  a  permit‑by‑rule  process  for  minor  air  sources  that  also  incorporates  emission  limits  and  other  requirements  under  various  federal  air  quality standards, applying them to a range of equipment and processes used in oil and natural gas production. Neither the FIP nor the revisions apply in areas of ozone non-attainment, except, as the result of a May 2019 rule, to the Indian country portion of the Uinta Basin Ozone Nonattainment Area. As a result, the EPA may impose area-specific regulations in certain areas identified as tribal lands that may require additional emissions controls on existing equipment. Such requirements will likely result in increased operating and compliance costs for our customers in these regions. Depending on the ultimate outcome of any agency reviews and pending litigation, these regulations could result in increased compliance costs or additional operating restrictions for us and our customers, and could have a material adverse effect on our business, liquidity position, cash flows, financial condition, results of operations, prospects, and demand for our services. Federal and state legislative and regulatory initiatives relating to hydraulic fracturing could result in increased costs and additional operating restrictions or delays as well as adversely affect demand for our support services. Hydraulic  fracturing  is  an  important  and  common  practice  that  is  used  to  stimulate  production  of  natural  gas  and/or  oil  from  dense  subsurface  rock formations. The hydraulic fracturing process involves the injection of water, sand and chemicals under pressure into the formation to fracture the surrounding rock and stimulate production. While we do not perform hydraulic fracturing, many of our customers do. Hydraulic fracturing typically is regulated by state oil and natural gas commissions, but the EPA has asserted federal regulatory authority pursuant to the federal Safe Drinking Water Act over certain hydraulic fracturing activities involving the use of diesel fuel and issued permitting guidance in 2014 that applies to such activities. In addition, in June 2016, the EPA finalized regulations that prohibit the discharge of wastewater from hydraulic fracturing operations to publicly owned wastewater treatment plants. In December 2016, the EPA released its final report on the potential impacts of hydraulic fracturing on drinking water resources. The final report concluded that “water cycle” activities associated with hydraulic fracturing may impact drinking water resources under certain limited circumstances. Since the report did not find a direct link between hydraulic fracturing itself and contamination of groundwater resources, this years-long study report does not appear to provide any basis for further regulation of hydraulic fracturing at the federal level at this time. Various state and local governments have implemented, or are considering, increased regulatory oversight of hydraulic fracturing through additional permit requirements, operational restrictions, disclosure requirements, well construction, and temporary or permanent bans on hydraulic fracturing in certain areas. For example, initiatives have been underway in the State 17 of Colorado to limit or ban crude oil and natural gas exploration, development or operations. For further information, see our disclosure “Part I, Item1. Business — State and Local Regulations.” In addition, state and federal regulatory agencies have recently focused on a possible connection between the disposal of wastewater in underground injection wells and the increased occurrence of seismic activity, and regulatory agencies at all levels are continuing to study the possible linkage between  oil  and  gas  activity  and  induced  seismicity.  In  response  to  these  concerns,  regulators  in  some  states  are  seeking  to  impose  additional  requirements  on hydraulic fracturing fluid disposal practices, including restrictions on the operations of produced water disposal wells and imposing more stringent requirements on the permitting of such wells. The adoption and implementation  of any new laws or regulations that restrict our customers’ ability to dispose of produced water could result in increased operating costs for the customer, which in turn could indirectly reduce demand for our services. Local  governments  also  may  seek  to  adopt  ordinances  within  their  jurisdictions  regulating  the  time,  place  and  manner  of  drilling  activities  in  general  or hydraulic fracturing activities in particular or prohibit the performance of well drilling in general or hydraulic fracturing in particular. If new federal, state or local laws or regulations that significantly restrict hydraulic fracturing are adopted, such legal requirements could result in delays, eliminate certain drilling and injection activities  and  make  it  more  difficult  or  costly  to  perform  hydraulic  fracturing.  Any  such  regulations  limiting  or  prohibiting  hydraulic  fracturing  could  result  in decreased  oil  and  natural  gas  E&P  activities  and,  therefore,  adversely  affect  demand  for  our  services  and  our  business.  Such  laws  or  regulations  could  also materially increase our costs of compliance and doing business. Climate change legislation or regulations restricting emissions of GHG could result in increased operating costs and reduced demand for our services. The threat of climate change continues to attract considerable attention in the United States and in foreign countries. Numerous proposals have been made and could continue to be made at the international, national, regional and state levels of government to monitor and limit existing emissions of GHG as well as to restrict or eliminate such future emissions. As a result, our operations as well as the operations of our oil and natural gas exploration and production customers are subject to a series of regulatory, political, litigation, and financial risks associated with the production and processing of fossil fuels and emission of GHG. In the United States, no comprehensive climate change legislation has been implemented at the federal level. However, with the U.S. Supreme Court finding that GHG emissions constitute a pollutant under the CAA, the EPA has adopted rules 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 petroleum and natural gas system  sources  in  the  United  States,  implement  New  Source  Performance  Standards  directing  the  reduction  of  methane  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. Additionally, various states and groups of states have adopted or are considering adopting legislation, regulations or other regulatory initiatives that are focused on such areas as GHG cap and trade programs, carbon taxes, reporting and tracking programs, and restriction of emissions. At the international level, there  is  a  non-binding  agreement,  the  United  Nations-sponsored  Paris  Agreement,  for  nations  to  limit  their  GHG  emissions  through  individually-determined reduction goals every five years after 2020, although the United States has announced its withdrawal from such agreement, effective November 4, 2020. 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, including climate change related pledges made by certain candidates seeking the office of the President of the United States in 2020. Two critical declarations made by one or more candidates running for the Democratic nomination for President include threats to take actions banning hydraulic fracturing of oil and natural gas wells and banning new leases for production of minerals on federal properties, including onshore lands and offshore waters. Other actions that could  be  pursued  by  presidential  candidates  may  include  the  imposition  of  more  restrictive  requirements  for  the  establishment  of  pipeline  infrastructure  or  the permitting of LNG export facilities, as well as the reversal of the United States’ withdrawal from the Paris Agreement in November 2020. Litigation risks are also increasing, as a number of cities and other local governments have sought to bring suit against the largest oil and natural gas exploration and production companies in state or federal court, alleging, among other things, that such companies created public nuisances by producing fuels that contributed to global warming effects, such as rising sea levels, and therefore are responsible for roadway and infrastructure damages as a result. 18 There  are  also  increasing  financial  risks  for  fossil  fuel  producers  as  shareholders  currently  invested  in  fossil-fuel  energy  companies  concerned  about  the potential effects of climate change may elect in the future to shift some or all of their investments into non-energy related sectors. Institutional lenders who provide financing to fossil-fuel energy companies also have become more attentive to sustainable lending practices and some of them may elect not to provide funding for fossil  fuel  energy  companies.  Additionally,  the  lending  practices  of  institutional  lenders  have  been  the  subject  of  intensive  lobbying  efforts  in  recent  years, oftentimes public in nature, by environmental activists, proponents of the international Paris Agreement, and foreign citizenry concerned about climate change not to provide funding for fossil fuel producers. Limitation of investments in and financings for fossil fuel energy companies could result in the restriction, delay or cancellation of drilling programs or development or production activities. The adoption and implementation of new or more stringent international, federal or state legislation, regulations or other regulatory initiatives that impose more stringent standards for GHG emissions from the oil and natural gas sector or otherwise restrict the areas in which this sector may produce oil and natural gas or generate GHG emissions could result in increased costs of compliance or costs of consuming, and thereby reduce demand for, oil and natural gas, which could reduce demand  for our services  and products. Additionally,  political,  litigation  and financial  risks may result in our oil and natural  gas customers  restricting  or cancelling production activities, incurring liability for infrastructure damages 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 services and products. One or more of these developments could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operation. We have debt obligations, and any additional future indebtedness, could adversely affect our financial condition. As of December 31, 2019 and 2018 our total debt was $42.4 million and $60.5 million, respectively. We may also incur additional  indebtedness  in the future.  If we do so, the risks related  to our level  of debt could intensify.  Our indebtedness  could have adverse consequences, including: • • • • • we may be  unable  to  obtain  financing  in  the future  for  working capital,  capital  expenditures,  acquisitions,  share  repurchases,  general  corporate  or other purposes; we may be unable to use operating cash flow in other areas of our business because we must dedicate a substantial portion of these funds to service the debt; we could become more vulnerable to general adverse economic and industry conditions, including increases in interest rates, to the extent that we incur variable rate indebtedness; we may be competitively disadvantaged compared to our competitors that have greater access to capital resources; or we may fail to comply with the various covenants in instruments governing any existing or future indebtedness. Our Credit Facility subjects us to various financial and other restrictive covenants. These restrictions may limit our operational or financial flexibility and could subject us to potential defaults under our Credit Facility. Our senior unsecured revolving credit facility (the “Credit Facility”) subjects us to significant financial and other restrictive covenants, including, but not limited to, restrictions on incurring additional debt and certain distributions. Our ability to comply with these financial condition tests can be affected by events beyond our control and we may not be able to comply. Our Credit Facility contains certain financial covenants, including a certain minimum fixed charge coverage ratio during certain testing periods. Please see “Part  II,  Item  7.  Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and  Results  of  Operation—Liquidity  and  Capital  Resources—Our  Debt Agreements.” If we are unable to remain in compliance with the financial covenants of our Credit Facility, then amounts outstanding thereunder may be accelerated and become due immediately. Any such acceleration could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. In the event that we are unable to access sufficient capital to fund our business and planned capital expenditures, we may be required to curtail potential acquisitions, strategic growth projects, portions of our current operations and other activities. A lack of capital could result in a decrease in our operations, subject us to claims of breach under customer and supplier contracts and may force us to sell some of our assets or issue additional equity on an untimely or unfavorable basis, each of which could adversely affect our business, financial condition, results of operations and cash flows. 19 Changes in interest rates could adversely impact the price of our shares, our ability to issue equity or incur debt for acquisitions or other purposes. Interest  rates  on  future  borrowings,  credit  facilities  and  debt  offerings  could  be  higher  than  current  levels,  causing  our  financing  costs  to  increase accordingly. In addition, LIBOR and other “benchmark” rates are subject to ongoing national and international regulatory scrutiny and reform. On July 27, 2017, the U.K. Financial Conduct Authority announced that it will no longer persuade or compel banks to submit rates for the calculation of the LIBOR rates after 2021 (the “FCA Announcement”). The Alternative Reference Rate Committee, a committee convened by the Federal Reserve that includes major market participants, has proposed an alternative rate to replace U.S. Dollar LIBOR: the Secured Overnight Financing Rate, or “SOFR.” We are unable to predict the effect of the FCA Announcement  or  other  reforms,  whether  currently  enacted  or  enacted  in  the  future.  The  outcome  of  reforms  may  result  in  increased  interest  expense  to  us. Changes in interest rates, either positive or negative, may affect the yield requirements of investors who invest in our shares, and a rising interest rate environment could have an adverse impact on the price of our shares, our ability to issue equity or incur debt for acquisitions or other purposes. 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, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Additionally, the increased competitiveness of alternative energy sources (such as wind, solar, geothermal, tidal, and biofuels) could reduce demand for hydrocarbons and therefore for our services, which would lead to a reduction in our revenues. Unsatisfactory safety performance may negatively affect our customer relationships and, to the extent we fail to retain existing customers or attract new customers, adversely impact our revenues. Our ability to retain existing customers and attract new business is dependent on many factors, including our ability to demonstrate that we can reliably and safely operate our business in a manner that is consistent with applicable laws, rules and permits, which legal requirements  are subject to change. Existing and potential customers consider the safety record of their third‑party service providers to be of high importance in their decision to engage such providers. If one or more accidents were to occur at one of our operating sites, the affected customer may seek to terminate or cancel its use of our equipment or services and may be less likely to continue to use our services, which could cause us to lose substantial revenues. Furthermore, our ability to attract new customers may be impaired if they view our safety record as unacceptable. In addition, it is possible that we will experience multiple or particularly severe accidents in the future, causing our safety record to deteriorate. This may be more likely as we continue to grow, if we experience high employee turnover or labor shortage, or hire inexperienced personnel to bolster our staffing needs. The Endangered Species Act and Migratory Bird Treaty Act and other restrictions intended to protect certain species of wildlife govern our and our customers’ operations and additional restrictions may be imposed in the future, which constraints could have an adverse impact on our ability to expand some of our existing operations or limit our customers’ ability to develop new oil and natural gas wells. Oil and natural gas operations in our operating areas can be adversely affected by seasonal or permanent restrictions on drilling activities designed to protect various wildlife, which may limit our ability to operate in protected areas. Permanent restrictions imposed to protect endangered species could prohibit drilling in certain areas or require the implementation of expensive mitigation measures. For example, to the extent species that are listed under the Endangered Species Act or similar state laws, or are protected under the Migratory Bird Treaty Act, or the designation of previously unprotected species as threatened or endangered in areas where we or our customers operate could cause us or our customers to  incur  increased  costs  arising  from  species  protection  measures  and  could  result  in  delays  or  limitations  in  our  or  our  customers’  performance  of  operations, which could adversely affect or reduce demand for our services. We rely on a few key employees whose absence or loss could adversely affect our business. Many  key responsibilities  within  our  business have  been  assigned  to a  small  number  of employees.  The  loss  of their  services  could  adversely  affect  our business.  In  particular,  the  loss  of  the  services  of  one  or  more  members  of  our  executive  team,  including  our  President  and  Chief  Executive  Officer  or  Chief Financial Officer, could disrupt our operations. We do not maintain “key person” life insurance policies on any of our employees. As a result, we are not insured against any losses resulting from the death of our key employees. 20 We may be subject to claims for personal injury and property damage, which could materially and adversely affect our financial condition, results of operations and prospects. Our services are subject to inherent risks that can cause personal injury or loss of life, damage to or destruction of property, equipment or the environment or the suspension of our operations. Litigation arising from operations where our services are provided may cause us to be named as a defendant in lawsuits asserting potentially  large  claims  including  claims  for  exemplary  damages.  We  maintain  what  we  believe  is  customary  and  reasonable  insurance  to  protect  our  business against these potential losses, but such insurance may not be adequate to cover our liabilities, and we are not fully insured against all risks. In  addition,  and  subject  to  certain  exceptions,  our  customers  typically  assume  responsibility  for,  including  control  and  removal  of,  all  other  pollution  or contamination which may occur during operations, including that which may result from seepage or any other uncontrolled flow of drilling and completion fluids. We may have liability in such cases if we are negligent or commit willful acts. Our customers generally agree to indemnify us against claims arising from their employees’ personal injury or death to the extent that, in the case of our operations, their employees are injured or their properties are damaged by such operations, unless resulting from our gross negligence or willful misconduct. Our customers also generally agree to indemnify us for loss or destruction of customer‑owned property  or  equipment.  In  turn,  we  agree  to  indemnify  our  customers  for  loss  or  destruction  of  property  or  equipment  we  own  and  for  liabilities  arising  from personal injury to or death of any of our employees, unless resulting from gross negligence or willful misconduct of the customer. However, we might not succeed in enforcing such contractual allocation or might incur an unforeseen liability falling outside the scope of such allocation. As a result, we may incur substantial losses which could materially and adversely affect our financial condition and results of operation. Anti‑‑indemnity provisions enacted by many states may restrict or prohibit a party’s indemnification of us. We typically enter into agreements with our customers governing the provision of our services, which usually include certain indemnification provisions for losses resulting from operations. Such agreements may require each party to indemnify the other against certain claims regardless of the negligence or other fault of the  indemnified  party;  however,  many  states  place  limitations  on  contractual  indemnity  agreements,  particularly  agreements  that  indemnify  a  party  against  the consequences of its own negligence. Furthermore, 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 anti‑indemnity acts may restrict or void a party’s indemnification of us, which could have a material adverse effect on our business, liquidity position, financial condition, results of operations and prospects. Seasonal weather conditions and natural disasters could severely disrupt normal operations and harm our business. Our operations are located in different regions of the United States. Some of these areas, including the Denver‑Julesburg Basin and the Bakken Shale, are adversely affected by seasonal weather conditions. During periods of heavy snow, ice, wind or rain, we may be unable to move our equipment between locations, thereby  reducing  our  ability  to  provide  services  and  generate  revenues,  or  we  could  suffer  weather‑related  damage  to  our  facilities  and  equipment,  resulting  in delays in operations. The exploration activities of our customers may also be affected during such periods of adverse weather conditions. Additionally, extended drought conditions in our operating regions could impact our ability or our customers’ ability to source sufficient water or increase the cost for such water. As a result, a natural disaster or inclement weather conditions could severely disrupt the normal operation of our business and adversely impact our financial condition and results of operations. In addition, some scientists  have concluded  that increasing  concentrations  of GHG in the atmosphere  may produce climate  changes that have significant physical  effects,  such  as  increased  frequency  and  severity  of  storms,  droughts,  and  floods  and  other  climate  events  that  could  have  an  adverse  effect  on  our operations and the operations of our customers. We may be subject to interruptions or failures in our information technology systems. We  rely  on  sophisticated  information  technology  systems  and  infrastructure  to  support  our  business,  including  process  control  technology.  Any  of  these systems are susceptible to outages due to fire, floods, power loss, telecommunications failures, usage errors by employees, computer viruses, cyber‑attacks or other security breaches or similar events. The failure of any of our information technology systems may cause disruptions in our operations, which could adversely affect our revenues and profitability. 21 We are subject to cyber security risks. A cyber incident could occur and result in information theft, data corruption, operational disruption and/or financial loss. We depend on information technology systems that we manage, and others that are managed by our third-party service and equipment providers, to conduct our day-to-day operations, including critical systems, and these systems are subject to risk associated with cyber incidents or attacks. Our technology systems and networks, and those of our vendors, suppliers and other business partners, may become the target of cyber-attacks or information security breaches. These cyber security  risks  could  disrupt  our  operations  and  result  in  downtime  or  the  loss,  theft,  corruption  or  unauthorized  release  of  intellectual  property,  proprietary information, customer  and vendor data or other critical  data, as well as result in higher costs to correct and remedy the effects of such incidents.  Certain cyber incidents, such as surveillance, may remain undetected for an extended period of time. As the sophistication of cyber incidents continues to evolve, we will likely be required to expend additional resources to continue to modify or enhance our protective measures or to investigate and remediate  any vulnerability  to cyber incidents. Our insurance coverage for cyber-attacks may not be sufficient to cover all the losses we may experience as a result of such cyber-attacks. A terrorist attack or armed conflict could harm our business. The occurrence or threat of terrorist attacks in the United States or other countries, anti‑terrorist efforts and other armed conflicts involving the United States or  other  countries,  including  continued  hostilities  in  the  Middle  East,  may  adversely  affect  the  United  States  and  global  economies  and  could  prevent  us  from meeting our financial and other obligations. If any of these events occur, the resulting political instability and societal disruption could reduce overall demand for oil and natural gas, potentially putting downward pressure on demand for our services and causing a reduction in our revenues. Oil and natural gas‑related facilities could be direct targets of terrorist attacks, and our operations could be adversely impacted if infrastructure integral to our customers’ operations is destroyed or damaged. Costs for insurance and other security may increase as a result of these threats, and some insurance coverage may become more difficult to obtain, if available at all. We may record losses or impairment charges related to goodwill and long-lived assets. Changes in future market conditions and prolonged periods of low utilization, changes in technology or the sale of assets below their carrying value may cause us to experience losses in our results of operations. These events could result in the recognition of impairment charges that negatively impact our financial results. Significant impairment charges as a result of a decline in market conditions or otherwise could have a material adverse effect on our results of operations in future periods. For example, in 2018, we recorded a goodwill impairment charge in our High Specification Rig segment of $9.0 million. Risks Related to Our Class A Common Stock CSL has the ability to direct the voting of a majority of our voting stock, and their interests may conflict with those of our other shareholders. The Existing Owners, CSL Opportunities II, CSL Holdings II and CSL Energy Opportunities Master Fund, LLC (“CSL Master Fund”) own approximately 60.5% of our voting interests. CSL holds a majority of the voting interests in each of the Existing Owners, CSL Opportunities II, CSL Holdings II and CSL Master Fund. CSL and its affiliates beneficially own an aggregate of approximately 3,051,045 shares of Class A Common Stock, 6,416,154 units in Ranger LLC (“Ranger Units”) and 6,416,154 shares of our Class B Common Stock, par value $0.01 per share (“Class B Common Stock”). CSL’s beneficial ownership of greater than 50% of our voting stock means CSL will be able to control matters requiring shareholder approval, including the election of directors (other than certain rights of Bayou Holdings to designate nominees to our Board of Directors as discussed further herein), changes to our organizational documents and significant corporate transactions.  This  concentration  of  ownership  makes  it  unlikely  that  any  other  holder  or  group  of  holders  of  our  Class  A  Common  Stock  (other  than  Bayou Holdings) will be able to affect the way we are managed or the direction of our business. Further, we entered into a stockholders’ agreement with the Existing Owners and Bayou Holdings, CSL Opportunities II and CSL Holdings II (together, the “Bridge Loan Lenders”). Among other things, the stockholders’ agreement provides (i) CSL with the right to designate  a certain number of nominees to our Board of Directors  for so long as CSL beneficially  owns at least 10% of our common stock and (ii) Bayou Holdings with the right to designate two nominees to our Board of Directors for so long as CSL beneficially owns at least 50% of our common  stock.  The  interests  of  CSL  and  Bayou  Holdings  with  respect  to  matters  potentially  or  actually  involving  or  affecting  us,  such  as  future  acquisitions, financings and other corporate opportunities and attempts to acquire us, may conflict with the interests of our other shareholders. Further, CSL and Bayou Holdings may have different tax positions from us, especially in light of the Tax Receivable Agreement (the “TRA”) we entered into with certain of our stockholders in connection with the Offering , that could influence their decisions regarding whether and when to support the disposition of assets, the incurrence or refinancing of new or existing indebtedness, or the termination of the TRA and the acceleration of our obligations thereunder. In addition, the determination of future tax reporting positions, the structuring of future transactions and the handling of any challenge by any taxing authority 22 to our tax reporting positions may take into consideration CSL’s or Bayou Holdings’ tax or other considerations that may differ from the considerations of us or our other shareholders. Given  this  concentrated  ownership,  CSL  (and,  in  certain  circumstances,  Bayou  Holdings)  would  have  to  approve  any  potential  acquisition  of  us.  The existence of a significant shareholder and the stockholders’ agreement may have the effect of deterring hostile takeovers, delaying or preventing changes in control or changes in management, or limiting the ability of our other shareholders to approve transactions that they may deem to be in the best interests of our company. Moreover,  CSL’s  concentration  of  stock  ownership  may  adversely  affect  the  trading  price  of  our  Class  A  Common  Stock  to  the  extent  investors  perceive  a disadvantage in owning stock of a company with a significant shareholder.  CSL, Bayou Holdings and their respective affiliates are not limited in their ability to compete with us, and the corporate opportunity provisions in our amended and restated certificate of incorporation could enable CSL and Bayou Holdings to benefit from corporate opportunities that might otherwise be available to us. Our governing documents provide that CSL, Bayou Holdings and their respective affiliates (including portfolio investments of CSL and its affiliates) are not restricted from owning assets or engaging in businesses that compete directly or indirectly with us. In particular, subject to the limitations of applicable law, our amended and restated certificate of incorporation, among other things: • • permits  CSL,  Bayou  Holdings  and  their  respective  affiliates  to  conduct  business  that  competes  with  us  and  to  make  investments  in  any  kind  of property in which we may make investments; and provides that if CSL, Bayou Holdings or their respective affiliates, or any employee, partner, member, manager, officer or director of CSL, Bayou Holdings or their respective affiliates who is also one of our directors or officers, becomes aware of a potential business opportunity, transaction or other matter, they will have no duty to communicate or offer that opportunity to us. CSL, Bayou Holdings or their respective affiliates may become aware, from time to time, of certain business opportunities and may direct such opportunities to other businesses in which they have invested, in which case we may not become aware of or otherwise have the ability to pursue such opportunity. Furthermore, such businesses may choose to compete with us for these opportunities, possibly causing these opportunities to not be available to us or causing them to be more expensive for us to pursue. In addition, CSL, Bayou Holdings and their respective affiliates may dispose of equipment or other assets in the future, without any obligation to offer us the opportunity to purchase any of those assets. As a result, our renouncing our interest and expectancy in any business opportunity that may be  from  time  to  time  presented  to  CSL,  Bayou  Holdings  and  their  respective  affiliates  could  adversely  impact  our  business  or  prospects  if  attractive  business opportunities are procured by such parties for their own benefit rather than for ours. A significant reduction of CSL’s ownership interests in us could adversely affect us. We believe that CSL’s ownership interest in us provides with it an economic incentive to assist us to be successful. CSL is not subject to any obligation to maintain its ownership interest in us and may elect at any time to sell all or a substantial portion of or otherwise reduce its ownership interest in us. If CSL sells all or a substantial portion of its ownership interest in us, it may have less incentive to assist in our success and its affiliate(s) that are expected to serve as members of our Board of Directors may resign. Such actions could adversely affect our ability to successfully implement our business strategies which could adversely affect our cash flows or results of operations. Certain of our executive officers and directors have significant duties with, and spend significant time serving, entities that may compete with us in seeking acquisitions and business opportunities and, accordingly, may have conflicts of interest in allocating time or pursuing business opportunities. Certain of our executive officers and directors, who are responsible for managing the direction of our operations, hold positions of responsibility with other entities (including affiliated entities) that are in the oil and natural gas industry. These executive officers and directors may become aware of business opportunities that may be appropriate for presentation to us as well as to the other entities with which they are or may become affiliated. Due to these existing and potential future  affiliations,  these  individuals  may  present  potential  business  opportunities  to  other  entities  prior  to  presenting  them  to  us,  which  could  cause  additional conflicts of interest. They may also decide that certain opportunities are more appropriate for other entities with which they are affiliated, and as a result, they may elect not to present those opportunities to us. These conflicts may not be resolved in our favor. 23 Our amended and restated certificate of incorporation and amended and restated bylaws, as well as Delaware law, contain provisions that could discourage acquisition bids or merger proposals, which may adversely affect the market price of our Class A Common Stock and could deprive our investors of the opportunity to receive a premium for their shares. Our amended and restated certificate of incorporation authorizes our Board of Directors to issue preferred stock without shareholder approval in one or more series, designate the number of shares constituting any series, and fix the rights, preferences, privileges and restrictions thereof, including dividend rights, voting rights,  rights  and terms  of  redemption,  redemption  price  or prices  and  liquidation  preferences  of  such series.  If  our Board of  Directors  elects  to  issue preferred stock, it could be more difficult for a third party to acquire us. In addition, some provisions of our amended and restated certificate of incorporation and amended and restated bylaws could make it more difficult for a third party to acquire control of us, even if the change of control would be beneficial to our shareholders. These provisions include: • • • • • • • • after CSL and its affiliates no longer collectively hold more than 50% of the voting power of our common stock, dividing our Board of Directors into three classes of directors, with each class serving staggered three-year terms; after  CSL  and  its  affiliates  no  longer  collectively  hold  more  than  50%  of  the  voting  power  of  our  common  stock,  providing  that  all  vacancies, including newly created directorships, may, except as otherwise required by law or, if applicable, the rights of holders of a series of preferred stock, only be filled by the affirmative vote of a majority of directors then in office, even if less than a quorum (prior to such time, vacancies may also be filled by shareholders holding a majority of the outstanding shares entitled to vote); after  CSL  and  its  affiliates  no  longer  collectively  hold  more  than  50%  of  the  voting  power  of  our  common  stock,  permitting  any  action  by shareholders to be taken only at an annual meeting or special meeting rather than by a written consent of the shareholders, subject to the rights of any series of preferred stock with respect to such rights;  after CSL and its affiliates no longer collectively hold more than 50% of the voting power of our common stock, permitting special meetings of our shareholders to be called only by our Board of Directors pursuant to a resolution adopted by the affirmative vote of a majority of the total number of authorized directors whether or not there exist any vacancies in previously authorized directorships (prior to such time, a special meeting may also be called at the request of shareholders holding a majority of the outstanding shares entitled to vote); after CSL and its affiliates no longer collectively hold more than 50% of the voting power of our common stock, requiring the affirmative vote of the holders of at least 662/3% in voting power of all then outstanding common stock entitled to vote generally in the election of directors, voting together as a single class, to remove any or all of the directors from office at any time, and directors will be removable only for “cause”; prohibiting cumulative voting in the election of directors; establishing advance notice provisions for shareholder proposals and nominations for elections to the board of directors to be acted upon at meetings of shareholders; and providing that the Board of Directors is expressly authorized to adopt, or to alter or repeal our bylaws. In addition, certain change of control events have the effect of accelerating the payment due under the TRA, which could be substantial and accordingly serve as a deterrent to a potential acquirer of our company. Please see “Part I, Item 1A. Risks Related to Our Structure—In certain cases, payments under the TRA may be accelerated and/or significantly exceed the actual benefits, if any, we realize in respect to the tax attributes subject to the Tax Receivable Agreement.” 24 Our amended and restated certificate of incorporation designates the Court of Chancery of the State of Delaware as the sole and exclusive forum for certain types of actions and proceedings that may be initiated by our shareholders, which could limit our shareholders’ ability to obtain a favorable judicial forum for disputes with us or our directors, officers, employees or agents. Our  amended  and  restated  certificate  of  incorporation  provides  that,  unless  we  consent  in  writing  to  the  selection  of  an  alternative  forum,  the  Court  of Chancery of the State of Delaware is, to the fullest extent permitted by applicable law, the sole and exclusive forum for (i) any derivative action or proceeding brought  on  our  behalf,  (ii)  any  action  asserting  a  claim  of  breach  of  a  fiduciary  duty  owed  by  any  of  our  directors,  officers,  employees  or  agents  to  us  or  our shareholders,  (iii)  any  action  asserting  a  claim  arising  pursuant  to  any  provision  of  the  Delaware  General  Corporation  Law  (the  “DGCL”),  our  amended  and restated  certificate  of  incorporation  or  our  amended  and  restated  bylaws,  or  (iv)  any  action  asserting  a  claim  against  us  that  is  governed  by  the  internal  affairs doctrine, in each such case subject to such Court of Chancery having personal jurisdiction over the indispensable parties named as defendants therein. Any person or entity purchasing or otherwise acquiring any interest in shares of our capital stock will be deemed to have notice of, and consented to, the provisions of our amended and restated certificate of incorporation described in the preceding sentence. This choice of forum provision may limit a shareholder’s ability to bring a claim in a judicial forum that it considers more likely to be favorable for disputes with us or our directors, officers, employees or agents, which may discourage such  lawsuits  against  us  and  such  persons.  Alternatively,  if  a  court  were  to  find  these  provisions  of  our  amended  and  restated  certificate  of  incorporation inapplicable to, or unenforceable in respect of, one or more of the specified types of actions or proceedings, we may incur additional costs associated with resolving such matters in other jurisdictions, which could adversely affect our business, financial condition, results of operations or prospects. If we were to pay cash dividends in the future on our Class A Common Stock, our Credit Facility places certain restrictions on our ability to do so. Consequently, your only opportunity to achieve a return on your investment is if the price of our Class A Common Stock appreciates. We have not paid any dividends since our inception to holders of our Class A Common Stock and currently intend to retain any future earnings to finance the growth of our business. Additionally, our Credit Facility places certain restrictions on our ability to pay cash dividends. Consequently, your only opportunity to achieve a return on your investment in us will be if you sell your Class A Common Stock at a price greater than you paid for it. There is no guarantee that the price of our Class A Common Stock that will prevail in the market will ever exceed the price that you paid for it. Future sales of our Class A Common Stock in the public market, or the perception that such sales may occur, could reduce our stock price, and any additional capital raised by us through the sale of equity or convertible securities may dilute your ownership in us. We  may  sell  additional  shares  of  Class  A  Common  Stock  or  securities  convertible  into  Class  A  Common  Stock  in  subsequent  public  offerings.  As  of February 26, 2020, we had 8,632,788 shares of Class A Common Stock outstanding, which may be resold immediately in the public market. As of  February 26, 2020, the Existing Owners and the Bridge Loan Lenders owned 6,866,154 shares of our Class B Common Stock. The Existing Owners and the Bridge Loan Lenders are parties to a registration rights agreement, which requires us to effect the registration of any shares of Class A Common Stock held by an Existing Owner or Bridge Loan Lender or that an Existing Owner or Bridge Loan Lender receives upon redemption of its shares of Class B Common Stock. In connection with the Offering and in May 2019, we filed registration statements with the SEC on Form S-8 providing for the registration of 1,250,000 shares  and  1,600,000  shares,  respectively,  of  our  Class  A  Common  Stock  issued  or  reserved  for  issuance  under  our  long  term  incentive  plan.  Subject  to  the satisfaction  of  vesting  conditions,  the  expiration  of  lock-up  agreements  and  the  requirements  of  Rule  144,  shares  registered  under  the  registration  statement  on Form S-8 are available for resale immediately in the public market without restriction. We cannot predict the size of future issuances of our Class A Common Stock or securities convertible into Class A Common Stock or the effect, if any, that future issuances and sales of shares of our Class A Common Stock will have on the market price of our Class A Common Stock. Sales of substantial amounts of our Class A Common Stock, or the perception that such sales could occur, may adversely affect prevailing market prices of our Class A Common Stock. 25 We may issue preferred stock, the terms of which could adversely affect the voting power or value of our Class A Common Stock. Our  amended  and  restated  certificate  of  incorporation  authorizes  us  to  issue,  without  the  approval  of  our  shareholders,  one  or  more  classes  or  series  of preferred stock having such designations, preferences, limitations and relative rights, including preferences over our Class A Common Stock respecting dividends and distributions, as our Board of Directors may determine. The terms of one or more classes or series of preferred stock could adversely impact the voting power or value of our Class A Common Stock. For example, we might grant holders of preferred stock the right to elect some number of our directors in all events or on the happening of specified  events  or the right  to veto specified  transactions.  Similarly,  the repurchase  or redemption  rights  or liquidation  preferences  we might assign to holders of preferred stock could affect the residual value of the Class A Common Stock. We identified a material weakness in our internal control over financial reporting in prior years and may identify additional material weaknesses in the future or otherwise fail to maintain an effective system of internal controls, which may result in material misstatements of our financial statements or cause us to fail to meet our periodic reporting obligations. As a public company, we are required to maintain control over financial reporting and to report any material weaknesses in those internal controls, subject to any  exemptions  that  we  avail  ourselves  to  under  the  Jumpstart  Our  Business  Startups  Act  of  2012  (the  “JOBS  Act”).  We  are  required  to  perform  system  and process  evaluation  and  testing  of  our  internal  control  over  financial  reporting  to  allow  management  to  report  on  the  effectiveness  of  our  internal  control  over financial  reporting,  as  required  by  Section  404  of  Sarbanes-Oxley,  for  our  fiscal  year  ending  December  31,  2019.  As  of  December  31,  2017,  we  identified  a material  weakness  related  to  non-routine  and/or  complex  transactions  attributable  to  the  lack  of  sufficient  qualified  accounting  personnel.  To  remediate  this material weakness, we recruited technical, financial and accounting personnel and made significant advancements to our internal controls surrounding non-routine and complex arrangements to strengthen our financial reporting process since the Offering in August 2017. Based on testing performed by management, we believe the implemented controls are operating effectively and the previously reported material weakness was remediated as of December 31, 2018 and all controls are operating effectively as of December 31, 2019, however we may identify additional material weaknesses in the future or otherwise fail to maintain effective system of internal controls. Our failure to implement and maintain effective internal control over financial reporting could result in errors in our financial statements that could result in a  restatement  of  our  financial  statements  and  cause  us  to  fail  to  meet  our  reporting  obligations.  Ineffective  internal  controls  could  also  cause  investors  to  lose confidence in our reported financial information, which could have a negative impact on the trading of our Class A Common Stock. We are a “controlled company” within the meaning of NYSE rules and, as a result, qualify for, and intend to rely on exemptions from certain corporate governance requirements. Through its interests in the Existing Owners, CSL holds a majority of the voting power of our capital stock. As a result, we are a controlled company within the meaning of NYSE corporate governance standards. Under NYSE rules, a company of which more than 50% of the voting power for the election of directors is held by an individual, a group or another company is a controlled company and may elect not to comply with certain NYSE corporate governance requirements, including the requirements that: • • • a majority of the Board of Directors consist of independent directors as defined under the rules of the NYSE; the nominating and governance committee be composed entirely of independent directors with a written charter addressing the committee’s purpose and responsibilities; and the  compensation  committee  be  composed  entirely  of  independent  directors  with  a  written  charter  addressing  the  committee’s  purpose  and responsibilities. These  requirements  will  not  apply  to  us  as  long  as  we  remain  a  controlled  company.  Since  our  initial  offering  we  have  utilized  some  or  all  of  these exemptions.  Accordingly,  you  may  not  have  the  same  protections  afforded  to  shareholders  of  companies  that  are  subject  to  all  of  the  corporate  governance requirements of the NYSE. 26 For as long as we are an emerging growth company and/or a smaller reporting company, we will not be required to comply with certain reporting requirements that apply to other public companies. We are classified as an “emerging growth company” under the JOBS Act and as a “smaller reporting company” under the Exchange Act. For as long as we are  an  emerging  growth  company,  which  may  be  up  to  five  full  fiscal  years,  unlike  other  public  companies,  we  will  not  be  required  to,  among  other  things: (i) provide an auditor’s attestation report on management’s assessment of the effectiveness of our system of internal control over financial reporting pursuant to Section  404(b)  of  Sarbanes-Oxley;  (ii)  comply  with  any  new  requirements  adopted  by  the  Public  Company  Accounting  Oversight  Board  (United  States) (“PCAOB”)  requiring  mandatory  audit  firm  rotation  or  a  supplement  to  the  auditor’s  report  in  which  the  auditor  would  be  required  to  provide  additional information about the audit and the financial statements of the issuer; (iii) provide certain disclosures regarding executive compensation required of larger public companies; or (iv) hold nonbinding advisory votes on executive compensation. We will remain an emerging growth company for up to five years, although we will lose that status sooner if we have more than $1.07 billion of revenues in a fiscal year, have more than $700.0 million in market value of our Class A Common Stock held by non-affiliates or issue more than $1.0 billion of non-convertible debt over a three-year period. For as long as we are a smaller reporting company, we will have certain reduced disclosure requirements with the SEC, including the ability to provide two years of audited financial statements and corresponding Management's Discussion and Analysis disclosures. We will remain a smaller reporting company until the aggregate  market  value  of  our  outstanding  common  stock  held  by  non-affiliates,  calculated  as  of  the  end  of  our  most  recently  complete  second  fiscal  quarter, exceeds $250 million. We cannot predict whether investors will find our common stock less attractive because of our reliance on any of these exemptions. If some investors find our common stock less attractive, there may be a less active trading market for our common stock and our stock price may be more volatile. To  the  extent  that  we  rely  on  any  of  the  exemptions  available  to  emerging  growth  companies  and/or  smaller  reporting  companies,  you  will  receive  less information about our executive compensation and internal control over financial reporting than issuers that are not emerging growth companies. If some investors find our Class A Common Stock to be less attractive as a result, there may be a less active trading market for our Class A Common Stock and our stock price may be more volatile. If securities or industry analysts do not publish research or reports about our business, if they adversely change their recommendations regarding our Class A Common Stock or if our operating results do not meet their expectations, our stock price could decline. The trading market for our Class A Common Stock will be influenced by the research and reports that industry or securities analysts publish about us or our business. If one or more of these analysts cease coverage of our company or fail to publish reports on us regularly, we could lose visibility in the financial markets, which in turn could cause our stock price or trading volume to decline. Moreover, if one or more of the analysts who cover our company adversely changes his or her recommendation with respect to our Class A Common Stock or if our operating results do not meet their expectations, our stock price could decline. Risks Related to Our Structure We are a holding company. Our sole material asset is our equity interest in Ranger LLC and we are accordingly dependent upon distributions from Ranger LLC to pay taxes, make payments under the Tax Receivable Agreement and cover our corporate and other overhead expenses. We  are  a  holding  company  and  have  no  material  assets  other  than  our  equity  interest  in  Ranger  LLC.  We  have  no  independent  means  of  generating revenues. To the extent Ranger LLC has available cash, we intend to cause Ranger LLC to make (i) generally pro rata distributions to its unit holders, including us, in an amount at least sufficient to allow us to pay our taxes and to make payments under the TRA and any subsequent tax receivable agreements that we may enter into in connection with future acquisitions and (ii) non-pro rata payments to us in an amount at least sufficient to reimburse us for our corporate and other overhead expenses. We are limited, however, in our ability to cause Ranger LLC and its subsidiaries to make these and other distributions or payments to us due to certain limitations, including restrictions under our Credit Facility and the cash requirements and financial condition of Ranger LLC. To the extent that we need funds and Ranger LLC or its subsidiaries are restricted  from making such distributions or payments under applicable laws or regulations or under the terms of any future financing arrangements, or are otherwise unable to provide such funds, our liquidity and financial condition could be materially adversely affected. Moreover,  because  we  have  no  independent  means  of  generating  revenue,  our  ability  to  make  payments  under  the  TRA  is  dependent  on  the  ability  of Ranger  LLC  to  make  distributions  to  us  in  an  amount  sufficient  to  cover  our  obligations  under  the  TRA.  This  ability,  in  turn,  may  depend  on  the  ability  of Ranger LLC’s subsidiaries to make distributions to it. The ability of Ranger LLC, its subsidiaries and other entities in which it directly or indirectly holds an equity interest to make such distributions is subject to, among other things, (i) the applicable provisions of Delaware law (or other applicable jurisdiction) that may limit the amount of funds available for distribution and (ii) restrictions in relevant debt instruments entered into by Ranger LLC or 27 its subsidiaries and/other entities in which it directly or indirectly holds an equity interest. To the extent that we are unable to make payments under the TRA for any reason, such payments will be deferred and will accrue interest until paid. We are required to make payments under the Tax Receivable Agreement for certain tax benefits that we may claim, and the amounts of such payments could be significant. Holders  of  Ranger  Units  other  than  Ranger  (the  “Ranger  Unit  Holders”)  have  the  right  to  exchange  their  Ranger  Units  (and  a  corresponding  number  of shares of Class B Common Stock) for shares of our Class A Common Stock at an exchange ratio of one share of Class A Common Stock for each Ranger  Unit (and  a  corresponding  number  of  shares  of  Class  B  Common  Stock)  exchanged  (subject  to  conversion  rate  adjustments  for  stock  splits,  stock  dividends  and reclassifications), or, if either we or Ranger LLC so elects, cash. We have entered into a TRA with certain members of Ranger Unit Holders (each such person a “TRA Holder”). This agreement generally provides for the payment  by  us  to  each  TRA  Holder  of  85%  of  the  net  cash  savings,  if  any,  in  U.S.  federal,  state  and  local  income  and  franchise  tax  that  we  actually  realize (computed using the estimated impact of state and local taxes) or are deemed to realize in certain circumstances in periods after the Offering as a result of certain increases in tax basis and certain benefits attributable to imputed interest. We will retain the benefit of the remaining 15% of these cash savings. Payments we make under the TRA will be increased by any interest accrued from the due date (without extensions) of the corresponding tax return. The term of the TRA commenced upon the completion of the Offering and will continue until all tax benefits that are subject to the TRA have been utilized or expired, unless we exercise our right to terminate the TRA (or the TRA is terminated due to other circumstances, including our breach of a material obligation thereunder or certain mergers, asset sales, other forms of business combination or other changes of control), and we make the termination payments specified in the TRA. The payment obligations under the TRA are our obligations and not obligations of Ranger LLC, and we expect that the payments we will be required to make  under  the  TRA  will  be  substantial.  Estimating  the  amount  and  timing  of  payments  that  may  become  due  under  the  TRA  is  by  its  nature  imprecise.  For purposes of the TRA, cash savings in tax generally are calculated by comparing our actual tax liability (computed using the estimated impact of state and local taxes) to the amount we would have been required to pay had we not been able to utilize any of the tax benefits subject to the TRA. The actual increase in tax basis, as  well  as  the  amount  and  timing  of  any  payments  under  the  TRA,  will  vary  depending  upon  a  number  of  factors,  including  the  timing  of  the  redemptions  of Ranger Units, the price of our Class A Common Stock at the time of each redemption, the extent to which such redemptions are taxable transactions, the amount of the  redeeming  TRA  Holder’s  tax  basis  in  its  Ranger  Units  at  the  time  of  the  relevant  redemption,  the  depreciation  and  amortization  periods  that  apply  to  the increase in tax basis, the amount, character and timing of the taxable income we generate in the future, the U.S. federal income tax rates then applicable, and the portion of our payments under the TRA that constitute imputed interest or give rise to depreciable or amortizable tax basis. Our ability to realize the tax benefits that we currently expect to be available as a result of the increases in tax basis created by redemptions and our ability to utilize the interest deductions imputed under the TRA depends on a number of assumptions, including that we earn sufficient taxable income each year during the period  over  which  such  deductions  are  available  and  that  there  are  no  adverse  changes  in  applicable  law  or  regulations.  If  our  actual  taxable  income  was insufficient or there were adverse changes in applicable law or regulations, we may be unable to realize all or a portion of these expected benefits and our cash flows could be negatively affected. In certain cases, payments under the Tax Receivable Agreement may be accelerated and/or significantly exceed the actual benefits, if any, we realize in respect to the tax attributes subject to the Tax Receivable Agreement. If we experience a change of control (as defined under the TRA, which includes certain mergers, asset sales and other forms of business combinations) or the  TRA terminates  early  (at  our  election  or  it  is terminated  early  due  to  our  breach  of a  material  obligation  thereunder)  our  obligations  under  the  TRA would accelerate and we would be required to make a substantial immediate payment equal to the present value of the anticipated future payments to be made by us under the  TRA  (determined  by  applying  a  discount  rate  equal  to  one-year  London  Interbank  Offered  Rate  (“LIBOR”)  plus  150  basis  points).  The  calculation  of hypothetical future payments will be based upon certain assumptions and deemed events set forth in the TRA, including (i) the assumption that we have sufficient taxable income to fully utilize the tax benefits covered by the TRA (including having sufficient taxable income to currently utilize any accumulated net operating loss carryforwards) and (ii) the assumption that any Ranger Units that the TRA Holders or their permitted transferees own on the termination date are deemed to be redeemed on the termination date. Any early termination payment may be made significantly in advance of, and may materially exceed, the actual realization, if any, of the future tax benefits to which the termination payment relates. As a result of either an early termination or a change of control, we could be required to make payments under the TRA that exceed our actual cash tax savings under the TRA. In these situations, our obligations under the TRA could have a substantial negative impact on our liquidity and could have the effect of delaying, deferring or preventing certain mergers, asset sales or other forms of business combinations or changes of control that could be in the best interests of holders of our Class A Common 28 Stock.  For example, if the TRA were terminated as of December 31, 2019 the present value of the estimated termination payments would, in the aggregate, be approximately  $11.3  million  (calculated  using  a  discount  rate  equal  to  one-year  LIBOR  plus  150  basis  points  applied  against  an  undiscounted  liability  of approximately $11.8 million). The foregoing amount is merely an estimate and the actual payment could differ materially. There can be no assurance that we will be able to finance our obligations under the TRA. In the event that our payment obligations under the Tax Receivable Agreement are accelerated upon certain mergers, other forms of business combinations or other changes of control, the consideration payable to holders of our Class A Common Stock could be substantially reduced. If we experience a change of control (as defined under the TRA, which includes certain mergers, asset sales and other forms of business combinations), we would be obligated to make a substantial, immediate lump-sum payment, and such payment may be significantly in advance of, and may materially exceed, the actual realization, if any, of the future tax benefits to which the payment relates. As a result of this payment obligation, holders of our Class A Common Stock could receive substantially less consideration in connection with a change of control transaction than they would receive in the absence of such obligation. Further, our payment obligations under the TRA will not be conditioned upon the TRA Holders having a continued interest in us or Ranger LLC. Accordingly, the TRA Holders’ interests may conflict with those of the holders of our Class A Common Stock.   We will not be reimbursed for any payments made under the Tax Receivable Agreement in the event that any tax benefits are subsequently disallowed. Payments under the TRA will be based on the tax reporting positions that we will determine.  The TRA Holders will not reimburse  us for any payments previously made under the TRA if any tax benefits that have given rise to payments under the TRA are subsequently disallowed, except that excess payments made to any TRA Holder will be netted against payments that would otherwise be made to such TRA Holder, if any, after our determination of such excess. As a result, in such circumstances, we could make payments that are greater than our actual cash tax savings, if any, and may not be able to recoup those payments, which could adversely affect our liquidity. In certain circumstances, Ranger LLC will be required to make tax distributions to the Ranger Unit Holders, including us, and the tax distributions that Ranger LLC will be required to make may be substantial. To the extent we receive tax distributions in excess of our tax liabilities and obligations to make payments under the Tax Receivable Agreement and do not distribute such cash balances as dividends on our Class A Common Stock, the Ranger Unit Holders (other than us) would benefit from such accumulated cash balances if they exercise their Redemption Right. Ranger LLC is treated as a partnership for U.S. federal income tax purposes and, as such, is not subject to U.S. federal income tax. Instead, taxable income is allocated to the Ranger Unit Holders, including us. Pursuant to the Ranger LLC Agreement, Ranger LLC will make generally pro rata cash distributions, or tax distributions, to the Ranger Unit Holders, including us, calculated using an assumed tax rate, to allow each of the Ranger Unit Holders to pay its respective taxes on such holder’s allocable share of Ranger LLC’s taxable income. Under applicable tax rules, Ranger LLC is required to allocate taxable income disproportionately to its members  in certain  circumstances.  Because tax distributions  are determined  based on the Ranger Unit Holder that is allocated  the largest  amount  of taxable income on a per unit basis and on an assumed tax rate that is the highest possible rate applicable to any Ranger Unit Holder, but will be made pro rata based on ownership, Ranger LLC may be required to make tax distributions that, in the aggregate, exceed the amount of taxes that Ranger LLC would have paid if it were taxed  on its net  income  at the assumed  rate.  The pro  rata  distribution  amounts  may also be increased  to the extent  necessary,  if any, to  ensure  that  the  amount distributed to Ranger Inc. is sufficient to enable Ranger Inc. to pay its actual tax liabilities and amounts payable under the TRA (other than accelerated amounts payable under the TRA as a result of a change of control or termination event, which we expect to be subject to restrictions contained in our Credit Facility). Funds used by Ranger LLC to satisfy its tax distribution obligations will not be available for reinvestment in our business. Moreover, the tax distributions Ranger LLC will be required to make may be substantial, and may exceed (as a percentage of Ranger LLC’s income) the overall effective tax rate applicable to a similarly  situated  corporate  taxpayer.  In  addition,  because  these  payments  will  be  calculated  with  reference  to  an  assumed  tax  rate,  and  because  of  the disproportionate allocation of taxable income, these payments will likely significantly exceed the actual tax liability for many of the Ranger Unit Holders. As a result of potential differences in the amount of taxable income allocable to us and to the other Ranger Unit Holders, as well as the use of an assumed tax rate in calculating Ranger LLC’s tax distribution obligations, we may receive distributions significantly in excess of our tax liabilities and obligations to make payments under the TRA. If we do not distribute such cash balances as dividends on our Class A Common Stock and instead, for example, hold such cash balances or lend them to Ranger LLC, the Ranger Unit Holders (other than us) would benefit from any value attributable to such accumulated cash balances as a result of their ownership of Class A Common Stock following a redemption of their Ranger Units pursuant to the Redemption Right or their receipt of an equivalent amount of cash. 29 If Ranger LLC were to become a publicly traded partnership taxable as a corporation for U.S. federal income tax purposes, we and Ranger LLC might be subject to potentially significant tax inefficiencies, and we would not be able to recover payments previously made by us under the Tax Receivable Agreement even if the corresponding tax benefits were subsequently determined to have been unavailable due to such status. We intend to continue to operate such that Ranger LLC does not become a publicly traded partnership taxable as a corporation for U.S. federal income tax purposes.  A  “publicly  traded  partnership”  is  a  partnership,  the  interests  of  which  are  traded  on  an  established  securities  market  or  are  readily  tradable  on  a secondary market or the substantial  equivalent  thereof. Under certain  circumstances,  redemptions  of Ranger Units pursuant to a Redemption Right (or our Call Right) or other transfers of Ranger Units could cause Ranger LLC to be treated as a publicly traded partnership. Applicable U.S. Treasury regulations provide for certain safe harbors from treatment as a publicly traded partnership, and we intend to continue to operate such that redemptions or other transfers of Ranger Units qualify  for  one  or  more  such  safe  harbors.  For  example,  we  intend  to  continue  to  limit  the  number  of  Ranger  Unit  Holders,  and  the  Ranger  LLC  Agreement provides for limitations on the ability of Ranger Unit Holders to transfer their Ranger Units and provides us, as managing member of Ranger LLC, with the right to impose restrictions (in addition to those already in place) on the ability of Ranger Unit Holders to redeem their Ranger Units pursuant to a Redemption Right to the extent we believe it is necessary to ensure that Ranger LLC will continue to be treated as a partnership for U.S. federal income tax purposes. If Ranger LLC were to become a publicly traded partnership, significant tax inefficiencies might result for us and for Ranger LLC, as a result of our inability to file a consolidated U.S. federal income tax return with Ranger LLC. In addition, we may not be able to realize tax benefits covered under the TRA, and we would not be able to recover any payments previously made by us under the TRA, even if the corresponding tax benefits (including any claimed increase in the tax basis of Ranger LLC’s assets) were subsequently determined to have been unavailable. Item 1B. Unresolved Staff Comments None. Item 2. Properties We lease our principal executive offices, which are located at 800 Gessner Street, Suite 1000, Houston, Texas 77024. Our existing lease expires in 2020. As of December 31, 2019, we owned or leased maintenance facilities, yards and field offices around the U.S. and include the following: Facility Location and Description Purpose High Specification Rigs Palestine, Texas   Maintenance facility, Yard, Field office Dickinson, North Dakota   Maintenance facility, Yard, Field office Milliken, Colorado Newtown, North Dakota Pleasanton, Texas Completion and Other Services   Maintenance facility, Yard, Field office   Maintenance facility, Yard, Field office   Maintenance facility, Yard, Field office Midland, Texas   Maintenance facility, Yard, Field office _________________________ * Not applicable. Size of Location (Square Footage/Acreage) Leased / Owned Lease Expiration   (square feet) (acres) 2,000 11,120 124,000 10,000 7,800 36,231 3.0 3.5 23.0 3.5 3.0 12.0 Leased Owned Owned Owned Owned 2020 * * * * Leased 2027 Additionally, we lease several smaller facilities, which generally have shorter terms. We believe that our facilities are adequate for our operations and their locations allow us to efficiently serve our customers. We do not believe that any single facility is material to our operations and, if necessary, we could readily obtain a replacement facility. Item 3. Legal Proceedings Our operations are subject to a variety of risks and disputes normally incident to our business. As a result, we may, at any given time, be a defendant in various  legal  proceedings  and  litigation  arising  in  the  ordinary  course  of  business.  We  are  not  currently  a  party  to  any  legal  proceedings  that,  if  determined adversely  against  us,  individually  or  in  the  aggregate,  would  have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  liquidity  position,  financial  condition,  results  of operations or prospects. We are, however, named defendants in certain lawsuits, investigations and claims arising in the ordinary course of conducting our 30                                                                                           business,  including  employee‑related  matters,  and  we  expect  that  we  will  be  named  defendants  in  similar  lawsuits,  investigations  and  claims  in  the  future.  We maintain insurance policies with insurers in amounts and with coverage and deductibles that we, with the advice of our insurance advisers and brokers, believe are reasonable and prudent. We cannot, however, assure you that this insurance will be adequate to protect us from all material expenses related to potential future claims for personal injury and property damage or that these levels of insurance will be available in the future at economical prices. While the outcome of these lawsuits, investigations and claims cannot be predicted with certainty, we do not expect these matters to have a material adverse impact on our business, results of operations,  cash flows  or financial  condition.  Information  regarding  legal  proceedings  is  presented  in  “Part  II,  Item  8. Financial  Statements  and  Supplementary Data—Note 13 — Commitments and Contingencies.” Item 4. Mine Safety Disclosure Not applicable. 31 PART II Item 5. Market for Registrant's Common Equity, Related Stockholders' Matters and Issuer Purchases of Equity Securities Market Information Our  Class  A  Common  Stock  is  listed  on  the  NYSE  under  the  symbol  “RNGR.”  There  is  no  public  market  for  our  Class  B  Common  Stock.  As  of February  26,  2020,  there  were  approximately  35 shareholders  and  four shareholders  of  record  of  our  Class  A  Common  Stock  and  Class  B  Common  Stock, respectively, which does not include shareholders whose shares are held in “street name,” where such shares are held by a broker or other nominee. The actual number of beneficial shareholders is greater than the number of holders of record. We have not paid any dividends since our inception to holders of our Class A Common Stock. We currently intend to retain any future earnings to finance the growth of our business. Recent Sales of Unregistered Securities; Use of Proceeds from Registered Securities On August 10, 2017, Ranger Services entered into a Master Reorganization Agreement (the “Master Reorganization Agreement”) under which the parties thereto effected a series of restructuring transactions in connection with the Offering. In connection with the Master Reorganization Agreement, an aggregate of $3.0  million  (included  within  other  current  liabilities  on  the  accompanying  consolidated  balance  sheet  as  of  December  31,  2018)  was  settled  by  the  Company during the year ended December 31, 2019. At the Company’s discretion, the liability was settled with the issuance of 206,897 shares of Class A Common Stock to CSL Energy Holdings I, LLC and CSL Energy Holdings II, LLC in a private placement exempt from registration pursuant to Section 4(a)(2) of the Securities Act promulgated thereunder. Refer to “Item 8. Financial Statements and Supplementary Data—Note 1 — Organization and Business Operations” for further details. Purchases of Equity Securities by the Issuer and Affiliated Purchasers In June 2019, the Company announced that its Board of Directors approved a share repurchase program, authorizing the Company to purchase up to 10% of the  Company’s  currently  outstanding  Class  A  Common  Stock  held  by  non-affiliates,  not  to  exceed  580,000  shares  or  $5.0  million  in  aggregate  value.  Share repurchases may take place from time to time on the open market or through privately negotiated transactions. The duration of the share repurchase program is 12 months and may be accelerated, suspended or discontinued at any time without notice. The following table provides information with respect to Class A Common Stock purchases made by the Company during the three months ended December 31, 2019. Period Total number of shares repurchased (1)   Average price paid per share Total number of shares purchased as part of publicly announced plans or programs (2) Maximum number of shares that may yet be purchased under the plans or programs (3) October 1, 2019 through October 31, 2019 November 1, 2019 through November 30, 2019 December 1, 2019 through December 31, 2019 Total 10,502   $ 19,207   36,754   66,463     5.70   5.96   7.12   10,502     19,207     36,754     66,463   466,063 _________________________ (1) During the three months ended December 31, 2019, the Company repurchased an aggregate 66,463 shares of Ranger Energy Services, Inc. Class A Common Stock in open-market transactions. All shares repurchased were pursuant to the repurchase program that was announced on June 27, 2019. (2) (3) As of December 31, 2019, an aggregate of 113,937 shares were purchased for a total of $0.7 million since the inception of the repurchase plan program announced on June 27, 2019. As of December 31, 2019, the maximum number of shares that may yet be purchased under the plan is 466,063 based on the closing price of Ranger Energy Services, Inc. Class A Common Stock on the New York Stock Exchange on December 31, 2019. 32                 Stock Performance Graph The graph below presents a comparison of the cumulative total return on our Class A Common Stock, assuming $100 was invested on August 10, 2017, the initial trading day for our common stock for the NYSE Composite Index and a self- determined peer group, which includes Basic Energy Services, Forbes Energy Services, Key Energy Services, KLX Energy Services, Nine Energy Service and Pioneer Energy Services. The graph and related information should not be deemed “soliciting material” or to be “filed” with the SEC, nor should such information be incorporated by reference into any future filing under the Securities Act or the Exchange Act, except to the extent that we specifically incorporate such information by reference into  such  a  filing.  The  graph  and  information  is  included  for  historical  and  comparative  purposes  only  and  should  not  be  considered  indicative  of  future  stock performance. 33 Item 6. Selected Financial Data The selected financial data as of December 31, 2019 and 2018 have been derived from the audited consolidated financial statements included in “Part II, Item  8.  Financial  Statements  and  Supplementary  Data.”  The  following  data  should  be  read  in  conjunction  with  “Part  II,  Item  7.  Management’s  Discussion  and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” and the audited consolidated financial statements and the notes thereto included in “Part II, Item 8. Financial Statements and Supplementary Data.” Statement of operations data Operating revenues Operating income (loss) Net income (loss) Net income (loss) attributable to Ranger Energy Services, Inc. Per share earnings (loss) from continuing operations Basic Diluted Balance sheet data (at end of period) Working capital Property and equipment, net Total assets Long-term debt, net Total stockholders’ equity Other financial data Net cash provided by operating activities Net cash used in investing activities Net cash (used in) provided by financing activities Capital Expenditures Adjusted EBITDA (1) Rig Hours Average Monthly Hours per rig Year Ended December 31, 2019 2018 (in millions, except per share and hourly amounts)   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 336.9   $ 12.4   $ 4.4   $ 1.8   $ 303.1 (2.1) (5.8) (3.3) 0.21   $ 0.21   $ (0.39) (0.39) 3.6   $ 218.9   $ 293.5   $ 26.6   $ 203.0   $ 51.9   $ (23.4)   $ (24.2)   $ 23.5   $ 50.8   $ 2.2 229.8 302.5 44.7 192.0 27.6 (74.4) 44.1 75.9 41.1 249,100   148   290,000 176 _________________________ (1) For  a  discussion  of  the  non-GAAP  financial  measure,  Adjusted  EBITDA,  including  a  reconciliation  to  its  most  directly  comparable  financial  measure  calculated  and  presented  in accordance with GAAP, please read “Part II, Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations—Note Regarding Non‑GAAP Financial Measure.” 34                                                                                           Item 7. Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations The following discussion and analysis should be read in conjunction with the historical financial statements and related notes included elsewhere in this Annual Report. This discussion contains “forward‑looking statements” reflecting our current expectations, estimates and assumptions concerning events and financial trends that may affect our future operating results or financial position. Actual results and the timing of events may differ materially from those contained in these forward‑looking statements due to a number of factors. Factors that could cause or contribute to such differences include, but are not limited to, market prices for oil and natural gas, capital expenditures, economic and competitive conditions, regulatory changes and other uncertainties, as well as those factors discussed below and elsewhere in this report. Please read Cautionary Statement Regarding Forward‑Looking Statements. Also, please read the risk factors and other cautionary statements described under “Part I, Item 1A.-Risk Factors.” We assume no obligation to update any of these forward‑looking statements, except as required by applicable law. Our Segments During  the  fourth  quarter  of  2018,  the  Company  bifurcated  the  legacy  Well  Services  segment  into  High  Specification  Rigs  and  Completion  and  Other Services due to the modifications made to its internal reporting and responsibilities of those reporting to the Chief Operating Decision Maker (“CODM”). As a result,  the  financial  information  being  provided  to  the  CODM  was  updated  to  align  with  the  internal  organization,  which  resulted  in  a  new  reportable  segment discussed further below. Our service offerings consist of well completion support, workover, well maintenance, wireline, fluid management, other complementary services, as well as installation, commissioning and operating of modular equipment, which are conducted in three reportable segments, as follows: • • • High Specification Rigs. Provider of high-spec well service rigs and complementary equipment and services to facilitate operations throughout the lifecycle of a well. Completion and Other Services. Provider of wireline completion services necessary to bring a well on production and other ancillary services often utilized in conjunction with our high-spec rig services to maintain the production of a well. Processing Solutions. Provider of proprietary, modular equipment for the processing of natural gas. For additional financial information about our segments, please see “Part II, Item 8. Financial and Supplementary Data —Note 15 — Segment Reporting.” How We Generate Revenues We generate revenues through the provision of a variety of oilfield services. These services are performed under a variety of contract structures, including a long term take‑or‑pay contract and various master service agreements, as supplemented by statements of work, pricing agreements and specific quotes. A portion of our master services agreements include provisions that establish pricing arrangements for a period of up to one year in length. However, the majority of those agreements  provide  for  pricing  adjustments  based  on  market  conditions.  The  majority  of  our  services  are  priced  based  on  prevailing  market  conditions  and changing input costs at the time the services are provided, giving consideration to the specific requirements of the customer. Costs of Conducting Our Business The principal expenses involved in conducting our business are personnel, repairs and maintenance costs, general and administrative costs, depreciation and amortization  and  interest  expense.  We  manage  the  level  of  our  expenses,  except  depreciation  and  amortization  and  interest  expense,  based  on  several  factors, including industry conditions and expected demand for our services. In addition, a significant portion of the costs we incur in our business is variable based on the quantities of specific services provided and the requirements of such services. Direct  cost  of  services  and  general  and  administrative  expenses  include  the  following  major  cost  categories:  (i)  personnel  costs  and  (ii)  equipment  costs (including repair and maintenance). Personnel costs associated with our operational employees represent a significant cost of our business. A substantial portion of our labor costs is attributable to our crews and is partly  variable  based  on the requirements  of specific  customers  and operations.  A key component  of personnel  costs relates  to the  ongoing training  of  our employees,  which  improves  safety  rates  and reduces  attrition.  We also  incur  costs to employ  personnel  to support  and manage  our  services  and perform maintenance on our assets. Costs for these employees are not directly tied to our level of business activity. We incur significant equipment costs in connection with the operation of our business, including repair and maintenance costs, as well as direct material costs. 35 How We Evaluate Our Operations Management  uses  a  variety  of  metrics  to  analyze  our  operating  results  and  profitability,  which  include  operating  revenues,  operating  income  (loss)  and adjusted EBITDA, among others. Within our High Specification Rig segment, management uses metrics to analyze our activity levels and profitability, including rig hours and rig utilization. Revenues We analyze our revenues by comparing actual revenues to our internal projections for a given period and to prior periods to assess our performance. We believe that revenues are a meaningful indicator of the demand and pricing for our services. Operating Income (Loss) We  analyze  our  operating  income  (loss),  which  we  define  as  revenues  less  cost  of  services,  general  and  administrative  expenses,  depreciation  and amortization, impairment and other operating expenses, to measure our financial performance. We believe operating income (loss) is a meaningful metric because it provides insight on profitability and true operating performance based on the historical cost basis of our assets. We also compare operating income (loss) to our internal projections for a given period and to prior periods. Adjusted EBITDA We  view  Adjusted  EBITDA,  which  is  a  non‑GAAP  financial  measure,  as  an  important  indicator  of  performance.  We  define  Adjusted  EBITDA  as  net income  or  loss  before  net  interest  expense,  income  tax  provision  or  benefit,  depreciation  and  amortization,  equity‑based  compensation,  acquisition‑related  and severance costs, impairment of goodwill and other non‑cash and certain other items that we do not view as indicative of our ongoing performance. See “—Results of Operations” and “—Note Regarding Non‑GAAP Financial Measure” for more information and reconciliations of net income (loss) to Adjusted EBITDA, the most directly comparable financial measure calculated and presented in accordance with GAAP. Rig Hours Within our High Specification Rigs segment, we analyze rig hours as an important indicator of our activity levels and profitability. Rig hours represent the aggregate number of hours that our well service rigs actively worked during the periods presented. We typically bill customers on an hourly basis during the period that a well service rig is actively working, making rig hours a useful metric for evaluating our profitability. Rig Utilization Within our High Specification Rigs segment, we analyze rig utilization as a further important indicator of our activity levels and profitability. We measure rig utilization by reference to average monthly hours per rig, which is calculated by dividing (i) the approximate, aggregate operating well service rig hours for the periods presented by (ii) the aggregate number of high specification rigs in our fleet during such period, as aggregated on a monthly basis utilizing a mid-month convention whereby a high specification rig is added to our fleet during a month, meaning that we have taken delivery of such high specification rig and is ready for service, is assumed to be in our fleet for one half of such month. We believe that rig utilization as measured by average monthly hours per well service rig is a meaningful indicator of the operational efficiency of our core revenue-producing assets, market demand for our well services and our ability to profitably capitalize on  such  demand.  Our  evaluation  of  our  rig  utilization  as  measured  by  average  monthly  hours  per  rig  may  not  be  comparable  to  that  of  our  competitors.  For example, our competitors’ well service rig fleets are typically comprised primarily of older, lower-spec well service rigs that are not as well suited to servicing modern horizontal well designs as are high-spec well service rigs, which may result in lower average rig hours per rig for our competitors’ fleets as compared to our fleet. The primary factors that have historically impacted, and will likely continue to impact, our actual aggregate well service rig hours for any specified period are (i) customer demand, which is influenced by factors such as commodity prices, the complexity of well completion operations and technological advances in our industry,  and (ii)  our ability  to meet  such demand,  which is influenced  by changes  in our fleet  size  and resulting  rig availability,  as well  as weather,  employee availability and related factors. The primary factors that have historically impacted, and will likely continue to impact, the aggregate number of well service rigs in our  fleet  during  any  specified  period  are  the  extent  and  timing  of  changes  in  the  size  of  our  well  service  rig  fleet  to  meet  short-term  and  expected  long-term demand, and our ability to successfully maintain a fleet capable of ensuring sufficient, but not excess, rig availability to meet such demand. 36 Results of Operations The Year Ended December 31, 2019 compared to the Year Ended December 31, 2018 The  following  table  presents  our  results  of  operations  for  the  year  ended  December  31,  2019 as  compared  to  the  year  ended  December  31,  2018 (in millions): Revenues High specification rigs Completion and other services Processing solutions Total revenues Operating expenses Cost of services (exclusive of depreciation and amortization): High specification rigs Completion and other services Processing solutions Total cost of services General and administrative Depreciation and amortization Impairment of goodwill Total operating expenses Operating income (loss) Other expenses Interest expense, net Total other expenses Income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Year Ended December 31, Variance 2019 2018 $ %   $ 132.1   $ 149.9   $ 184.3   20.5   336.9   114.8   139.0   9.2   263.0   26.7   34.8   —   324.5   136.0   17.2   303.1   128.7   100.2   8.0   236.9   29.0   30.3   9.0   305.2   (17.8)   48.3   3.3   33.8   (13.9)   38.8   1.2   26.1   (2.3)   4.5   (9.0)   19.3   (12)% 36 % 19 % 11 % (11)% 39 % 15 % 11 % (8)% 15 % (100)% 6 % 12.4   (2.1)   14.5   690 % 5.8   5.8   6.6   2.2   4.4   $ 3.7   3.7   (5.8)   —   (5.8)   $ 2.1   2.1   12.4   2.2   10.2     $ 57 % 57 % 214 % 100 % 176 % Revenues.  Revenues  increased  $33.8 million, or 11%, to $336.9 million for  the  year  ended  December 31, 2019 from  $303.1 million for the year ended December 31, 2018. The change in revenues by segment was as follows: High Specification Rigs. High Specification Rig revenues decreased  $17.8 million, or 12%, to $132.1 million for the year ended  December 31, 2019 from $149.9 million for the year ended December 31, 2018. The decrease in rig services revenue was attributable to a 14% decline in total rig hours to 249,100 for the year ended December 31, 2019 from 290,000 for the year ended  December 31, 2018. The decline in total rig hours was partially offset by a 3% increase in the average revenue per rig hour to 527 during 2019 compared to 512 during 2018. The decrease is rig hours is primarily attributable to the decline in crude oil pricing. Completion and Other Services. Completion and Other Services revenues increased $48.3 million, or 36%, to $184.3 million for the year ended December 31,  2019 from  $136.0  million for  the  year  ended  December  31,  2018.  The  increase  is  primarily  attributable  to  our  wireline  business,  which  accounted  for approximately  $43.0 million,  or 89%, of the segment revenue increase. Our wireline  business commenced  operations  during the fourth quarter  of 2017 and we continued purchasing wireline units through 2018. Processing Solutions. Processing Solutions revenues increased  $3.3 million, or 19%, to $20.5 million for the year ended  December 31, 2019 from  $17.2 million for the year ended  December 31, 2018.  The increase was primarily attributable to a 525% increase in gas coolers rented to 50 units as of December 31, 2019 from eight units as of December 31, 2018. Additionally, there were increased revenues associated with our installation of MRUs and rentals of our generators and compressors. Cost of services. Cost of services increased $26.1 million, or 11%, to $263.0 million for the year ended December 31, 2019 from $236.9 million for the year ended December 31, 2018. As a percentage of revenue, cost of services was 78% for both of the years ended December 31, 2019 and 2018. The change in cost of services by segment was as follows: 37                                                                                                                                                                       High Specification Rigs. High Specification Rig cost of services decreased $13.9 million, or 11%, to $114.8 million for the year ended December 31, 2019 from $128.7 million for the year ended  December 31, 2018. The decrease was primarily attributable to a reduction in variable expenses, notably employee costs and repair and maintenance costs, and corresponds with the decrease in rig hours and revenues. Completion and Other Services. Completion  and  Other  Services  cost  of  services  increased  $38.8 million,  or  39%,  to  $139.0 million for  the  year  ended December  31,  2019 from  $100.2 million for  the  year  ended  December  31,  2018.  The  increase  was  primarily  attributable  to  an  increase  in  expenses  related  to employee costs, and corresponds with increased revenues associated with our wireline business. Processing Solutions. Processing Solutions cost of services increased $1.2 million, or 15%, to $9.2 million for the year ended December 31, 2019 from $8.0 million for the year ended December 31, 2018. The increase was primarily attributable to increases in installation and rental costs and corresponds with additional revenues. General and administrative. General and administrative expenses decreased  $2.3 million, or 8%, to $26.7 million for the year ended  December 31, 2019 from $29.0 million for the year ended December 31, 2018. The decrease in general and administrative expenses is primarily due to employee costs and professional fees. Depreciation and amortization. Depreciation and amortization increased $4.5 million, or 15%, to $34.8 million for the year ended December 31, 2019 from $30.3 million for the year ended December 31, 2018. The increase was attributable to depreciation expense related to a full year of depreciation expense for fixed assets placed into service during the year ended December 31, 2018, across all operating segments. Interest expense, net. Net interest expense increased $2.1 million, or 57%, to $5.8 million for the year ended December 31, 2019 from $3.7 million for the year  ended  December  31,  2018.  The  increase  to  net  interest  expense  was  primarily  attributable  to  the  Encina  Master  Financing  Agreement  (“Financing Agreement”). Tax Expense. Tax  expense  for  the  year  ended  December  31,  2019 increased $2.2 million,  or  100%,  to  $2.2 million.  The  increase in  tax  expense  was attributable to the utilization of pre-IPO net operating losses, primarily resulting in a non-cash income tax provision, in accordance with ASC 740-20-45-11(c), for the year ended December 31, 2019. Note Regarding Non‑‑GAAP Financial Measure Adjusted EBITDA is not a financial measure determined in accordance with GAAP. We define Adjusted EBITDA as net income or loss before net interest expense, income tax provision or benefit, depreciation and amortization, equity‑based compensation, severance costs, impairment of goodwill and other non-cash and certain items that we do not view as indicative of our ongoing performance. We believe Adjusted EBITDA is a useful performance measure because it allows for an effective evaluation of our operating performance when compared to  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 within our industry depending upon accounting methods, book values of assets, capital structures and the method  by  which  the  assets  were  acquired.  Adjusted  EBITDA  should  not  be  considered  as  an  alternative  to,  or  more  meaningful  than,  net  loss  determined  in accordance  with  GAAP.  Certain  items  excluded  from  Adjusted  EBITDA  are  significant  components  in  understanding  and  assessing  a  company’s  financial performance,  such  as  a  company’s  cost  of  capital  and  tax  structure,  as  well  as  the  historic  costs  of  depreciable  assets,  none  of  which  are  reflected  in  Adjusted EBITDA. Our presentation of Adjusted EBITDA should not be construed as an indication that our results will be unaffected by the items excluded from Adjusted EBITDA.  Our  computations  of  Adjusted  EBITDA  may  not  be  identical  to  other  similarly  titled  measures  of  other  companies.  The  following  table  presents reconciliations of net income (loss), our most directly comparable financial measure calculated and presented in accordance with GAAP, to Adjusted EBITDA.  38 The Year Ended December 31, 2019 compared to The Year Ended December 31, 2018 Net income (loss) Interest expense, net Income tax expense Depreciation and amortization Equity based compensation Severance costs Impairment of goodwill Loss on disposal of property and equipment Year Ended December 31, 2019 High Specification Rigs Completion and Other Services Processing Solutions (in millions) Other Total   $ (2.8)   $ 33.9   $ 9.1   $ (35.8)   $ —   —   20.1 —   0.1 —   —   —   —   11.4   —   —   —   —   —   —   2.2   —   —   —   —   5.8   2.2   1.1   3.3   —   —   0.2   Adjusted EBITDA   $ 17.4   $ 45.3   $ 11.3   $ (23.2)   $ Net income (loss) Interest expense, net Income tax expense Depreciation and amortization Equity based compensation Severance costs Impairment of goodwill Loss on disposal of property and equipment Year Ended December 31, 2018 High Specification Rigs Completion and Other Services Processing Solutions (in millions) Other Total   $ (6.9)   $ 27.6   $ 7.7   $ (34.2)   $ —   —   19.1 —   0.7 9.0 0.7 —   —   8.2   —   —   —   —   —   —   1.5   —   —   —   —   3.7   —   1.5   2.1   0.4   —   —   Adjusted EBITDA   $ 22.6   $ 35.8   $ 9.2   $ (26.5)   $ Net income (loss) Interest expense, net Income tax expense Depreciation and amortization Equity based compensation Severance costs Impairment of goodwill High Specification Rigs Completion and Other Services $ Variance Processing Solutions (in millions) Other Total   $ 4.1   $ 6.3   $ 1.4   $ (1.6)   $ —   —   1.0 —   (0.6) (9.0) (0.7) (5.2) —   —   3.2   —   —   —   —   —   —   0.7   —   —   —   —   2.1   2.2   (0.4)   1.2   (0.4)   —   0.2   Loss on disposal of property and equipment Adjusted EBITDA   $   $ 9.5   $ 2.1   $ 3.3   $ Adjusted EBITDA for the year ended December 31, 2019 increased $9.7 million to $50.8 million from $41.1 million for the year ended December 31, 2018. The change by segment was as follows: High Specification Rigs. High Specification Rigs Adjusted EBITDA decreased $5.2 million to $17.4 million from $22.6 million primarily due to a decrease in revenues of $17.8 million partially offset by a corresponding decrease in cost of services of $13.9 million. 39 4.4 5.8 2.2 34.8 3.3 0.1 — 0.2 50.8 (5.8) 3.7 — 30.3 2.1 1.1 9.0 0.7 41.1 10.2 2.1 2.2 4.5 1.2 (1.0) (9.0) (0.5) 9.7                                                                                                                           Completion and Other Services. Completion and Other Services Adjusted EBITDA increased $9.5 million to  $45.3 million from  $35.8 million due to an increase in revenues of $48.3 million partially offset by a corresponding increase in cost of services of $38.8 million. Processing Solutions. Processing Solutions Adjusted EBITDA increased  $2.1 million to  $11.3 million from  $9.2 million due to an increase in revenue of $3.3 million partially offset by a corresponding increase in cost of services of $1.2 million. Other. Other Adjusted EBITDA increased  for  the year  ended  December 31, 2019 to a loss of  $23.2 million from a loss  $26.5 million due to decreased general and administrative expenses, which was related to a reduction of employee costs and professional fees. The balances included in Other reflect the general and administrative costs, interest expense, net and tax expense or benefit not directly attributable to any of our Segments. Liquidity and Capital Resources Overview We  require  capital  to  fund  ongoing  operations,  including  maintenance  expenditures  on  our  existing  fleet  and  equipment,  organic  growth  initiatives, investments and acquisitions. Our primary sources of liquidity have been cash generated from operations and borrowings under our Credit Facility. We expect our future  source  of  liquidity  will  primarily  be  cash  generated  from  operations.  We  strive  to  maintain  financial  flexibility  and  proactively  monitor  potential  capital sources to meet our investment and target liquidity requirements and to permit us to manage the cyclicality associated with our business. As of December 31, 2019, we had total liquidity of $80.2 million, consisting of $6.9 million of cash on hand, operating cash flows of  $51.9 million and availability under our Revolving Credit Facility of $20.5 million. We therefore expect to have sufficient funds to meet the Company’s liquidity requirements for at least the next 12 months. Cash Flows The following table presents our cash flows for the periods indicated: Net cash flows provided by operating activities Net cash flows used in investing activities Net cash flows (used in) provided by financing activities Net change in cash Operating Activities Year Ended December 31, Variance 2019 2018 $ %   $   $ 51.9   $ (23.4)   (24.2)   4.3   $ (in millions) 27.6   $ (74.4)   44.1   (2.7)   $ 24.3   51.0   (68.3)   7.0   88 % 69 % (155)% 259 % Net cash provided by operating activities increased $24.3 million to $51.9 million for the year ended December 31, 2019 compared to $27.6 million for the year  ended  December  31,  2018.  The  increase  in  cash  flows  provided  by  operating  activities  is  attributable  to  an  increase  in  working  capital  cash  provided  by operating activities to $7.4 million during 2019 from working capital cash used of $7.2 million from 2018, and increased operating income for our Completion and Other  Services  and  Processing  Solutions  segments.  These  increases  were  partially  offset  by  a  decrease  in  operating  income  from  our  High  Specification  Rig segment during the year ended December 31, 2018. Investing Activities Net cash used in investing activities decreased $51.0 million to a use of $23.4 million for the year ended December 31, 2019 compared to $74.4 million for the year ended December 31, 2018. The decrease in cash flows used in investing activities is attributable to fixed assets purchased during the year ended December 31, 2018, where such assets were financed through our Credit Facility and Financing Agreement. Financing Activities Net cash used in financing activities increased $68.3 million to a use of $24.2 million for the year ended December 31, 2019 compared to cash provided by financing  activities  of  $44.1 million for  the  year  ended  December  31,  2018.  The  increase  in  cash  flows  used  in  financing  activities  is  attributable  to  increased payments  and  decreased  borrowings  on  our  financing  arrangements  during  the  year  ended  December  31,  2019.  During  the  year  ended  December  31,  2018,  we utilized our financing arrangements to purchase fixed assets. 40                         Supplemental Cash Flow Disclosures We added assets of $2.9 million that were non-cash additions in the year ended December 31, 2019 and purchased $2.4 million in finance leased assets. As of January 1, 2019, we added right of use (“ROU”) assets and liabilities of $8.3 million related to the adoption of Accounting Standards Codification (“ASC”) 842. See “Part II, Item 8. Financial Statements and Supplementary Data—Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies” for more information related to the adoption of ASC 842. Also, we settled a $3.0 million liability by issuing Class A Common Stock to a related party. Working Capital Our working capital, which we define as total current assets less total current liabilities, was $3.6 million and $2.2 million at December 31, 2019 and 2018, respectively. Our Debt Agreements ESCO Notes Payable In August 2017, we issued $7.0 million of seller’s notes as partial consideration for the acquisition of ESCO Leasing, LLC (“ESCO”). These notes included a note for $1.2 million, which was paid in August 2018 and a note for  $5.8 million, which was due in February 2019. The notes bore interest at 5.0% payable quarterly until their respective maturity dates. During the year ended December 31, 2018, we provided notice to ESCO that we are seeking to be indemnified for breach of contract. We exercised the right to stop payments of the remaining principal balance of $5.8 million on the Seller’s Notes and any unpaid interest, pending resolution of certain indemnification claims. Interest on the outstanding principal balance was accrued through the maturity date of the Note Payable. Credit Facility In  August  2017,  we  entered  into  a  $50.0 million Credit  Facility  by  and  among  certain  of  Ranger’s  subsidiaries,  as  borrowers,  each  of  the  lenders’  party thereto and Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent. The Credit Facility is subject to a borrowing base that is calculated based upon a percentage of the value of our eligible accounts receivable less certain reserves. The Credit Facility is scheduled to mature in August 2022. The applicable margin for LIBOR loans ranges from 1.50% to 2.0% and the applicable margin for Base Rate loans ranges from 0.5% to 1.0%, in each case, depending  on  our  average  excess  availability  under  the  Credit  Facility.  The  applicable  margin  for  the  LIBOR  loan  was  1.8% as  of  December  31,  2019.  As of December 31, 2019 the Credit Facility had an interest rate of 3.5%. As of December 31, 2019, under the Credit facility, we borrowed $10.0 million, with a borrowing capacity of $30.5 million, with a residual $20.5 million available for borrowing. We are in compliance with the Credit Facility covenants as of December 31, 2019. We capitalized fees of $0.7 million associated with the Credit Facility and will be amortized through maturity. Unamortized debt issuance costs as of December 31, 2019 approximated $0.5 million. In addition, the Credit Facility restricts our ability to make distributions on, or redeem or repurchase, our equity interests, except for certain distributions, including distributions of cash so long as, both at the time of the distribution and after giving effect to the distribution, no default exists under the Credit Facility and either (a) excess availability at all times during the preceding 90 consecutive days, on a pro forma basis and after giving effect to such distribution, is not less than the greater of (1) 22.5% of the lesser of (A) the maximum revolver amount and (B) the then-effective borrowing base and (2) $10.0 million or (b) if our fixed charge coverage ratio is at least 1.0x on a pro forma basis, excess availability at all times during the preceding 90 consecutive days, on a pro forma basis and after giving effect to such distribution, is not less than the greater of (1) 17.5% of the lesser of (A) the maximum revolver amount and (B) the then-effective borrowing base  and  (2)  $7.0  million.  If  the  foregoing  threshold  under  clause  (b)  is  met,  we  may  not  make  such  distributions  (but  may  make  certain  other  distributions, including under clause (a) above) prior to the earlier of the date that is (a) 12 months from closing or (b) the date that our fixed charge coverage ratio is at least 1.0x for two consecutive quarters. Our Credit Facility generally permits us to make distributions required under the TRA, but a ‘‘Change of Control’’ under the TRA constitutes an event of default under our Credit Facility, and our Credit Facility does not permit us to make payments under the TRA upon acceleration  of our obligations thereunder unless no event of default exists or would result therefrom and we have been in compliance with the fixed charge coverage ratio for the most recent 12-month period on a pro forma basis. Our Credit Facility also requires us to maintain a fixed charge coverage ratio of at least 1.0x if our liquidity is less than $10.0 million until our liquidity is at least $10.0 million for 30 consecutive days. We are not subject to a fixed charge coverage ratio if we have no drawings under the Credit Facility and have at least $20.0 million of qualified cash. 41 The Credit Facility contains events of default customary for facilities of this nature, including, but not limited, to: • • • • events of default resulting from our failure or the failure of any guarantors to comply with covenants and financial ratios; the occurrence of a change of control; the institution of insolvency or similar proceedings against us or any guarantor; and the occurrence of a default under any other material indebtedness we or any guarantor may have. Upon the occurrence and during the continuation of an event of default, subject to the terms and conditions of the Credit Facility, the lenders are able to declare  any  outstanding  principal  of  our  Credit  Facility  debt,  together  with  accrued  and  unpaid  interest,  to  be  immediately  due  and  payable  and  exercise  other remedies. Encina Master Financing and Security Agreement In June 2018, the Company entered into a master financing and security agreement with Encina Equipment Finance SPV, LLC (the “Lender”) (“Financing Agreement”).  The  amount  available  to  be provided  by the Lender  to  the Company under  the Financing  Agreement  was contemplated  to  be not less  than  $35.0 million, and not to exceed $40.0 million. The first financing  was required to be in an amount up to $22.0 million, which  was used  by the  Company  to acquire certain capital equipment. Subsequent to the first financing, the Company borrowed an additional $17.8 million, net of expenses and in two tranches, under the Financing  Agreement.  As  of  December  31,  2019,  the  aggregate  principal  balance  outstanding  was  $27.7  million under  the  Financing  Agreement.  The  total borrowings under the Financing Agreement were borrowed in three tranches, where the amounts outstanding are payable ratably over 48 months from the time of each  borrowing.  The  three  tranches  mature  in  July  2022,  November  2022  and  January  2023.  The  Financing  Agreement  is  secured  by  a  lien  on  certain  high specification rig assets. Borrowings under the Financing Agreement bear interest at a rate per annum equal to the sum of 8.0% plus the London Interbank Offered Rate (“LIBOR”), which was 1.8% as of  December 31, 2019. The Financing Agreement requires that the Company maintain leverage ratios of 2.50 to  1.00. The Company was in compliance with the covenants under the Financing Agreement as of December 31, 2019. The  Company  capitalized  fees  of  $0.9  million associated  with  the  Financing  Agreement,  which  are  included  on  the  Consolidated  Balance  Sheets  as  a discount to the long term debt and will be amortized through maturity. Unamortized debt issuance costs as of December 31, 2019 approximated $0.6 million. Contractual and Commercial Commitments The following table summarizes our contractual obligations and commercial commitments as of December 31, 2019: Debt obligations (1) Finance lease obligations (1) Operating lease obligations(2) Total Total Less than 1 year 1 - 3 years 3 - 5 years (in millions) More than 5 years   $ 47.8   $ 18.3   $ 29.5   $ 9.3   8.8   5.5   2.8   3.6   2.0     $ 65.9   $ 26.6   $ 35.1   $ —   $ 0.2   1.6   1.8   $ — — 2.4 2.4 _________________________ (1) Debt and finance lease obligations include interest to be paid in future periods. (2) In  addition  to  our  right-of-use  asset  obligation,  the  operating  leases  include  our  obligations  for  contracts  with  terms  of  less  than  12  months.  The  table  above  does  not  include  any obligations related to certain of our office, yard and other various leases set to expire, that are more likely than not to be renewed, during the year ending December 31, 2020. 42                     Tax Receivable Agreement With respect to obligations we expect to incur under our TRA (except in cases where we elect to terminate the TRA early, the TRA is terminated early due to certain mergers, asset sales, other forms of business combinations or other changes of control or we have available cash but fail to make payments when due), generally  we  may  elect  to  defer  payments  due  under  the  TRA  if  we  do  not  have  available  cash  to  satisfy  our  payment  obligations  under  the  TRA  or  if  our contractual  obligations  limit  our  ability  to  make  these  payments.  Any  such  deferred  payments  under  the  TRA  generally  will  accrue  interest.  In  certain  cases, payments under the TRA may be accelerated and/or significantly exceed the actual benefits, if any, we realize in respect of the tax attributes subject to the TRA. We intend to account for any amounts payable under the TRA in accordance with ASC 450, Contingencies. Further, we intend to account for the effect of increases in tax basis and payments for such increases under the TRA arising from future redemptions as follows: • • when future sales or redemptions occur, we will record a deferred tax asset for the gross amount of the income tax effect along with an offset of 85% of this as a liability payable under the TRA; the remaining difference between the deferred tax asset and tax receivable agreement liability will be recorded as additional paid‑in capital; and to the extent we have recorded a deferred tax asset for an increase in tax basis to which a benefit is no longer expected to be realized due to lower future taxable income, we will reduce the deferred tax asset with a valuation allowance. Critical Accounting Policies and Estimates Our  financial  statements  are  prepared  in  accordance  with  GAAP.  In  connection  with  preparing  our  financial  statements,  we  are  required  to  make assumptions  and  estimates  about  future  events,  and  apply  judgments  that  affect  the  reported  amounts  of  assets,  liabilities,  revenue,  expense  and  the  related disclosures. We base our assumptions, estimates and judgments on historical experience, current trends and other factors that management believes to be relevant at the time we prepare our consolidated financial statements. On a regular basis, management reviews the accounting policies, assumptions, estimates and judgments to ensure that our consolidated financial statements are presented fairly and in accordance with GAAP. However, because future events and their effects cannot be determined with certainty, actual results could differ materially from our assumptions and estimates. Our significant accounting policies are discussed in our audited consolidated financial statements included elsewhere in this Annual Report. Management believes  that  the  following  accounting  estimates  are  those  most  critical  to  fully  understanding  and  evaluating  our  reported  financial  results,  and  they  require management’s most difficult, subjective or complex judgments, resulting from the need to make estimates about the effect of matters that are inherently uncertain. Property and Equipment Policy description Property  and  equipment  is  stated  at  cost  or  estimated  fair  market  value  at  the  acquisition  date  less  accumulated  depreciation.  Depreciation  is  charged  to expense  on  the  straight‑line  basis  over  the  estimated  useful  life  of  each  asset,  with  estimated  useful  lives  reviewed  by  management  on  an  annual  basis. Expenditures for major renewals and betterments are capitalized while expenditures for maintenance and repairs are charged to expenses as incurred. Assets under capital lease obligations and leasehold improvements are amortized over the shorter of the lease term or their respective estimated useful lives. Depreciation does not  begin  until  property  and  equipment  is  placed  in  service.  Once  placed  in  service,  depreciation  on  property  and  equipment  continues  while  being  repaired, refurbished or between periods of deployment. Judgments and assumptions Accounting  for  our  property  and  equipment  requires  us  to  estimate  the  expected  useful  lives  of  our  fleet  and  related  equipment  and  any  related  salvage value.  The  range  of  estimated  useful  lives  is  based  on  overall  size  and  specifications  of  the  fleet,  expected  utilization  along  with  continuous  repairs  and maintenance  that  may  or  may  not  extend  the  estimated  useful  lives.  To  the  extent  the  expenditures  extends  the  expected  useful  life,  these  expenditures  are capitalized and depreciated over the extended useful life. Long‑‑lived Asset Impairment Policy description We  evaluate  the  recoverability  of  the  carrying  value  of  long‑lived  assets,  including  property  and  equipment  and  intangible  assets,  whenever  events  or circumstances indicate the carrying amount may not be recoverable. If a long‑lived asset is tested for recoverability and the undiscounted estimated future cash flows expected to result from the use and eventual disposition of the asset is less than the carrying amount of the asset, the asset cost is adjusted to fair value and an impairment loss is recognized as the amount by which the carrying amount of a long‑lived asset exceeds its fair value. 43 Judgments and assumptions Our impairment analysis requires us to apply judgment in identifying impairment indicators and estimating future undiscounted cash flows of our fleets. If actual results are not consistent with our assumptions and estimates or our assumptions and estimates change due to new information, we may be exposed to an impairment charge. Key assumptions used to determine the undiscounted future cash flows include estimates of future fleet utilization and demands based on our assumptions around future commodity prices and capital expenditures of our customers. Revenue Recognition Policy description Effective January 1, 2018, the Company adopted ASC Revenue from Contracts with Customers (“ASC 606”), using the modified retrospective method. This standard  applies  to  all  contracts  with  customers,  except  for  contracts  that  are  within  the  scope  of  other  standards,  such  as  leases,  insurance,  collaborative arrangements and financial instruments. Under ASC 606, an entity recognizes revenue when it transfers control of the promised goods or services to its customer, in an amount that reflects the consideration which the entity expects to receive in exchange for those goods or services. If control transfers to the customer over time, an entity selects a method to measure progress that is consistent with the objective of depicting its performance. The provisions of ASC 606 were applied to contracts not completed at January 1, 2018. There was no impact upon adoption of ASC 606. As a result, no disclosure of the impact for each financial statement line items is applicable. In determining the appropriate amount of revenue to be recognized as the Company fulfills the obligations under its contracts with customers, the following steps must be performed at contract inception: (i) identification of the promised goods or services in the contract; (ii) determination of whether the promised goods or services are performance obligations, including whether they are distinct in the context of the contract; (iii) measurement of the transaction price, including the constraint  on  variable  consideration;  (iv)  allocation  of  the  transaction  price  to  the  performance  obligations  and  (v)  recognition  of  revenue  when  (or  as)  the Company satisfies each performance obligation. We  satisfy  our  performance  obligation  over  time  as  the  services  are  performed.  The  Company  believes  the  output  method  is  a  reasonable  measure  of progress for the satisfaction of our performance obligations, which are satisfied over time, as it provides a faithful depiction of (i) our performance toward complete satisfaction  of  the  performance  obligation  under  the  contract  and  (ii)  the  value  transferred  to  the  customer  of  the  services  performed  under  the  contract.  The Company has elected the right to invoice practical expedient for recognizing revenue. The Company invoices customers upon completion of the specified services and  collection  generally  occurs  within  the  payment  terms  agreed  with  customers.  Accordingly,  there  is  no  financing  component  to  our  arrangements  with customers. Judgments and assumptions Recording revenue involves the use of estimates and management judgment. We must make a determination at the time our services are provided whether the  customer  has  the  ability  to  make  payments  to  us.  While  we  do  utilize  past  payment  history,  and,  to  the  extent  available  for  new  customers,  public  credit information in making our assessment, the determination of whether collection of the consideration is probable is ultimately a judgment decision that must be made by  management.  We  have  disaggregated  revenue  and  disclosed  such  disaggregation  in  a  manner  that  is  consistent  with  our  reporting  segments  and  further disaggregation is not considered to be useful to investors in understanding or assessing the results of operations or business. Income Taxes Policy description The Company provides for income tax expense based on the liability method of accounting for income taxes. Deferred tax assets and liabilities are recorded based upon differences between the tax basis of assets and liabilities and their carrying values for financial reporting purposes and are measured using the enacted tax rates and laws that will be in effect when the differences are expected to reverse. A valuation allowance is established when it is more likely than not that some portion or all of the deferred tax assets will not be realized. We currently believe that it is reasonably possible for us to achieve a three-year cumulative level of profitability within the next 12 months, and as early as the first quarter of 2020, which would enhance our ability to conclude that it is more likely than not that the deferred tax assets would be realized and support a release of a portion or substantially all of the valuation allowance. A release of the valuation allowance would result in the recognition of an increase in deferred tax assets and an income tax benefit in the period in which the release occurs, although the exact timing and amount of the release is subject to change based on numerous factors, including our projections of future taxable income, which we continue to assess based on available information each reporting period. Judgments and assumptions The establishment of a valuation allowance requires significant judgment and is impacted by various estimates. Both positive and negative evidence, as well as the objectivity and verifiability of that evidence, is considered in determining the 44 appropriateness of recording a valuation allowance on deferred tax assets. Under GAAP, the valuation allowance is recorded to reduce the Company’s deferred tax assets to an amount that is more likely than not to be realized and is based upon the uncertainty of the realization of certain federal and state deferred tax assets related to net operating loss carryforwards and other tax attributes. Equity‑‑Based Compensation Policy description We record equity‑based payments at fair value on the date of the grant, and expense the value of these awards in compensation expense over the applicable vesting periods. Judgments and assumptions We estimate the fair value of our equity‑based compensation using an option pricing model that includes certain assumptions, such as volatility, dividend yield and risk free interest rate. Changes in these assumptions could change the fair value of our unit based awards and associated compensation expense in our consolidated statements of operations. Recent Accounting Pronouncements For information regarding new accounting policies or updates to existing accounting policies as a result of new accounting pronouncements, please refer to Recent  Accounting  Pronouncements  included  in  “Item  8.  Financial  Statements  and  Supplementary  Data—Note  2  —  Summary  of  Significant  Accounting Policies.” Off‑‑Balance Sheet Arrangements We currently have no off‑balance sheet arrangements that have or are reasonably likely to have a current or future effect on our financial condition, changes in financial condition, revenues or expenses, results of operations, liquidity, capital expenditures or capital resources that is material to investors. Jumpstart Our Business Act of 2012 We are an “emerging growth company” as defined in the JOBS Act. We will remain an emerging growth company until the earlier of (1) the last day of our fiscal year (a) following the fifth anniversary of the completion of the Offering, (b) in which we have total annual gross revenue of at least $1.07 billion, or (c) in which we are deemed to be a large accelerated filer, which means the market value of our common stock that is held by non-affiliates exceeds $700.0 million as of the last business day of our most recently completed second fiscal quarter, and (2) the date on which we have issued more than $1.0 billion in non-convertible debt securities during the prior three-year period. An emerging growth company may take advantage of specified reduced reporting and other burdens that are otherwise applicable generally to public companies. We have irrevocably opted out of the extended transition period and, as a result, we will adopt new or revised accounting standards on the relevant dates on which adoption of such standards is required for other public companies. Item 7A. Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risks The demand, pricing and terms for oil and natural gas services provided by us are largely dependent upon the level of activity for the U.S. oil and natural gas industry. Industry conditions are influenced by numerous factors over which we have no control, including, but not limited to: the supply of and demand for oil and natural gas; the level of prices, and expectations about future prices of oil and natural gas; the cost of exploring for, developing, producing and delivering oil and natural gas; the expected rates of declining current production; the discovery rates of new oil and natural gas reserves; available pipeline and other transportation capacity; weather conditions; domestic and worldwide economic conditions; political instability in oil‑producing countries; environmental regulations; technical advances affecting energy consumption; the price and availability of alternative fuels; the ability of oil and natural gas producers to raise equity capital and debt financing; and merger and divestiture activity among oil and natural gas producers. Interest Rate Risk We  are  exposed  to  interest  rate  risk,  primarily  associated  with  our  Credit  Facility  and  Financing  Agreement.  We  had  an  aggregate  of  $5.8  million outstanding under notes payable from the ESCO acquisition as of December 31, 2019, with an interest rate of 5.0%. In addition, as of December 31, 2019, we had $10.0 million outstanding under our Credit Facility, with an interest rate of 3.5%. As of December 31, 2019, the aggregate principal balance outstanding was $27.7 million under the Financing Agreement, with an interest rate of 9.7%. A 1.0% increase or decrease in the weighted average interest rate would increase or decrease our interest expense by approximately $0.4 million annually. We do not currently hedge our interest rate exposure. During 2017, policymakers announced that LIBOR will cease subsequent to 2021 and alternative reference rates (“ARRs”) are being developed to replace current  LIBOR.  In  the  United  States,  the  Alternative  Rates  Committee  selected  the  Secured  Overnight  Financing  Rate  (“SOFR”)  as  the  preferred  alternative reference rate to the US dollar LIBOR. ARRs are structured 45 differently  than  LIBOR  rates,  as  they  are  a  backward-looking  overnight  rate.  Additionally,  SOFR  will  be  based  on  overnight  Treasury  General  Collateral repossession  rates,  whereas  LIBOR  is  based  on  unsecured  transactions.  We  will  monitor  the  continuous  emergence  of  SOFR,  as  it  could  adversely  impact  our interest rate risk and therefore the amount of interest we pay on certain of our liabilities currently measured at LIBOR. Credit Risk The majority of our trade receivables have payment terms of 30 days or less. As of December 31, 2019, the top three trade receivable balances represented 12%, 8% and 7%, respectively, of consolidated accounts receivable. Within our High Specification Rig segment, the top three trade receivable balances represented 14%,  8%  and  7%,  respectively,  of  total  High  Specification  Rig  accounts  receivable.  Within  our  Completion  and  Other  Services  segment,  the  top  three  trade receivable balances represented 21%, 18% and 13%, respectively, of total Completion Services accounts receivable. Within our Processing Solutions segment, the top  three  trade  receivable  balances  represented  26%,  21%  and  20%,  respectively,  of  total  Processing  Solutions  accounts  receivable.  We  mitigate  the  associated credit risk by performing credit evaluations and monitoring the payment patterns of our customers. Commodity Price Risk The market for our services is indirectly exposed to fluctuations in the prices of oil and natural gas to the extent such fluctuations impact the activity levels of our E&P customers. Any prolonged substantial reduction in oil and natural gas prices would likely affect oil and natural gas production levels and therefore affect demand for our services. We do not currently intend to hedge our indirect exposure to commodity price risk. 46 Item 8. Financial Statements and Supplementary Data RANGER ENERGY SERVICES, INC. INDEX TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM CONSOLIDATED BALANCE SHEETS CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS CONSOLIDATED STATEMENT OF STOCKHOLDERS’ EQUITY CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS Note 1—Organization and Business Operations Note 2—Summary of Significant Accounting Policies Note 3—Acquisition Note 4—Property and Equipment Note 5—Goodwill and Intangible Assets Note 6—Accrued Expenses Note 7—Leases Note 8—Debt Note 9—Equity Note 10—Risk Concentrations Note 11—Income Taxes Note 12—Earnings (Loss) per Share Note 13—Commitments and Contingencies Note 14—Related Party Transactions Note 15—Segment Reporting Note 16—Selected Quarterly Financial Data (Unaudited) 47   Page 48 49 50 51 52 53 53 57 58 58 59 59 60 61 63 63 65 65 65 67 69                                                 Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Board of Directors and the Shareholders of Ranger Energy Services, Inc. Opinion on the Consolidated Financial Statements We  have  audited  the  accompanying  consolidated  balance  sheets  of  Ranger  Energy  Services,  Inc.  and  its  subsidiaries  (collectively,  the  “Company”)  as  of December 31, 2019 and 2018, and the related consolidated statements of operations, stockholders’ equity, and cash flows for the years then ended and the related notes  (collectively  referred  to  as  the  “consolidated  financial  statements”).  In  our  opinion,  the  consolidated  financial  statements  present  fairly,  in  all  material respects, the financial position of the Company as of December 31, 2019 and 2018, and the results of their operations and their cash flows for the years then ended, in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America. Change in Accounting Principle As discussed in Note 2 to the consolidated financial statements, the Company has changed its method of accounting for leases during the year ended December 31, 2019, due to the adoption of Accounting Standards Codification Topic 842, Leases. Basis for Opinion These  consolidated  financial  statements  are  the  responsibility  of  the  Company’s  management.  Our  responsibility  is  to  express  an  opinion  on  the  Company’s consolidated financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the 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  audit  to  obtain  reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. The Company is not required to have, nor were we engaged to perform an audit of internal control over financial reporting. As part of our audits we are required to obtain an understanding of internal controls over financial  reporting but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness  of the Company’s internal control over financial reporting. Accordingly, we express no such opinion. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to error or fraud, and performing  procedures  that  respond  to  those  risks.  Such procedures  included  examining,  on a  test  basis,  evidence  regarding  the  amounts  and  disclosures  in  the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that our audits and the report of the other auditors provide a reasonable basis for our opinion. /s/ BDO USA, LLP We have served as the Company’s auditor since 2016. Houston, Texas February 28, 2020 48 RANGER ENERGY SERVICES, INC. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS (in millions, except share and per share amounts) Assets Current assets Cash and cash equivalents Accounts receivable, net Contract assets Inventory Prepaid expenses Total current assets Property and equipment, net Intangible assets, net Operating lease right-of-use assets Other assets Total assets Liabilities and Stockholders' Equity Current liabilities Accounts payable Accrued expenses Finance lease obligations, current portion Long-term debt, current portion Other current liabilities Total current liabilities Operating lease right-of-use obligations Finance lease obligations Long-term debt, net Other long-term liabilities Total liabilities Commitments and contingencies (Note 13) Stockholders' equity Preferred stock, $0.01 per share; 50,000,000 shares authorized; no shares issued or outstanding as of December 31, 2019 and December 31, 2018 Class A Common Stock, $0.01 par value, 100,000,000 shares authorized; 8,839,788 shares issued and 8,725,851 shares outstanding as of December 31, 2019; 8,448,527 shares issued and outstanding as of December 31, 2018 Class B Common Stock, $0.01 par value, 100,000,000 shares authorized; 6,866,154 shares issued and outstanding as of December 31, 2019 and December 31, 2018 Less: Class A Common Stock held in treasury, at cost (113,937 shares) Accumulated deficit Additional paid-in capital Total controlling interest stockholders' equity Non-controlling interest Total stockholders' equity Total liabilities and stockholders' equity December 31, 2019 2018   $ 6.9   $ 41.5   1.2   3.8   5.3   58.7   218.9   9.3   6.5   0.1     $ 293.5   $   $ 13.8   $ 18.4   5.1   15.8   2.0   55.1   4.5   3.6   26.6   0.7   2.6 45.4 3.1 4.9 5.1 61.1 229.8 10.0 — 1.6 302.5 17.2 18.5 4.4 15.8 3.0 58.9 — 6.6 44.7 0.3   $ 90.5   $ 110.5 —   0.1   0.1   (0.7)   (8.1)   121.8   113.2   89.8   203.0     $ 293.5   $ — 0.1 0.1 — (9.9) 111.6 101.9 90.1 192.0 302.5 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.                                                                                                                                                               49 RANGER ENERGY SERVICES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS (in millions, except share and per share amounts) Revenues High specification rigs Completion and other services Processing solutions Total revenues Operating expenses Cost of services (exclusive of depreciation and amortization): High specification rigs Completion and other services Processing solutions Total cost of services General and administrative Depreciation and amortization Impairment of goodwill Total operating expenses Operating income (loss) Other expenses Interest expense, net Total other expenses Income (loss) before income tax expense Income tax expense Net income (loss) Less: Net income (loss) attributable to non-controlling interests Net income (loss) attributable to Ranger Energy Services, Inc. Earnings (loss) per common share Basic Diluted Weighted average common shares outstanding Basic Diluted Years Ended December 31, 2019 2018   $ 132.1   $ 184.3   20.5   336.9   114.8   139.0   9.2   263.0   26.7   34.8   —   324.5   149.9 136.0 17.2 303.1 128.7 100.2 8.0 236.9 29.0 30.3 9.0 305.2 12.4   (2.1) 5.8   5.8   6.6   2.2   4.4   2.6   1.8   $ 3.7 3.7 (5.8) — (5.8) (2.5) (3.3) 0.21   $ 0.21   $ (0.39) (0.39) 8,634,013   8,634,013   8,425,593 8,425,593   $   $   $ The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 50                                                                                                                                                     RANGER ENERGY SERVICES, INC. CONSOLIDATED STATEMENT OF STOCKHOLDERS’ EQUITY (in millions, except shares) Year Ended December 31, 2019 2018 2019 2018 Quantity Amount 8,448,527 8,413,178 $ 0.1 $ 229,446 (45,082) 206,897 35,349 — — — — — 8,839,788 8,448,527 $ 0.1 $ 0.1 — — — 0.1 0.1 0.1 — — — (6.6) (3.3) (9.9) 0.1 $ 0.1 $ — $ (0.7) (0.7) $ (9.9) $ 1.8 (8.1) $ 111.6 $ 110.1 3.1 (0.4) 3.0 1.4 3.1 1.5 — — — — 121.8 $ 111.6 101.9 $ 1.8 3.1 (0.4) 3.0 1.4 3.1 (0.7)   103.7 (3.3) 1.5 — — — — 113.2 $ 101.9 90.1 $ 2.6 0.2 (3.1) 89.8 $ 92.0 (2.5) 0.6 — 90.1 6,866,154 6,866,154 6,866,154 6,866,154 $ $ — (113,937) (113,937) — $ — — $ $ $ $ $ $ $ $ $ Shares, Class A Common Stock Balance, beginning of period Issuance of shares under share-based compensation plans Shares withheld for taxes on equity transactions Issuance of Class A Common Stock to related party Balance, end of period Shares, Class B Common Stock Balance, beginning of period Balance, end of period Treasury Stock Balance, beginning of period Repurchase of Class A Common Stock Balance, end of period Accumulated deficit Balance, beginning of period Net income (loss) attributable to controlling interest Balance, end of period Additional paid-in capital Balance, beginning of period Equity based compensation Shares withheld for taxes on equity transactions Issuance of Class A Common Stock to related party Benefit from reversal of valuation allowance Impact of transactions affecting non-controlling interest Balance, end of period Total controlling interest stockholders’ equity Balance, beginning of period Net income (loss) attributable to controlling interest Equity based compensation Shares withheld for taxes on equity transactions Issuance of Class A Common Stock to related party Benefit from reversal of valuation allowance Impact of transactions affecting non-controlling interest Repurchase of Class A Common Stock Balance, end of period Non-controlling interest Balance, beginning of period Net income (loss) attributable to non-controlling interest Equity based compensation Impact of transactions affecting non-controlling interest Balance, end of period Total Stockholders’ Equity                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     Balance, beginning of period Net income (loss) Equity based compensation Shares withheld for taxes on equity transactions Issuance of Class A Common Stock to related party Benefit from reversal of valuation allowance Repurchase of Class A Common Stock Balance, end of period $ 192.0 $ 4.4 3.3 (0.4) 3.0 1.4 (0.7) 195.7 (5.8) 2.1 — — — — $ 203.0 $ 192.0 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. 51                                                 RANGER ENERGY SERVICES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS (in millions) Cash Flows from Operating Activities Net income (loss) Adjustments to reconcile net income (loss) to net cash provided by operating activities: Depreciation and amortization Impairment of goodwill Equity based compensation Other costs, net Changes in operating assets and liabilities, net of the acquisition Accounts receivable Contract assets Inventory Prepaid expenses Other assets Accounts payable Accrued expenses Other long-term liabilities Net cash provided by operating activities Cash Flows from Investing Activities Purchase of property and equipment Proceeds from disposal of property and equipment Acquisition costs, net of cash received Net cash used in investing activities Cash Flows from Financing Activities Borrowings under Credit Facility Principal payments on Credit Facility Borrowings on Encina Master Financing Agreement, net of deferred financing costs Principal payments on Encina Master Financing Agreement Principal payments on ESCO Note Payable Principal payments on financing lease obligations Repurchase of Class A Common Stock Shares withheld on equity transactions Net cash (used in) provided by financing activities Increase (decrease) in Cash and Cash equivalents Cash and Cash Equivalents, Beginning of Year Cash and Cash Equivalents, End of Year Supplemental Cash Flows Information Interest paid Supplemental Disclosure of Non-cash Investing and Financing Activities Capital expenditures Additions to fixed assets through financing leases Initial operating lease right of use assets additions Issuance of Class A Common Stock to related party   $ The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements. Year ended December 31, 2019 2018   $ 4.4   $ (5.8) 34.8   —   3.3   0.9   5.2   1.9   1.1   (0.2)   0.8   (1.1)   0.5   0.3   51.9   (24.2)   0.8   —   (23.4)   26.7   (35.2)   —   (9.8)   —   (4.8)   (0.7)   (0.4)   (24.2)   4.3   2.6   6.9   $ 30.3 9.0 2.1 0.4 (13.5) 2.9 (3.4) (0.9) (0.1) 0.2 7.5 (1.1) 27.6 (75.9) 5.5 (4.0) (74.4) 56.0 (37.6) 39.1 (2.5) (1.3) (9.6) — — 44.1 (2.7) 5.3 2.6 4.5   $ (2.1) (2.9)   $ 2.4   $ (8.3)   $ 3.0   $ 15.5 (11.1) — —   $   $   $   $   $                                                                                                                                                                   52 RANGER ENERGY SERVICES, INC. NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS Note 1 — Organization and Business Operations Business Ranger Energy Services, Inc. (“Ranger, Inc.,” “Ranger,” or the “Company”) is a provider of onshore high specification (“high-spec”) well service rigs and complementary services in the United States. We provide an extensive range of well site services to leading U.S. exploration and production (“E&P”) companies that are fundamental to establishing and maintaining the flow of oil and natural gas throughout the productive life of a well. Our service offerings consist of well completion support, workover, well maintenance, wireline, fluid management, other complementary services, as well as installation, commissioning and operating of modular equipment, which are conducted in three reportable segments, as follows: • • • High Specification Rigs. Provider of high-spec well service rigs and complementary equipment and services to facilitate operations throughout the lifecycle of a well. Completion and Other Services. Provider of wireline completion services necessary to bring a well on production and other ancillary services often utilized in conjunction with our high-spec rig services to maintain the production of a well. Processing Solutions. Provider of proprietary, modular equipment for the processing of natural gas. We operate in most of the active oil and natural gas basins in the United States, including the Permian Basin, Denver-Julesburg Basin, Bakken Shale, Eagle Ford Shale, Haynesville Shale, Gulf Coast, South Central Oklahoma Oil Province and Sooner Trend Anadarko Basin Canadian and Kingfisher Counties plays. Organization Ranger Inc. was incorporated as a Delaware corporation in February 2017. Ranger Inc. is a holding company, the sole material assets of which consist of membership  interests  in  RNGR  Energy  Services,  LLC  a  Delaware  limited  liability  company  (“Ranger  LLC”).  Ranger  LLC  owns  all  of  the  outstanding  equity interests in Ranger Energy Services, LLC (“Ranger Services”) and Torrent Energy Services, LLC (“Torrent Services”), the subsidiaries through which it operates its  assets.  Ranger  LLC  is  the  sole  managing  member  of  Ranger  Services  and  Torrent  Services,  and  is  responsible  for  all  operational,  management  and administrative decisions relating to Ranger Services and Torrent Services’ business and consolidates the financial results of Ranger Services and Torrent Services and their subsidiaries. Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies Basis of Presentation The  accompanying  audited  consolidated  financial  statements  of  the  Company  have  been  prepared  in  accordance  with  generally  accepted  accounting principles in the United States (“GAAP”) and pursuant to the rules and regulations of the U.S. Securities and Exchange Commission (“SEC”). In the opinion of management,  all  material  adjustments,  which  are  of  a  normal  and  recurring  nature,  necessary  for  the  fair  presentation  of  the  financial  results  for  all  periods presented have been reflected. All intercompany balances and transactions have been eliminated. Investments  in  which  the  Company  exercises  control  are  consolidated  and  the  noncontrolling  interests  of  such  investments,  which  are  not  attributable directly or indirectly to the Company, are presented as a separate component of net income and equity in the accompanying consolidated financial statements. The Company has ownership interests in Ranger LLC, which is consolidated within the Company’s consolidated financial statements but is not wholly owned by the Company. Changes in the Company’s ownership interest in Ranger LLC, while it retains its controlling interest, are accounted for as equity transactions. Use of Estimates The  preparation  of  consolidated  financial  statements  in  conformity  with  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 consolidated  financial  statements  and the  reported amounts of revenue and expenses during the reporting  period. Management  uses historical  and other pertinent  information  to determine  these estimates.  Actual results could differ from such estimates. Areas where critical accounting estimates are made by management include: • • Depreciation and amortization of property and equipment and intangible assets; Impairment of property and equipment, goodwill and intangible assets; 53 • • • Revenue recognition; Income taxes; and Equity-based compensation. Significant Accounting Policies Cash and Cash Equivalents All highly liquid investments with an original maturity of three months or less are considered cash equivalents. The Company maintains its cash accounts in financial institutions that are insured by the Federal Deposit Insurance Corporation. From time to time cash balances may exceed the insured amounts, however, the Company has not experienced any losses in such accounts and does not believe it is exposed to any significant credit risks. Accounts Receivable, net Accounts receivable, net are stated at the amount management expects to collect from outstanding balances. Before extending credit, the Company reviews a customer’s credit history and generally does not require collateral from its customers. The allowance for doubtful accounts is established as losses are estimated and  are  recorded  through  a  provision  for  bad  debts.  Losses are  charged  against  the allowance  when management  believes  the  uncollectibility  of  a receivable  is confirmed. Subsequent recoveries, if any, are credited to the allowance. The allowance for doubtful accounts is evaluated on a regular basis by management and based on past experience and other factors, which, in management’s judgment, deserve current recognition in estimating possible bad debts. Such factors include growth and composition of accounts receivable, the relationship of the allowance for doubtful accounts to accounts receivable and current economic conditions. The allowance for doubtful accounts was $1.6 million and $0.5 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. Bad debt expense recorded for the years ended December 31, 2019 and 2018 was $1.3 million and $0.2 million, respectively. Allowance for Doubtful Accounts Receivable 2019 2018 Inventories Balance at Beginning of Year Charged to Operations   Written Off Balance at End of Year   $   $ 0.5   $ 1.3   $ 1.3   $ 0.2   $ (0.2)   $ (1.0)   $ 1.6 0.5 Inventories are carried at the lower of cost or net realizable value and primarily consist of supplies held for the Completion and Other Services segment. Leases Right-of-use  (“ROU”)  assets  represent  our  right  to  use  an  underlying  asset  for  the  lease  term  and  lease  liabilities  represent  our  obligation  to  make  lease payments arising from the lease, discounted at our annual incremental borrowing rate (“IBR”). ROU assets and liabilities are recognized at commencement date based on the present value of lease payments over the lease term. Variable lease payments are excluded from the ROU asset and lease liabilities and are recognized in the period in which the obligation for those payments is incurred. For certain leases, where variable lease payments are incurred and relate primarily to common area maintenance, in substance fixed payments are included in the ROU asset and lease liability. For those leases that do not provide an implicit rate, we use an IBR based on the estimated rate of interest for a fully collateralized, fully amortizing loan over a similar term of the lease payments at commencement date. ROU assets also include any lease payments made and exclude lease incentives. Lease terms do not include options to extend or terminate the lease, as management does not consider them reasonably certain to exercise. Effective  January  1,  2019,  the  Company  has  adopted  ASU  2016-02  and  elected  the  following  practical  expedients  and  accounting  policy  elections  for recognition, measurement and presentation: • • • The optional transition method, therefore, will not adjust comparative period financial information or make the new required lease disclosures for periods prior to the effective date; the package of practical expedients to not reassess prior conclusions related to (i) contracts containing leases, (ii) lease classification and (iii) initial direct costs; to make the accounting policy election for short-term leases, or leases with terms of 12 months or less, therefore the lease payments will be recorded as an expense on a straight line basis over the lease term; and 54             • to combine lease and non-lease components. Operating Leases The  Company  enters  into  operating  leases,  primarily  for  real  estate  and  equipment,  with  terms  that  vary  from  less  than  12 months to  eight years. The operating  leases  are  included  in  Operating  lease  right-of-use  assets,  Other  current  liabilities  and  Operating  lease  right-of-use  obligations  in  the  Consolidated Balance  Sheet.  Lease  costs  associated  with  our  yards  and  field  offices  are  included  in  Cost  of  Services  and  our  executive  offices  are  included  in  General  and Administrative expenses in the Consolidated Statements of Operations. Finance Leases The Company enters into lease arrangements for certain vehicles, which are considered finance leases and generally have a term of three to five years. The assets and liabilities under finance leases are recorded at the lower of present value of the minimum lease payments or the fair value of the assets. The assets are amortized  over  the  shorter  of  the  estimated  useful  lives  or  over  the  lease  term.  The  finance  leases  are  included  in  Property  and  equipment,  net,  Finance  lease obligations, current portion and Finance lease obligations in our Consolidated Balance Sheet. Property and Equipment Property  and  equipment  is  stated  at  cost  or  estimated  fair  market  value  at  the  acquisition  date  less  accumulated  depreciation.  Depreciation  is  charged  to expense on the straight‑line basis over the estimated useful life of each asset. Expenditures for major renewals and betterments are capitalized while expenditures for maintenance and repairs are charged to expenses as incurred. Depreciation does not begin until property and equipment is placed in service. Once placed in service, depreciation on property and equipment continues while being repaired, refurbished or between periods of deployment. Long‑‑lived Asset Impairment The  Company  evaluates  the  recoverability  of  the  carrying  value  of  long‑lived  assets,  including  property  and  equipment  and  intangible  assets,  whenever events or circumstances indicate the carrying amount may not be recoverable. If a long‑lived asset is tested for recoverability and the undiscounted estimated future cash flows expected to result from the use and eventual disposition of the asset is less than the carrying amount of the asset, the asset cost is adjusted to fair value and an impairment loss is recognized as the amount by which the carrying amount of a long‑lived asset exceeds its fair value. Intangible Assets Identified intangible assets with determinable lives consist of customer relationships and trade names, as described in Note 5 — Goodwill and Intangible Assets. Customer relationships and trade names are straight-line amortized over their estimated useful lives. Fair Value Measurements Fair value is the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an orderly transaction between market participants. In valuing certain assets and liabilities, the inputs used to measure fair value may fall into different levels of the fair value hierarchy, which are summarized as follows: Level 1—Quoted prices in active markets for identical assets and liabilities. Level 2—Other significant observable inputs. Level 3—Significant unobservable inputs. The Company’s financial instruments consist of cash and cash equivalents, trade receivables and trade payables, where the carrying amount approximates fair value due to the short‑term nature of each instrument. The fair value of long‑term debt approximates its carrying value based on the borrowing rates currently available to the Company for bank loans with similar terms and maturities. The Company did not have any assets or liabilities that were measured at fair value on a recurring basis at December 31, 2019 and 2018. Revenue Recognition In determining the appropriate amount of revenue to be recognized as the Company fulfills the obligations under its contracts with customers, the following steps must be performed at contract inception: (i) identification of the promised goods or services in the contract; (ii) determination of whether the promised goods or services are performance obligations, including whether they are distinct in the context of the contract; (iii) measurement of the transaction price, including the constraint on variable consideration; (iv) allocation of the transaction price to the performance obligations; and (v) recognition of revenue when, or as the Company satisfies each performance obligation. 55 The services of each segment are based on mutually agreed upon pricing with the customer prior to the services being performed and, given the nature of the services, do not include any warranty or right of return. Pricing for services are offered at hourly or daily rates, where the rates are, in part, determined by when services are performed and the nature of the specific job, with consideration for the extent of equipment, labor and consumables needed. Accordingly, the agreed upon pricing is considered to be variable consideration. Pricing for equipment rentals is based on fixed monthly service fees. We  satisfy  our  performance  obligation  over  time  as  the  services  are  performed.  The  Company  believes  the  output  method  is  a  reasonable  measure  of progress for the satisfaction of our performance obligations, which are satisfied over time, as it provides a faithful depiction of (i) our performance toward complete satisfaction  of  the  performance  obligation  under  the  contract  and  (ii)  the  value  transferred  to  the  customer  of  the  services  performed  under  the  contract.  The Company elected the “right to invoice” practical expedient for recognizing revenue. The Company invoices customers upon completion of the specified services and  collection  generally  occurs  within  the  payment  terms  agreed  with  customers.  Accordingly,  there  is  no  financing  component  to  our  arrangements  with customers. All revenues transactions are presented on a net of sales tax in the consolidated statement of operations. Contract Balances Contract  assets  representing  the  Company’s  rights  to  consideration  for  work  completed  but  not  billed  amounted  to  $1.2 million and  $3.1 million as  of December 31, 2019 and 2018, respectively. Substantially all of the contract assets as of December 31, 2019 and 2018 were invoiced during the subsequent periods. The Company does not have any contract liabilities included in the consolidated balance sheets as of December 31, 2019 and 2018. Income Taxes The Company provides for income tax expense based on the liability method of accounting for income taxes. Deferred tax assets and liabilities are recorded based upon differences between the tax basis of assets and liabilities and their carrying values for financial reporting purposes and are measured using the enacted tax rates and laws that will be in effect when the differences are expected to reverse. A valuation allowance is established when it is more likely than not that some portion or all of the deferred tax assets will not be realized. The establishment of a valuation allowance requires significant judgment and is impacted by various estimates.  Both positive  and  negative  evidence,  as  well  as  the  objectivity  and  verifiability  of  that  evidence,  is  considered  in  determining  the  appropriateness  of recording  a  valuation  allowance  on  deferred  tax  assets.  Under  GAAP,  the  valuation  allowance  is  recorded  to  reduce  the  Company’s  deferred  tax  assets  to  an amount that is more likely than not to be realized and is based upon the uncertainty of the realization of certain federal and state deferred tax assets related to net operating loss carryforwards and other tax attributes.  The ultimate realization  of the deferred  tax assets depends on the generation of sufficient  taxable income. Deferred tax expense or benefit is the result of changes in deferred tax assets and liabilities and associated valuation allowances during the period. The impact of an uncertain tax position taken or expected to be taken on an income tax return is recognized in the financial statements at the largest amount that is more likely than not to be sustained upon examination by the relevant taxing authority. The income tax provision reflects the full benefit of all positions that have been taken in the Company's income tax returns, except to the extent that such positions are uncertain and fall below the recognition requirements. In the event that the Company determines that a tax position meets the uncertainty criteria, an additional  liability  or  benefit  will  result.  The  amount  of  unrecognized  tax  benefit  requires  management  to  make  significant  assumptions  about  the  expected outcomes of certain tax positions included in filed or yet to be filed tax returns. At December 31, 2019 and  2018, the Company did not have any uncertain tax positions. The Company is subject to income taxes in the United States and in numerous state tax jurisdictions. The Company’s tax filings for 2018 and 2017 are subject to audit by the federal and state taxing authorities in most jurisdictions where we conduct business. None of the Company’s federal or state tax returns are currently under examination.  These audits may result in assessments of additional taxes that are resolved with the authorities or through the courts. The  Company  records  income  tax  related  interest  and  penalties,  if  applicable,  as  a  component  of  tax  expense.  However,  there  were  no  such  amounts recognized in the consolidated statements of operations in 2019 and 2018.   Equity-Based Compensation The financial statements reflect various equity-based compensation awards granted by Ranger. These awards include restricted stock and performance stock awards.  The Company  recognizes  compensation  expense  related  to  equity-based  awards granted  based  on the estimated  fair  value  of the  awards  on the date  of grant.  The  fair  value  of  the  equity-based  awards  on  the  grant  date  is  generally  recognized  on  a  straight-line  basis  over  the  requisite  service  period,  which  is generally the vesting period of the respective awards. The fair value of the performance stock awards are estimated using an option pricing model that includes certain assumptions, such as volatility, dividend yield and the risk free interest rate. Changes in these assumptions could change the fair value of our unit based awards and associated compensation expense in our consolidated statements of operations. 56 Emerging Growth Company and Smaller Reporting Company Status The  Company  is  an  “emerging  growth  company”  as  defined  in  the  Jumpstart  Our  Business  Startups  Act  of  2012  (the  “JOBS  Act”).  The  Company  will remain an emerging growth company until the earlier of (1) the last day of its fiscal year (a) following the fifth anniversary of the completion of the Offering, (b) in which its total annual gross revenue is at least $1.07 billion, or (c) in which the Company is deemed to be a large accelerated filer, which means the market value of our common stock that is held by non-affiliates exceeds $700.0 million as of the last business day of its most recently completed second fiscal quarter, or (2) the date on which the Company has issued more than $1.0 billion in non-convertible debt securities during the prior three-year period. An emerging growth company may take advantage of specified reduced reporting and other burdens that are otherwise applicable to public companies. The Company has irrevocably opted out of the  extended  transition  period  and,  as  a  result,  the  Company  will  adopt  new  or  revised  accounting  standards  on  the  relevant  dates  on  which  adoption  of  such standards is required for other public companies. The Company is also a “smaller reporting company” as defined by Rule 12b-2 of the Exchange Act. Smaller reporting company means an issuer that is not an investment company, an asset-back issuer, or a majority-owned subsidiary of a parent that is not a smaller reporting company and that (i) has a market value of common stock held by non-affiliates  of less than $250 million;  or  (i)  has  annual  revenues  of  less  than  $100 million and either  no common stock held by non- affiliates or a market value of common stock held by non-affiliates of less than $700 million. Smaller reporting company status is determined on an annual basis. Recent Accounting Pronouncements Recently adopted accounting standards On January 1, 2019, the Company adopted Accounting Standards Codification (“ASC”) Topic 842, Leases. Under the new provisions, all lessees will report an ROU asset and corresponding liability for the obligation to make payments for all leases, with an exception for those leases with a term of 12 months or less. All leases fall into one of two categories: (i) a financing lease or (ii) an operating lease. Additionally, it requires expanded disclosures regarding the nature, amount and timing of lease assets and obligations. The Company adopted this accounting standard using the modified retrospective approach and recognized an operating lease right-of-use  asset  and  corresponding  liability  of  $8.3  million on  our  condensed  consolidated  Balance  Sheet.  See  Note  7  —  Leases,  for  further  details  of  the Company’s operating and financing leases. Recently issued accounting standards In June 2016, the Financial Accounting Standards Board (“FASB”) issued ASU 2016-13, Financial Instruments - Credit Losses, which replaces the incurred loss impairment methodology to reflect expected credit losses. The amendment requires the measurement of all expected credit losses for financial assets held at the reporting date to be performed based on historical experience, current conditions and reasonable and supportable forecasts. ASU 2016-13 is effective for annual and interim periods beginning after December 15, 2022, with early adoption permitted. The Company is evaluating the effect of this accounting standard on its consolidated financial statements. With  the  exception  of  the  standard  above,  there  have  been  no  new  accounting  pronouncements  not  yet  effective  that  have  significance,  or  potential significance, to the Company’s consolidated financial statements. Note 3 — Acquisition MVCI Acquisition On January 31, 2018, the Company closed on the acquisition of MVCI Energy Services (“MVCI Acquisition”) for a total consideration of $4.0 million in cash.  The  MVCI  Acquisition  assets  were  primarily  engaged  in  well  testing  services  for  its  customers.  The  MVCI  Acquisition  was  accounted  for  as  a  business combination. The Company evaluated its purchase allocation and has reported $4.0 million on its consolidated balance sheets as property and equipment. The pro forma  results  of  operations  for  the  MVCI  Acquisition  is  not  presented  because  the  pro  forma  effects,  individually  and  in  the  aggregate,  are  not  material  to  the Company’s consolidated results of operations. 57 Note 4 — Property and Equipment Property and equipment include the following (in millions): High specification rigs High specification rigs machinery and equipment Completions and other services machinery and equipment Process solutions machinery and equipment Vehicles Other property and equipment Property and equipment Less: accumulated depreciation Construction in progress Property and equipment, net Estimated Useful Life (Years) 20 5 - 10 5 - 10 3 - 30 3 - 15 5 - 25 December 31, 2019 2018   $ 127.2   $ 125.2 38.3   55.8   40.8   25.9   10.1   298.1   (85.5)   6.3     $ 218.9   $ 40.4 43.0 30.5 23.3 12.7 275.1 (52.5) 7.2 229.8 Depreciation expense was $34.1 million and $29.5 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. Note 5 — Goodwill and Intangible Assets During  the  year  ended  December  31,  2018,  the  Company  noted  a  sustained  decrease  in  the  stock  price,  which  was  an  indication  that  the  fair  value  of goodwill  could  have  fallen  below  its  carrying  amount.  As  a  result,  the  Company  performed  a  quantitative  impairment  test  and  determined  the  goodwill  was impaired. The Company estimated the implied fair value of the goodwill using a variety of valuation methods, including the income and market approaches. During the year ended December 31, 2018, the Company recognized a loss of $9.0 million associated with the remaining balance of goodwill. The estimate of fair value required the use of significant unobservable inputs, representative of a Level 3 fair value measurement. Definite lived intangible assets are comprised of the following (in millions): Tradenames Customer relationships Less: accumulated amortization Intangible assets, net Estimated Useful Life (Years) 3 10-18 December 31, 2019 2018   $   $ —   $ 11.4   (2.1)   9.3   $ 0.1 11.4 (1.5) 10.0 Amortization expense was $0.7 million and $0.8 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. Amortization expense for the future periods is expected to be as follows (in millions): For the years ending December 31, 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter Total 58 Amount 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 5.7 9.3   $   $                                                                                                                             Note 6 — Accrued Expenses Accrued expenses include the following (in millions): Accrued payables Accrued compensation Accrued taxes Accrued insurance Accrued expenses Note 7 — Leases Operating Leases December 31, 2019 2018   $ 8.3   $ 6.3   1.8   2.0     $ 18.4   $ 5.6 6.2 2.9 3.8 18.5 Lease costs and other information related to operating leases for the year ended December 31, 2019 is as follows (in millions): Short-term lease costs Operating lease cost Operating cash outflows from operating leases Weighted average remaining lease term Weighted average discount rate   $   $   $ Year Ended December 31, 2019 5.4 3.0 2.9 5.8 years 9.3% Aggregate future minimum lease payments under operating leases for the year ended December 31, 2019 is as follows (in millions): For the years ending December 31, 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter Total future minimum lease payments Less: amount representing interest Present value of future minimum lease payments Less: current portion of operating lease obligations Long-term portion of operating lease obligations Total   $ 59   $ 2.5 1.1 0.9 0.8 0.8 2.4 8.5 (2.0) 6.5 (2.0) 4.5                                                       Aggregate  future minimum  rental  payments  as of December  31, 2018, were  $2.9 million, $2.3 million, $0.9 million, $0.7 million, $0.7 million and  $3.0 million for the years ending December 31, 2019, 2020, 2021, 2022, 2023 and thereafter, respectively. Finance Leases Lease costs and other information related to finance leases for the year ended December 31, 2019 is as follows (in millions): Amortization of finance leases Interest on lease liabilities Financing cash outflows from finance leases Weighted average remaining lease term Weighted average discount rate   $   $   $ Year Ended December 31, 2019 5.2 0.8 4.8 1.4 years 4.3% Aggregate future minimum lease payments under finance leases for the year ended December 31, 2019 and 2018 are as follows (in millions): For the years ending December 31, 2019 2020 2021 2022 2023 Total future minimum lease payments Less: amount representing interest Present value of future minimum lease payments Less: current portion of finance lease obligations Long-term portion of finance lease obligations Note 8 — Debt 2019 2018   $ —   $ 5.5   2.9   0.7   0.2   9.3   (0.6)   8.7   (5.1)     $ 3.6   $ 5.0 4.6 2.1 0.2 0.1 12.0 (1.0) 11.0 (4.4) 6.6 The aggregate carrying amounts, net of issuance costs, of the Company’s debt consists of the following (in millions): ESCO Notes Payable Wells Fargo Credit Facility Encina Master Financing Agreement Total Debt Current portion of long-term debt Long term-debt, net ESCO Notes Payable December 31, 2019 2018   $ 5.8   $ 9.5   27.1   42.4   (15.8)     $ 26.6   $ 5.8 17.9 36.8 60.5 (15.8) 44.7 In connection with the initial public offering (the “Offering”) and the ESCO Leasing, LLC (“ESCO”) acquisition, both of which occurred on August 16, 2017, the Company issued $7.0 million of Seller’s Notes as partial consideration for the ESCO acquisition. These notes included a note for $1.2 million, which was paid in August 2018 and a note for $5.8 million, which was due in February 2019. The notes bore interest at 5.0% payable quarterly until their respective maturity dates. During the year ended December 31, 2018, the Company provided notice to ESCO that the Company is sought to be indemnified for breach of contract. The Company exercised its right to stop payments of the remaining principal balance of $5.8 million on the Seller’s Notes and any unpaid interest, pending resolution of certain indemnification claims. Interest on the outstanding principal balance was accrued through the maturity date of the Note Payable. 60                                                         Credit Facility On August 16, 2017, Ranger, LLC entered into a $50.0 million senior unsecured revolving credit facility (the “Credit Facility”) by and among certain of Ranger’s  subsidiaries,  as  borrowers,  each  of  the  lenders  party  thereto  and  Wells  Fargo  Bank,  N.A.,  as  administrative  agent.  The  Credit  Facility  is  subject  to  a borrowing base that is calculated based upon a percentage of the value of the Company’s eligible accounts receivable less certain reserves. The Credit Facility is scheduled to mature on August 16, 2022. The applicable margin for LIBOR loans ranges from 1.5% to 2.0% and the applicable margin for Base Rate loans ranges from 0.5% to 1.0%, in each case, depending on Ranger, LLC’s average excess availability under the Credit Facility. The applicable margin for the LIBOR loan was 1.8% and the Credit Facility’s interest rate was 3.5% as of December 31, 2019. As of December 31, 2019, under the Credit facility, the Company borrowed $10.0 million, has a borrowing capacity of $30.5 million, with a residual $20.5 million available for borrowing. The Company is in compliance with the Credit Facility covenants as of December 31, 2019. The Company capitalized fees of $0.7 million associated with the Credit Facility, which are included on the consolidated balance sheets as a discount to the Credit Facility. Such fees will be amortized through maturity and are included in Interest Expense, net on the Consolidated Statements  of Operations. Unamortized  debt issuance costs as of December 31, 2019 was $0.5 million. Encina Master Financing and Security Agreement (“Financing Agreement”) On June 22, 2018, the Company entered into a Financing Agreement with Encina Equipment Finance SPV, LLC (the “Lender”). The amount available to be provided by the Lender to the Company under the Financing Agreement was contemplated to be not less than $35.0 million, and not to exceed $40.0 million. The first financing was required to be in an amount up to $22.0 million, which was used by the Company to acquire certain capital equipment. Subsequent to the first financing,  the  Company  borrowed  an  additional  $17.8 million,  net  of  expenses  and  in  two  tranches,  under  the  Financing  Agreement.  We  utilized  proceeds  to acquire certain capital equipment. The Financing Agreement is secured by a lien on certain high specification rig assets. As of December 31, 2019, the aggregate principal  balance  outstanding under the Financing Agreement  was $27.7 million. The total  borrowings under the Financing  Agreement  were borrowed in three tranches, where the amounts outstanding are payable ratably over 48 months from the time of each borrowing. The three tranches mature in July 2022, November 2022 and January 2023. Borrowings under the Financing Agreement bear interest at a rate per annum equal to the sum of 8.0% plus the London Interbank Offered Rate (“LIBOR”), which was 1.8% as of  December 31, 2019. The Financing Agreement requires that the Company maintain leverage ratios of 2.50 to  1.00. The Company was in compliance with the covenants under the Financing Agreement as of December 31, 2019. The  Company  capitalized  fees  of  $0.9  million associated  with  the  Financing  Agreement,  which  are  included  on  the  Consolidated  Balance  Sheets  as  a discount  to  the  long  term  debt.  Such  fees  will  be  amortized  through  maturity  and  are  included  in  Interest  Expense,  net  on  the  Consolidated  Statements  of Operations. Unamortized debt issuance costs as of December 31, 2019 approximated $0.6 million. Debt Obligations and Scheduled Maturities As of December 31, 2019, aggregate principal repayments of total debt for the next five years are as follows (in millions): For the years ending December 31, 2020 2021 2022 2023 Total Note 9 — Equity Equity Based Compensation Overview Total 15.8 10.0 17.5 0.2 43.5   $   $ The Company has a Long-Term Incentive Plan (“LTIP”) for executives, employees, consultants and non-employee directors, under which awards can be granted in the form of stock options, stock appreciation rights, restricted stock, restricted stock awards (“RSAs”), performance awards, dividend equivalents, other stock-based awards, cash awards and substitute awards. Subject to adjustment in accordance with the terms of the LTIP, 2,850,000 shares of Class A Common Stock have been reserved 61         for issuance pursuant to awards under the LTIP. Class A Common Stock withheld to satisfy exercise prices or tax withholding obligations will be available for delivery pursuant to other awards. The LTIP will be administered by the Board or an alternative committee appointed by the Board. RSAs The Company has granted RSAs, which generally vest in three equal annual installments beginning on the first anniversary date of the grant. The aggregate value of awards granted during the year ended December 31, 2019 and 2018 was $4.5 million and $4.6 million, respectively. As of December 31, 2019 and 2018, there was unrecognized expense related to unvested RSA’s of $4.3 million and $2.9 million, respectively. The following table summarizes the unvested activity for RSAs during the years ended December 31, 2019 and 2018: Unvested at January 1, 2018 Granted Forfeited Vested Unvested at December 31, 2018 Granted Forfeited Vested Unvested at December 31, 2019 Performance Stock Units Weighted Average Grant Date Fair Value   Weighted Average Remaining Vesting Period Shares 10,000   563,002   $ (50,913)   (40,379)   481,710   $ 590,091   $ (80,767)     (229,446)     761,588   $ 8.25   2.4 years 8.25   7.59   2.4 years 2.1 years 7.84   1.8 years The Company has granted performance awards to certain key employees, in the form of Performance Stock Units (“PSUs”), which are earned based on the achievement of certain market factors and performance targets at the discretion of the compensation committee of the board of directors. The PSUs are subject to a three-year measurement period during which the number of Class A Common Stock to be issued remains uncertain until the end of the measurement period and will generally cliff vest based on the level of achievement with respect to the applicable performance criteria. As defined in the respective PSU agreements, the performance criteria applicable to these awards is relative and absolute total shareholder return (“TSR”). Achievement with respect to the relative TSR criteria is determined by the Company’s TSR compared to the TSR of the defined peer group during the measurement period. Achievement with respect to the absolute TSR criteria is based on a measurement of the Company’s stock price growth during the measurement period. The  PSUs  that  were  granted  during  the  years  ended  December  31,  2019 and  2018  will  cliff  vest,  subject  to  the  achievement  of  applicable  performance criteria, on March 21, 2022 and December 31, 2021, respectively. As of December 31, 2019, there was an aggregate of $1.1 million of unrecognized compensation cost related to PSUs. The following table summarizes the unvested activity for PSUs during the years ended December 31, 2019 and 2018: Unvested as of January 1, 2018 Granted Forfeited Unvested as of December 31, 2018 Granted Unvested as of December 31, 2019 Shares —     45,218   $ (9,736)     35,482   $ 52,960   $ 88,442   Relative Weighted Average Grant Date Fair Value Weighted Average Remaining Vesting Period   Shares Absolute Weighted Average Grant Date Fair Value Weighted Average Remaining Vesting Period 8.59   1.0 year   1.0 year   2.2 years   1.8 years   8.59   11.96   62 —     45,218   $ (9,736)     35,482   $ 52,960   $ 88,442   4.38   1.0 year 4.38   9.50   1.0 year 2.2 years 1.8 years                                                                                             Share Issuance to Related Party In  connection  with  the  Master  Reorganization  Agreement,  an  aggregate  of  $3.0  million (included  within  other  current  liabilities  on  the  accompanying consolidated balance sheet as of December 31, 2018) was settled by the Company and CSL Energy Holdings I, LLC and CSL Energy Holdings II, LLC during the year ended December 31, 2019. At the Company’s discretion the liability was settled with the issuance of 206,897 Class A Common Stock. Share Repurchase Program In June 2019, the Board of Directors approved a share repurchase program, authorizing the Company to purchase up to  10% of the outstanding Class A Common Stock held by non-affiliates, not to exceed 580,000 shares or $5.0 million in aggregate value. Share repurchases may take place from time to time on the open  market  or  through  privately  negotiated  transactions.  The  duration  of  the  share  repurchase  program  is  12  months  and  may  be  accelerated,  suspended  or discontinued at any time without notice. As of December 31, 2019, the Company has repurchased $0.7 million of Class A Common Stock under the program. The following table summarizes the activity of treasury stock for the years ended December 31, 2019: Balance at December 31, 2018 Repurchase of Class A Common Stock Balance at December 31, 2019 Note 10 — Risk Concentrations Customer Concentrations Treasury Stock Quantity Amount —   $ 113,937   113,937   $ — 0.7 0.7 For the year ended December 31, 2019, two customers, EOG Resources and Concho Resources, accounted for approximately 17% and 14%, respectively, of the Company’s consolidated revenues. As of December 31, 2019, approximately 12% and 8% of the consolidated accounts receivable balance was due from these customers. For the year ended December 31, 2018, one customer, EOG Resources, accounted for approximately 20% of the Company’s consolidated revenues. As of December 31, 2018, approximately 12% of the consolidated accounts receivable balance was due from this customer. Note 11 — Income Taxes Ranger, LLC is treated as a partnership for U.S. federal income tax purposes and is subject to Texas Margin Tax, however not subject to federal or state income taxation.  As a member in Ranger, LLC, the Company is subject to U.S. taxation on its allocable share of U.S. taxable income and the non-controlling interest members will pay taxes with respect to their allocable share of U.S. taxable income. The Company is a corporation and is subject to U.S. federal income tax. The effective U.S. federal income tax rate applicable to the Company for the years ended December 31, 2019 and 2018 was 21%. Total income tax expense for the year ended December 31, 2019 differed from amounts computed by applying the U.S. federal statutory tax rate of 21% primarily due to non-deductible expenses, other state taxes, in addition to the adjustment for non-controlling interest that is not subject to federal tax. The Company currently believes that it is reasonably possible to achieve a three-year cumulative level of profitability within the next 12 months, and as early as the first half of 2020, which would enhance the ability to conclude that is it more likely than not that the deferred tax assets would be realized and support a release of a portion or substantially all of the valuation allowance. A release of the valuation allowance would result in the recognition of an increase in deferred tax assets and an income tax benefit in the period in which the release occurs, although the exact timing and amount of the release is subject to change based on numerous factors, including projections of future taxable income, which continues to be assessed based on available information each reporting period. 63                 Current provision (benefit) Federal State Total current provision (benefit) Deferred provision (benefit) Federal State Total deferred expense (benefit) Income tax expense (benefit) Year Ended December 31, 2019 2018 $ —   $ 0.4   0.4   1.4   0.4   1.8   $ 2.2   $ — (0.2) (0.2) — 0.2 0.2 — A reconciliation of the expected income tax expense on income (loss) before income taxes using the statutory federal income tax rate of 21% for 2019 to income tax expense follows (in millions): Income (loss) before income taxes Statutory rate Income tax expense (benefit) computed at statutory rate Reconciling items State income taxes, net of federal tax benefit Nontaxable (loss) income allocated to non-controlling interest Non-deductible expenses and other Income tax expense (benefit) December 31, 2019 2018 $ $ 6.6   $ 21%   1.4 0.9 (0.6) 0.5 2.2   $ (5.8) 21% (1.2) — 0.6 0.6 — As a result of the Offering and subsequent reorganization, the Company recorded a deferred tax asset, however a full valuation allowance has been recorded to reduce the Company’s net deferred tax assets to an amount that is more likely than not to be realized and is based upon the uncertainty of the realization of certain  federal  and  state  deferred  tax  assets  related  to  net  operating  loss  carryforwards  and  other  tax  attributes.  The  tax  effects  of  the  cumulative  temporary differences resulting in the net deferred income tax liability, which are shown in Other Long-Term Liabilities on the consolidated balance sheet, are as follows (in millions): Deferred income tax assets Net operating loss carryforward Valuation allowance Net non-current deferred income tax asset Deferred income tax liabilities Investment in partnership Property and equipment December 31, 2019 2018 $ 16.4   $ (3.5)   12.9   (12.9)   (0.5)   Total non-current deferred income tax liability $ (0.5)   $ 15.7 (5.4) 10.3 (10.3) (0.2) (0.2) As of December 31, 2019, the Company has net operating loss carryforwards of approximately $71.7 million, consisting of $10.8 million of section 382 limited  losses  expiring  beginning  in  2033,  an  estimated  $20.6 million of  non-section  382  limited  losses  expiring  beginning  in  2038 and  $40.3 million of  non- section 382 limited losses which carryforward indefinitely. 64                                                                                 Note 12 — Earnings (Loss) per Share Earnings  (loss)  per  share  is  based  on  the  amount  of  income  (loss)  allocated  to  the  shareholders  and  the  weighted  average  number  of  shares  outstanding during the period for each class of common stock. Diluted earnings (loss) per share is computed giving effect to all potentially dilutive shares. The following table presents the Company’s calculation of basic and diluted earnings or loss per share for the years ended December 31, 2019 and 2018 (in millions, except share and per share data): Income (loss) (numerator): Basic: Net income (loss) attributable to Ranger Energy Services, Inc. Net income (loss) attributable to Class A Common Stock Diluted: Net income (loss) attributable to Ranger Energy Services, Inc. Net income (loss) attributable to Class A Common Stock Weighted average shares (denominator): Weighted average number of shares - basic Weighted average number of shares - diluted Basic earnings (loss) per share Diluted earnings (loss) per share Year Ended December 31, 2019 2018   $   $   $   $   $   $ 1.8   $ 1.8   $ 1.8   $ 1.8   $ (3.3) (3.3) (3.3) (3.3) 8,634,013   8,634,013   8,425,593 8,425,593 0.21   $ 0.21   $ (0.39) (0.39) During the year ended December 31, 2019, the Company excluded 6.9 million shares of Common Stock issuable upon conversion of the Company’s Class B Common Stock and 1.2 million equity-based  awards  in calculating  diluted  earnings  per share,  as the effect  was anti-dilutive.  For the  year  ended  December 31, 2018, the Company excluded 6.9 million shares of Common Stock issuable upon conversion of the Company’s Class B Common Stock, 0.5 million equity-based awards and 0.2 million Common Stock issuable upon payment of CSL liability, in calculating diluted loss per share, as the effect was anti-dilutive. Note 13 — Commitments and Contingencies Legal Matters During the year ended December 31, 2018, the Company provided notice to ESCO Leasing, LLC that the Company is seeking to be indemnified for breach of contract. The Company exercised its right to stop payments of the remaining principal balance of $5.8 million on the Seller’s Notes and any unpaid interest, pending resolution of certain indemnification claims. From  time  to  time,  the  Company  is  involved  in  various  legal  matters  arising  in  the  normal  course  of  business.  The  Company  does  not  believe  that  the ultimate resolution of these matters will have a material adverse effect on its consolidated financial position or results of operations. Note 14 — Related Party Transactions Stockholders’ Agreement In connection with the Offering, Ranger entered into a stockholders’ agreement (the “Stockholders’ Agreement”) with the Existing Owners and the Bridge Loan Lenders (defined below). Among other things, the Stockholders’ Agreement provides CSL and Bayou Wells Holdings Company, LLC (“Bayou Holdings”) with the right to designate nominees to Ranger’s board of directors (each, as applicable, a “CSL Director” or “Bayou Director”) as follows: • • for  so  long  as  CSL  beneficially  owns  at  least  50% of  Ranger’s  common  stock,  at  least  three members  of  the  Board  of  Directors  shall  be  CSL Directors and at least two members of the Board of Directors shall be Bayou Directors (which may include Richard Agee, Brett Agee or any other person that may be designated by Bayou Holdings in accordance with the terms of the stockholders’ agreement); for so long as CSL beneficially owns less than 50% but at least  30% of Ranger’s common stock, at least  three members of the Board of Directors shall be CSL Directors; 65                                                                             • • • for so long as CSL beneficially owns less than 30% but at least 20% of Ranger’s common stock, at least two members of the Board of Directors shall be CSL Directors; for so long as CSL beneficially owns less than 20% but at least 10% of Ranger’s common stock, at least one member of the Board of Directors shall be a CSL Director; and once CSL beneficially owns less than 10% of Ranger’s common stock, CSL will not have any Board designation rights. In the event the size of Ranger’s Board of Directors  is increased  or decreased  at any time to other than eight directors, CSL’s nomination rights will be proportionately increased or decreased, respectively, rounded up to the nearest whole number. Redemption Rights Under the Ranger LLC Agreement, holders of Ranger Units other than the Company (the “Ranger Unit Holders”) will, subject to certain limitations, have the right,  pursuant to the Redemption  Right (as defined  in the Ranger LLC Agreement),  to cause  Ranger LLC to acquire  all or a portion of their  Ranger Units (along with a corresponding number of shares of Ranger’s Class B Common Stock) for, at Ranger LLC's election, (i) shares of the Company’s Class A Common Stock at a redemption ratio of one share of Class A Common Stock for each Ranger Unit redeemed, subject to conversion rate adjustments for stock splits, stock dividends, reclassification  and other similar  transactions,  or (ii) cash in an amount equal to the Cash Election  Value (defined  below) of such Class A Common Stock. Ranger LLC will determine whether to issue shares of Class A Common Stock or cash in an amount equal to the Cash Election Value based on facts in existence at the time of the decision, which the Company expects would include the trading prices for the Class A Common Stock at the time relative to the cash purchase price for the Ranger Units, the availability of other sources of liquidity (such as an issuance of preferred stock) to acquire the Ranger Units and alternative uses for such cash. Alternatively, upon the exercise of the Redemption Right, the Company (instead of Ranger LLC) will have the right, pursuant to the Call Right (as defined in the Ranger LLC Agreement), to, for administrative convenience, acquire each tendered Ranger Unit directly from such Ranger Unit Holder for, at the Company’s election, (x) one share of Class A Common Stock or (y) cash in an amount equal to the value of a share of Class A Common Stock, based on a volume-weighted average price. In addition, upon a change of control of the Company, the Company has the right to require each Ranger Unit Holder (other than the Company) to exercise its Redemption Right with respect to some or all of such unitholder’s Ranger Units. As the Ranger Unit Holders redeem their Ranger Units, the Company’s membership interest in Ranger LLC will be correspondingly increased, the number of shares of Class A Common Stock outstanding will be increased, and the number of shares of Class B Common Stock outstanding will be reduced. The Company’s acquisition (or deemed acquisition for U.S. federal income tax purposes) of Ranger Units pursuant to an exercise of the Redemption Right or the Call Right is expected to result in adjustments to the tax basis of the tangible and intangible assets of Ranger LLC, and such adjustments will be allocated to the Company. These adjustments would not have been available to the Company absent the acquisition or deemed acquisition of Ranger Units and are expected to reduce the amount of cash tax that the Company would otherwise be required to pay in the future. “Cash Election Value” means, with respect to the shares of Class A Common Stock to be delivered to the redeeming Ranger Unit Holder by us pursuant to our Call Right, the amount that would be received if the number of shares of Class A Common Stock to which the redeeming Ranger Unit Holder would otherwise be entitled were sold at a per share price equal to the trailing 10-day volume weighted average price of a share of Class A Common Stock on such redemption, net of actual or deemed offering expenses. Payments In  connection  with  the  Master  Reorganization  Agreement,  an  aggregate  of  $3.0  million (included  within  other  current  liabilities  on  the  accompanying consolidated balance sheet as of December 31, 2018) was settled by the Company and CSL Energy Holdings I, LLC and CSL Energy Holdings II, LLC during the year ended December 31, 2019. At the Company’s discretion the liability was settled with the issuance of 206,897 Class A Common Stock. Tax Receivable Agreement On August  16,  2017,  in  connection  with  the  Offering,  the  Company  entered  into  a  Tax  Receivable  Agreement  (the  “TRA”)  with  certain  of  the  existing Ranger Unit holders and their permitted transferees (each such person, a “TRA Holder” and together, the “TRA Holders”). The TRA generally provides for the payment by the Company of 85% of the net cash savings, if any, in U.S. federal, state and local income tax and franchise tax that the Company actually realizes (computed  using  simplifying  assumptions  to  address  the  impact  of  state  and  local  taxes)  or  is  deemed  to  realize  in  certain  circumstances  in  periods  after  the Offering  as  a  result  of  (i)  certain  increases  in  tax  basis  that  occur  as  a  result  of  the  Company’s  acquisition  (or  deemed  acquisition  for  U.S.  federal  income  tax purposes) of all or a portion of such TRA Holder’s Ranger Units in connection with the Offering or pursuant to the exercise of the Redemption Right or the Call Right (each as defined in the Amended and Restated Limited Liability Company Agreement of Ranger LLC) and (ii) imputed interest deemed to be paid by the Company as a result of, and 66 additional  tax  basis  arising  from,  any  payments  the  Company  makes  under  the  TRA.  The  Company  will  retain  the  benefit  of  the  remaining  15% of  these  cash savings. The term of the TRA commenced on August 16, 2017 and will continue until all tax benefits that are subject to the TRA (or the TRA is terminated due to other circumstances, including the Company’s breach of a material obligation thereunder or certain mergers, assets sales, other forms of business combination or other changes of control) have been utilized or expired, unless the Company exercises its right to terminate the TRA. The payments under the TRA will not be conditioned upon a TRA Holder having a continued ownership interest in either Ranger LLC or the Company. If  the  Company  elects  to  terminate  the  TRA  early  or  the  TRA  is  terminated  due  to  other  circumstances  (including  the  Company’s  breach  of  a  material obligation  thereunder  or  certain  mergers,  asset  sales  other  forms  of  business  combinations  or  other  changes  of  control),  its  obligations  under  the  TRA  would accelerate and it would be required to make an immediate payment equal to the present value of the anticipated future tax payments to be made by the Company under the TRA (determined by applying a discount rate of one-year LIBOR plus 150 basis points and based upon certain assumptions and deemed events set forth in the TRA). In addition, payments due under the TRA will be similarly accelerated following certain mergers or other changes of control. Registration Rights Agreement On August 16, 2017, in connection with the closing of the Offering, the Company entered into a Registration Rights Agreement (the “Registration Rights Agreement”) with certain stockholders (the “Holders”). Pursuant to, and subject to the limitations set forth in, the Registration Rights Agreement, at any time after the 180-day lock-up period, the Holders have the right to require the Company by written notice to prepare and file a registration  statement registering the offer and sale of a number of their shares of Class A Common  Stock.  Reasonably  in  advance  of  the  filing  of  any  such  registration  statement,  the  Company  is  required  to  provide  notice  of  the  request  to  all  other Holders  who  may  participate  in  the  registration.  The  Company  is  required  to  use  all  commercially  reasonable  efforts  to  maintain  the  effectiveness  of  any  such registration statement until all shares covered by such registration statement have been sold. Subject to certain exceptions, the Company is not obligated to effect such a registration within ninety 90 days after the closing of any underwritten offering of shares of Class A Common Stock requested by the Holders pursuant to the  Registration  Rights  Agreements.  The  Company  is  also  not  obligated  to  effect  any  registration  where  such  registration  has  been  requested  by  the  holders  of Registrable Securities (as defined in the Registration Rights Agreement) which represent less than $25 million, based on the five-day volume weighted average trading price of the Class A Common Stock on the New York Stock Exchange. In addition, pursuant to the Registration Rights Agreement, the Holders have the right to require the Company, subject to certain limitations set forth therein, to effect a distribution of any or all of their shares of Class A Common Stock by means of an underwritten offering. Further, subject to certain exceptions, if at any time the Company proposes to register an offering of its equity securities or conduct an underwritten offering, whether or not for its account, then the Company must notify the Holders of such proposal at least three business days before the anticipated filing date or commencement of the underwritten offering, as applicable, to allow them to include a specified number of their shares in that registration statement or underwritten offering, as applicable. These registration rights are subject to certain conditions and limitations, including the right of the underwriters to limit the number of shares to be included in a registration or offering and the Company’s right to delay or withdraw a registration statement under certain circumstances. The Company will generally pay all registration expenses in connection with its obligations under the Registration Rights Agreement, regardless of whether a registration statement is filed or becomes effective. The obligations to register shares under the Registration Rights Agreement will terminate as to any Holder when the Registrable Securities held by such Holder are no longer subject to any restrictions on trading under the provisions of Rule 144 under the Securities Act of 1933, as amended (the “Securities Act”), including any volume or manner of sale restrictions. Registrable Securities means all shares of Class A Common Stock owned at any particular point in time by a Holder other than shares (i) sold pursuant to an effective registration statement under the Securities Act, (ii) sold in a transaction pursuant to Rule 144 under the Securities Act, (iii) that have ceased to be outstanding or (iv) that are eligible for resale without restriction and without the need for current public information pursuant to any section of Rule 144 under the Securities Act. Note 15 — Segment Reporting The Company’s operations are located in the United States and organized into three reporting segments: High Specification Rigs, Completion and Other Services and Processing Solutions. The reportable segments comprise the structure used by the Chief Operating Decision Maker (“CODM”) to make key operating decisions  and  assess  performance  during  the  years  presented  in  the  accompanying  consolidated  financial  statements.  The  reportable  segments  have  been categorized based on services provided in each line of business. The CODM evaluates the segments’ operating performance based on multiple measures including Adjusted  EBITDA,  rig  hours  and  rig  utilization.  The  tables  below  present  the  operating  income  (loss)  measurement,  as  the  Company  believes  this  is  most consistent with the principals used in measuring the condensed consolidated financial statements. 67 The following is a description of the segments: High Specification Rigs. The Company’s High Specification Rigs facilitate operations throughout the lifecycle of a well, including (i) completion (ii) workover;  (iii)  well  maintenance;  and  (iv)  decommissioning.  The  Company  provides  these  advanced  well  services  to  Exploration  &  Production  (“E&P”) companies,  particularly  to  those  operating  in  unconventional  oil  and  natural  gas  reservoirs  and  requiring  technically  and  operationally  advanced  services.  The Company’s high specification rigs are designed to support growing U.S. horizontal well demands. In addition to the core well service rig operations, the Company offers a suite of complementary services, including fluid management and well service-related equipment rentals. Completion and Other Services. The  Completion  and  Other  Services  segment  provides  wireline  completion  services  necessary  to  bring  a  well  on production and other ancillary services consisting primarily of the Company’s wireline and snubbing lines of business along with other, non-rig well services to maintain the production of a well. Processing Solutions. The Company provides a range of proprietary, modular equipment for the processing of rich natural gas streams at the wellhead or central gathering points in basins where drilling and completion activity has outpaced the development of permanent processing infrastructure. Other. The Company incurs costs, indicated as Other, that are not allocable to any of the operating segments or lines of business and include corporate general and administrative expenses as well as depreciation of office furniture and fixtures and other corporate assets. Segment information for the years ended December 31, 2019 and 2018 is as follows (in millions): Revenues Cost of services General and administrative Depreciation and amortization Impairment of goodwill Operating income (loss) Interest expense, net Income tax expense Net income (loss) Capital expenditures Property and equipment, net Total assets Year Ended December 31, 2019 High Specification Rigs Completion and Other Services Processing Solutions Other Total   $   $   $   $   $ 132.1   $ 114.8 —   20.1 —   (2.8) —   —   (2.8) 11.1   $   $ 132.2 186.1   $   $ 68 184.3   $ 139.0   —   11.4   —   33.9   —   —   33.9   $ 4.1   $ 20.5   $ —   $ 9.2   —   2.2   —   9.1   —   —   —   26.7   1.1   —   (27.8)   5.8   2.2   9.1   $ 7.8   $ (35.8)   $ 0.5   $ As of December 31, 2019 40.8   $ 57.4   $ 40.5   $ 42.6   $ 5.4   $ 7.4   $ 336.9 263.0 26.7 34.8 — 12.4 5.8 2.2 4.4 23.5 218.9 293.5                                         Revenues Cost of services General and administrative Depreciation and amortization Impairment of goodwill Operating income (loss) Interest expense, net Income tax expense Net income (loss) Capital expenditures Property and equipment, net Total assets Year Ended December 31, 2018 High Specification Rigs Completion and Other Services Processing Solutions Other Total   $   $   $   $   $ 149.9   $ 128.7 —   19.1 9.0 (6.9) —   —   (6.9) 29.8   $   $ 159.2 214.1   $   $ 136.0   $ 100.2   —   8.2   —   27.6   —   —   27.6   $ 35.1   $ 17.2   $ —   $ 8.0   —   1.5   —   7.7   —   —   —   29.0   1.5   —   (30.5)   3.7   —   7.7   $ 10.3   $ (34.2)   $ 0.7   $ As of December 31, 2018 35.0   $ 47.0   $ 34.3   $ 40.1   $ 1.3   $ 1.3   $ 303.1 236.9 29.0 30.3 9.0 (2.1) 3.7 — (5.8) 75.9 229.8 302.5 Note 16 — Selected Quarterly Financial Data (Unaudited) The following table summarizes the unaudited quarterly statements of the Company for 2019 and 2018 (in millions, except per share data): 2019 Total revenues Operating income Net income (loss) Net income (loss) attributable to Ranger Energy Services, Inc. Basic earnings (loss) per share Diluted earnings (loss) per share 2018 Total revenues Operating income (loss) Net income (loss) Net income (loss) attributable to Ranger Energy Services, Inc. Basic net income (loss) per share Diluted net income (loss) per share Immaterial Correction March 31, June 30, September 30, December 31, Three months ended   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 88.3   $ 5.2   $ 3.6   $ 2.0   $ 0.24   $ 0.19   $ 62.6   $ (10.8)   $ (10.3)   $ (5.7)   $ (0.68)   $ (0.68)   $ 84.3   $ 4.0   $ 1.8   $ 1.0   $ 0.12   $ 0.10   $ 73.1   $ 1.0   $ (1.2)   $ (0.7)   $ (0.08)   $ (0.08)   $ 84.1 1.6 (0.9) (0.5) (0.06) (0.06) 82.1 4.4 4.0 2.1 0.24 0.23   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $   $ 80.2 1.6 (0.1) (0.7) (0.01) (0.01) 85.3 3.3 1.7 1.0 0.12 0.11 During  the  preparation  of  the  consolidated  financial  statements  for  the  year  ended  December  31,  2019,  we  identified  that  the  diluted  weighted  average number  of  shares  and  diluted  earnings  per  share  amounts  for  the  quarterly  periods  ended  March  31,  June  30  and  September  30,  2019  and  related  footnote disclosures were misstated in the interim financial statements filed on Form 10-Q due to a misapplication of the if-converted method of calculating diluted earnings per share.  Other than as noted below, this error had no impact on the interim financial statements for the quarters ended March 31, June 30 and September 30, 2019.  For the period ended March 31, 2019, diluted weighted average shares should have been 15,614,429 instead of  9,730,710, and diluted earnings per share should  have  been  $0.19 instead  of  $0.21.    For  the  three  months  ended  June  30,  2019,  diluted  weighted  average  shares  should  have  been  15,412,431 instead of 9,491,683,  and  diluted  earnings  per  share  should  have  been  $0.10 instead  of  $0.11.    For  the  six  months  ended  June  30,  2019,  diluted  weighted  average  shares should have been 15,361,162 instead of 9,458,976, and diluted earnings per share should have been $0.29 instead of $0.32.  For the nine months ended September 30, 2019, diluted weighted average shares should have been 15,457,282 instead of  9,459,785, and diluted earnings per share should have been $0.25 instead of $0.26. 69                                                                                                           Management evaluated the error on previously issued financial statements and concluded the impact was immaterial.   These amounts and related footnote disclosures will be revised when the March 31, June 30 and September 30, 2020, financial information is filed.  70 Item 9. Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosures Not applicable. Item 9A. Controls and Procedures Evaluation of Disclosure Controls and Procedures As required by Rule 13a‑15(e) under the Exchange Act, we have evaluated, under the supervision and with the participation of management, including our chief executive officer and chief financial officer, the effectiveness of the design and operation of our disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a- 15(e) and 15d‑15(e) under the Exchange Act) as of the end of the period covered by this Annual Report on Form 10-K. Our disclosure controls and procedures are designed  to  provide  reasonable  assurance  that  the  information  required  to  be  disclosed  by  us  in  reports  that  we  file  or  submit  under  the  Exchange  Act  is accumulated  and  communicated  to  management,  including  our  chief  executive  officer  and  chief  financial  officer,  as  appropriate,  to  allow  timely  decisions regarding  required  disclosure  and  is  recorded,  processed,  summarized  and  reported  within  the  time  periods  specified  in  the  rules  and  forms  of  the  SEC.  Any controls  and  procedures,  no  matter  how  well  designed  and  operated  can  only  provide  reasonable  assurance  of  achieving  the  desired  control  objective  and management  necessarily  applies  its  judgment  in  evaluating  the  cost-benefit  relationship  of  all  possible  controls  and  procedures.  Based  upon  this  evaluation  our principal executive officer and principal financial officer concluded that our disclosure controls and procedures were effective as of the end of the period covered by this Annual Report, at a reasonable assurance level. Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting Management is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting as such term is defined in Exchange Act Rule 13a-15(f). The internal control over financial reporting is a process designed under the supervision and with the participation of our principal executive officer and principal  financial  officer,  and  effected  by the board of directors,  management  and other  personnel,  to provide  reasonable  assurance  regarding  the reliability  of financial reporting and the preparation of the financial statements for external reporting purposes in accordance with generally accepted accounting principles. Our internal control over financial reporting includes policies and procedures that: • • • pertain to the maintenance of records that in reasonable detail accurately and fairly reflect transactions of the Company; provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with generally accepted accounting principles; and provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized transactions. Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluations 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 our policies or procedures may deteriorate. Management assessed the effectiveness of the Company’s internal control over financial reporting as of December 31, 2019, with the participation of our principal  executive  and  principal  financial  officers,  based  on  the  framework  established  in  Internal  Control—Integrated  Framework  (2013)  issued  by  the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission, or COSO. Based on this assessment, management concluded that the Company maintained effective internal control over financial reporting as of December 31, 2019. Attestation Report of the Registered Public Accounting Firm Our independent registered public accounting firm will not be required to formally attest to the effectiveness of our internal controls over financial reporting for as long as we are an “emerging growth company” pursuant to the provisions of the JOBS Act. Changes in Internal Control over Financial Reporting There were no changes in our internal control over financial reporting during the year ended December 31, 2019 that materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. Item 9B. Other Information Not applicable. 71 PART III Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance Please  see the  information  appearing  in  the proposal  for the  election  of directors  and under  the  headings  “Executive  Officers,”  “Information  Concerning Meetings  and  Committees  of  the  Board  of  Directors,”  “Code  of  Business  Conduct  and  Ethics  and  Corporate  Governance  Guidelines”  and  “Delinquent  Section 16(a) Reports” in the definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Shareholders for the information this Item 10 requires that is incorporated herein by reference. Item 11. Executive Compensation Please see the information appearing under the headings “Compensation Discussion and Analysis,” “Director Compensation,” “Executive Compensation,” “Compensation  Committee  Interlocks  and  Insider  Participation”  and  “Report  of  the  Compensation  Committee”  in  the  definitive  proxy  statement  for  our  2020 Annual Meeting of Shareholders for the information this Item 11 requires that is incorporated herein by reference. Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters Please  see  the  information  appearing  under  the  heading  “Security  Ownership  of  Certain  Beneficial  Owners  and  Management”  in  the  definitive  proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Shareholders for the information this Item 12 requires that is incorporated herein by reference. Item 13. Certain Relationships and Related Transactions and Director Independence Please see the information appearing in the proposal for the election of directors and under the heading “Certain Relationships and Related Transactions” in the definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Shareholders for the information this Item 13 requires that is incorporated herein by reference. Item 14. Principal Accounting Fees and Services Please  see  the  information  appearing  in  the  proposal  for  the  ratification  of  the  appointment  of  our  independent  registered  public  accounting  firm  in  the definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Shareholders for the information this Item 14 requires that is incorporated herein by reference. 72 PART IV Item 15. Exhibits, Financial Statement Schedules Financial Statements. See index to Consolidated Financial Statements included beginning on Page 46. Financial Statement Schedules. No other financial statement schedules are submitted because either they are inapplicable or because the required information is included in the consolidated financial statements or notes thereto. Exhibits. The  exhibits  listed  on  the  accompanying  Exhibit  Index  are  filed,  furnished  or  incorporated  by  reference  as  part  of  this  Annual  Report,  and  such  Exhibit Index is incorporated herein by reference. Exhibit Number 2.1††   Description Master Reorganization Agreement, dated as of August 10, 2017, by and among Ranger Energy Services, Inc., RNGR Energy Services, LLC, Ranger Energy Holdings, LLC, Ranger Energy Holdings II, LLC, Torrent Energy Holdings, LLC, Torrent Energy Holdings II, LLC and the other parties named therein (incorporated by reference to Exhibit 2.1 to the Registrant’s Form 8-K (File No. 001-38183) filed with the Commission on August 16, 2017). 2.2†† Amended and Restated Asset Purchase Agreement dated as of July 31, 2017, by and among ESCO Leasing, LLC, Ranger Energy Services, LLC and Tim Hall (incorporated by reference to Exhibit 2.3 to the Registrant’s Form S-1 (File No. 333-218139) filed with the Commission on August 1, 2017). 3.1 3.2 Amended and Restated Certificate of Incorporation of Ranger Energy Services, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 3.1 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Amended and Restated Bylaws of Ranger Energy Services, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 3.2 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) **4.1   Description of Registered Securities 4.2 4.3 10.1 10.2† 10.3† 10.4† 10.5 10.6 10.7† 10.8† Registration Rights Agreement (incorporated by reference to Exhibit 4.1 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Stockholders’ Agreement (incorporated by reference to Exhibit 4.2 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Amended and Restated Limited Liability Company Agreement of RNGR Energy Services, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Registrant’s Form 8-K (File No. 001-38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Ranger Energy Services, Inc. 2017 Long Term Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 4.7 to the Registrant’s Form S‑8 Registration Statement (File No. 333‑220018) filed with the Commission on August 17, 2017) Form of Restricted Stock Agreement (Employees) under the Ranger Energy Services, Inc. 2017 Long Term Incentive Plan. (incorporated by reference to Exhibit 4.8 to the Registrant’s Form S‑8 Registration Statement (File No. 333‑220018) filed with the Commission on August 17, 2017) Form of Restricted Stock Agreement (Directors) under the Ranger Energy Services, Inc. 2017 Long Term Incentive Plan. (incorporated by reference to Exhibit 4.9 to the Registrant’s Form S‑8 Registration Statement (File No. 333‑220018) filed with the Commission on August 17, 2017) Tax Receivable Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Credit Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Indemnification Agreement (Darron M. Anderson) incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Registrant’s Form 8-K (File No. 001-38183) filed with the Commission on August 22, 2017)  Indemnification Agreement (William M. Austin) (incorporated by reference to Exhibit 10.5 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) 73                             10.9† 10.10† 10.11† 10.12† 10.13† 10.14† 10.15 10.16 10.17 10.18 10.19 10.20 Indemnification Agreement (Brett T. Agee) (incorporated by reference to Exhibit 10.6 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Indemnification Agreement (Richard E. Agee) (incorporated by reference to Exhibit 10.7 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Indemnification Agreement (Charles S. Leykum) (incorporated by reference to Exhibit 10.9 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Indemnification Agreement (Merrill A. Miller Jr.) (incorporated by reference to Exhibit 10.10 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Indemnification Agreement (Krishna Shivram) (incorporated by reference to Exhibit 10.14 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on August 22, 2017) Indemnification Agreement (Gerald Cimador) (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Registrant’s Form 8‑K (File No. 001‑38183) filed with the Commission on January 5, 2018) Executive Agreement (Darron M. Anderson) (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Registrant’s Form 10-Q filed with the Commission on May 10, 2018) Employment Agreement (J. Brandon Blossman) (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Registrant’s Form 8-K filed with the Commission on June 7, 2018) Indemnification Agreement (J. Brandon Blossman) (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Registrant’s Form 8-K filed with the Commission on June 7, 2018) Master Financing and Security Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Registrant's Form 8-K filed with the Commission on June 22, 2018) Indemnification Agreement (Michael C. Kearney) (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of the Registrant’s Form 8-K filed with the Commission on July 31, 2018) Employment Agreement, (Mario H. Hernandez) (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of the Registrant’s Form 8-K filed with the Commission on February 21, 2019) *10.21†   Form of Ranger Energy Services, Inc. Performance Stock Unit Award Incentive Agreement (2018) 10.22† Ranger Energy Services, Inc. Performance Stock Unit Award Incentive Agreement (2019) (incorporated by reference to Exhibit 10.1 of the Registrant’s Form 10-Q filed with the Commission on May 1, 2019) 10.23   Indemnification Agreement, dated as of November 28, 2018, by and between the Company and Mario H. Hernandez *21.1   List of subsidiaries of Ranger Energy Services, Inc. *23.1   Consent of BDO USA, LLP *31.1   Certification of Chief Executive Officer Pursuant to Rule 13a‑14(a)/15d‑14(a) of the Securities Exchange Act of 1934 *31.2   Certification of Chief Financial Officer Pursuant to Rule 13a‑14(a)/15d‑14(a) of the Securities Exchange Act of 1934 **32.1 Certification of Chief Executive Officer pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 **32.2 Certification of Chief Financial Officer pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 *101.CAL   XBRL Calculation Linkbase Document *101.DEF   XBRL Definition Linkbase Document *101.INS   XBRL Instance Document *101.LAB   XBRL Labels Linkbase Document *101.PRE   XBRL Presentation Linkbase Document *101.SCH   XBRL Schema Document _________________________ *   Filed as an exhibit to this Annual Report on Form 10-K **   Furnished as an exhibit to this Annual Report on Form 10-K † ††   Compensatory plan or arrangement Schedules and similar attachments have been omitted pursuant to Item 601(b)(2) of Regulation S-K. The registrant will furnish a supplemental copy of any omitted schedule or similar attachment to the SEC upon request.  74                                 Item 16. Form 10-K Summary None. Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this Annual Report to be signed SIGNATURES on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized. Ranger Energy Services, Inc. /s/ Darron M. Anderson Darron M. Anderson President, Chief Executive Officer and Director (Principal Executive Officer)   February 28, 2020   Date Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this Annual Report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacities and on the dates indicated. Signature Title Date /s/ Darron M. Anderson Darron M. Anderson President, Chief Executive Officer and Director February 28, 2020 (Principal Executive Officer) /s/ J. Brandon Blossman J. Brandon Blossman Chief Financial Officer (Principal Financial Officer) /s/ Mario H. Hernandez Mario H. Hernandez Chief Accounting Officer (Principal Accounting Officer) February 28, 2020 February 28, 2020 /s/ Merrill A. Miller Jr. Merrill A. Miller, Jr. /s/ William M. Austin William M. Austin /s/ Brett T. Agee Brett T. Agee /s/ Richard E. Agee Richard E. Agee /s/ Krishna Shivram Krishna Shivram /s/ Charles S. Leykum Charles S. Leykum /s/ Gerald C. Cimador Gerald C. Cimador /s/ Michael C. Kearney Michael C. Kearney Chairman of the Board February 28, 2020 Director Director Director Director Director Director Director February 28, 2020 February 28, 2020 February 28, 2020 February 28, 2020 February 28, 2020 February 28, 2020 February 28, 2020 75                                                                                                                                                                                                                                                                         Exhibit 4.1 DESCRIPTION OF REGISTRANT’S SECURITIES REGISTERED PURSUANT TO SECTION 12 OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 DESCRIPTION OF CAPITAL STOCK The  following  description  of  the  capital  stock  of  Ranger  Energy  Services,  Inc.  (the  “Company”  or  “we”)  is  based  upon  the  Company’s  amended  and restated certificate of incorporation, the Company’s amended and restated bylaws and applicable provisions of law. We have summarized certain portions of the Company’s  amended  and  restated  certificate  of  incorporation  and  amended  and  restated  bylaws  below.  The  summary  is  not  complete  and  is  subject  to,  and  is qualified  in  its  entirety  by  express  reference  to,  the  provisions  of  applicable  law  and  to  the  Company’s  amended  and  restated  certificate  of  incorporation  and amended and restated bylaws. The authorized capital stock of the Company consists of 100,000,000 shares of Class A common stock, $0.01 par value per share, 100,000,000 shares of Class B common stock, $0.01 par value per share and 50,000,000 shares of preferred stock, $0.01 par value per share. As of February 26, 2020, we had 8,632,788 shares of Class A Common Stock and 6,866,154 shares of Class B Common Stock outstanding, and no shares issued or outstanding of preferred stock. Authorized Capital Stock Class A Common Stock Voting Rights.    Holders of shares of Class A common stock are entitled to one vote per share held of record on all matters to be voted upon by the shareholders. The holders of Class A common stock do not have cumulative voting rights in the election of directors. Dividend Rights.    Holders of shares of our Class A common stock are entitled to ratably receive dividends when and if declared by our board of directors out of funds legally available for that purpose, subject to any statutory or contractual restrictions on the payment of dividends and to any prior rights and preferences that may be applicable to any outstanding preferred stock. Liquidation Rights.    Upon our liquidation, dissolution, distribution of assets or other winding up, the holders of Class A common stock are entitled to receive ratably the assets available for distribution to the shareholders after payment of liabilities and the liquidation preference of any of our outstanding shares of preferred stock. Other Matters.    The shares of Class A common stock have no preemptive or conversion rights and are not subject to further calls or assessment by us. There are no redemption or sinking fund provisions applicable to the Class A common stock. All outstanding shares of our Class A common stock, including the Class A common stock offered in this offering, are fully paid and non-assessable. Class B Common Stock Voting Rights.    Holders of shares of our Class B common stock are entitled to one vote per share held of record on all matters to be voted upon by the  shareholders.  Holders  of  shares  of  our  Class  A  common  stock  and  Class  B  common  stock  vote  together  as  a  single  class  on  all  matters  presented  to  our shareholders for their vote or approval, except with respect to the amendment of certain provisions of our amended and restated certificate of incorporation that would  alter  or  change  the  powers,  preferences  or  special  rights  of  the  Class  B  common  stock  so  as  to  affect  them  adversely,  which  amendments  must  be  by  a majority of the votes entitled to be cast by the holders of the shares affected by the amendment, voting as a separate class, or as otherwise required by applicable law. Dividend and Liquidation Rights.    Holders of our Class B common stock do not have any right to receive dividends, unless the dividend consists of shares of our Class B common stock or of rights, options, warrants or other securities convertible or exercisable into or exchangeable or redeemable for shares of Class B common stock paid proportionally with respect to each outstanding share of our Class B common stock and a dividend consisting of shares of Class A common stock or of rights, options, warrants or other securities convertible or exercisable into or exchangeable or redeemable for shares of Class A common stock on  the  same  terms  is  simultaneously  paid  to  the  holders  of  Class  A  common  stock.  Holders  of  our  Class  B  common  stock  do  not  have  any  right  to  receive  a distribution upon a liquidation or winding up of the Company. Exhibit 4.1 Redemption Right. Each member of RNGR Energy Services, LLC (“Ranger LLC”) has received one share of Class B common stock for each unit of Ranger LLC (a “Ranger LLC Unit”) that it holds. Accordingly, each member of Ranger LLC has a number of votes in the Company equal to the aggregate number of  Ranger  LLC  Units  that  it  holds.  Pursuant  to  the  amended  and  restated  limited  liability  company  agreement  (the  “Ranger  LLC  Agreement”),  each  holder  of Ranger LLC Units has the right to redeem his or her Ranger LLC Units, together with an equal number of shares of Class B common stock, for shares of Class A common stock (or cash at the Company’s election, subject to customary conversion rate adjustments for stock splits, stock dividends and reclassifications). Anti-Takeover Effects of Provisions of Our Amended and Restated Certificate of Incorporation, Our Amended and Restated Bylaws and Delaware Law         Some provisions of Delaware law, and our amended and restated certificate of incorporation and our amended and restated bylaws described below, contain provisions that could make the following transactions more difficult: acquisitions of us by means of a tender offer, a proxy contest or otherwise; or removal of our incumbent officers and directors. These provisions may also have the effect of preventing changes in our management. It is possible that these provisions could make it more difficult to accomplish or could deter transactions that shareholders may otherwise consider to be in their best interest or in our best interests, including transactions that might result in a premium over the market price for our shares.         These provisions, summarized below, are expected to discourage coercive takeover practices and inadequate takeover bids. These provisions are also designed  to encourage  persons seeking  to acquire  control  of us to first  negotiate  with us. We believe  that  the benefits  of increased  protection  and our potential ability  to  negotiate  with  the  proponent  of  an  unfriendly  or  unsolicited  proposal  to  acquire  or  restructure  us  outweigh  the  disadvantages  of  discouraging  these proposals because, among other things, negotiation of these proposals could result in an improvement of their terms. Delaware Law         We are not subject to the provisions of Section 203 of the DGCL, regulating corporate takeovers. In general, those provisions prohibit a Delaware corporation, including those whose securities are listed for trading on the NYSE, from engaging in any business combination with any interested shareholder for a period of three years following the date that the shareholder became an interested shareholder, unless: • • • the transaction is approved by the board of directors before the date the interested shareholder attained that status; upon consummation of the transaction that resulted in the shareholder becoming an interested shareholder, the interested shareholder owned at least 85% of the voting stock of the corporation outstanding at the time the transaction commenced; or on or after such time the business combination is approved by the board of directors and authorized at a meeting of shareholders by at least two-thirds of the outstanding voting stock that is not owned by the interested shareholder. Amended and Restated Certificate of Incorporation and Bylaws             Provisions  of  our  amended  and  restated  certificate  of  incorporation  and  our  amended  and  restated  bylaws  may  delay  or  discourage  transactions involving an actual or potential change in control or change in our management, including transactions in which shareholders might otherwise receive a premium for their shares, or transactions that our shareholders might otherwise deem to be in their best interests. Therefore, these provisions could adversely affect the price of our Class A common stock.         Provisions in our amended and restated certificate of incorporation and amended and restated bylaws: • • establish advance notice procedures with regard to shareholder proposals relating to the nomination of candidates for election as directors or new business to be brought before meetings of our shareholders. These procedures provide that notice of shareholder proposals must be timely given in writing to our corporate secretary prior to the meeting at which the action is to be taken. Generally, to be timely, notice must be received at our principal  executive  offices  not  less  than  90  days  nor  more  than  120  days  prior  to  the  first  anniversary  date  of  the  annual  meeting  for  the preceding  year.  Our  amended  and  restated  bylaws  specify  the  requirements  as  to  form  and  content  of  all  shareholders'  notices.  These requirements may preclude shareholders from bringing matters before the shareholders at an annual or special meeting; provide our board of directors the ability to authorize undesignated preferred stock. This ability makes it possible for our board of directors to issue, without shareholder approval, preferred stock with voting or other rights or Exhibit 4.1 preferences that could impede the success of any attempt to change control of us. These and other provisions may have the effect of deterring hostile takeovers or delaying changes in control or management of our company; provide that the authorized number of directors may be changed only by resolution of the board of directors; provide that,  after  our legacy investors,  including CSL Capital  Management,  LLC (“CSL”) and its affiliates  no longer collectively  hold more than 50% of the voting power of our common stock, all vacancies, including newly created directorships, may, except as otherwise required by law or, if applicable, the rights of holders of a series of preferred stock, be filled by the affirmative vote of a majority of directors then in office, even if less than a quorum (prior to such time, vacancies may also be filled by shareholders holding a majority of the outstanding shares entitled to vote); provide  that,  after  CSL  and  its  affiliates  no  longer  collectively  hold  more  than  50%  of  the  voting  power  of  our  common  stock,  any  action required or permitted to be taken by the shareholders must be effected at a duly called annual or special meeting of shareholders and may not be effected by any consent in writing in lieu of a meeting of such shareholders, subject to the rights of the holders of any series of preferred stock with respect to such series; provide that, after CSL and its affiliates no longer collectively hold more than 50% of the voting power of our common stock, our amended and restated certificate  of incorporation and amended and restated bylaws may be amended by the affirmative  vote of the holders of at least two- thirds of our then-outstanding shares of stock entitled to vote thereon; provide that, after CSL and its affiliates no longer collectively hold more than 50% of the voting power of our common stock, special meetings of our shareholders may only be called by the board of directors; provide,  after  CSL  and  its  affiliates  no  longer  collectively  hold  more  than  50%  of  the  voting  power  of  our  common  stock,  for  our  board  of directors to be divided into three classes of directors, with each class as nearly equal in number as possible, serving staggered three-year terms, other  than  directors  that  may  be  elected  by  holders  of  preferred  stock,  if  any.  This  system  of  electing  and  removing  directors  may  tend  to discourage a third party from making a tender offer or otherwise attempting to obtain control of us, because it generally makes it more difficult for shareholders to replace a majority of the directors; provide  that  we  renounce  any  interest  in  existing  and  future  investments  in  other  entities  by,  or  the  business  opportunities  of,  CSL  and  its affiliates and that they have no obligation to offer us those investments or opportunities; and provide that our amended and restated bylaws can be amended by the board of directors. • • • • • • • • Forum Selection Our  amended  and  restated  certificate  of  incorporation  provides  that  unless  we  consent  in  writing  to  the  selection  of  an  alternative  forum,  the Court of Chancery of the State of Delaware will, to the fullest extent permitted by applicable law, be the sole and exclusive forum for: • • • • any derivative action or proceeding brought on our behalf; any  action  asserting  a  claim  of  breach  of  a  fiduciary  duty  owed  by  any  of  our  directors,  officers,  employees  or  agents  to  us  or  our shareholders; any action asserting a claim against us or any director or officer or other employee of ours arising pursuant to any provision of the DGCL, our amended and restated certificate of incorporation or our amended and restated bylaws; or any action asserting a claim against us or any director or officer or other employee of ours that is governed by the internal affairs doctrine; Exhibit 4.1 in each such case, subject to such Court of Chancery having personal jurisdiction over the indispensable parties named as defendants therein. Our amended and restated certificate of incorporation also provides that any person or entity purchasing or otherwise acquiring any interest in shares of our capital stock will be deemed to have notice of, and to have consented to, this forum selection provision. The forum selection provision is not, however, intended to be deemed a waiver by any stockholder with respect to our compliance with U.S. federal securities laws, and the application of the forum selection provision may in some instances be limited by applicable law. Although we believe these provisions benefit us by providing increased consistency in the application of Delaware law for the specified types of actions  and  proceedings,  the  provisions  may  have  the  effect  of  discouraging  lawsuits  against  our  directors,  officers,  employees  and  agents.  The enforceability of similar exclusive forum provisions in other companies' certificates of incorporation has been challenged in legal proceedings, and it is possible that, in connection with one or more actions or proceedings described above, a court could rule that this provision in our amended and restated certificate of incorporation is inapplicable or unenforceable. RANGER ENERGY SERVICES, INC. PERFORMANCE STOCK UNIT AWARD INCENTIVE AGREEMENT THIS PERFORMANCE STOCK UNIT AWARD INCENTIVE AGREEMENT (this “Agreement”) is made and entered into by and between Ranger Energy Services, Inc., a Delaware corporation (the “Company”), and ____________, an individual and employee of the Company (“Grantee”), as of the 6th day of April, 2018 (the “Grant Date”), subject to the terms and conditions of the Ranger Energy Services, Inc. 2017 Long Term Incentive Plan, as it may be amended from time to time thereafter (the “Plan”). The Plan is hereby incorporated herein in its entirety by this reference. Capitalized terms not otherwise defined in this Agreement shall have the meaning given to such terms in the Plan. WHEREAS,  Grantee  is  _______________ of  the  Company,  and  in  connection  therewith,  the  Company  desires  to  grant  a Performance-Based Stock-Based Award to Grantee, subject to the terms and conditions of this Agreement and the Plan, with a view to increasing Grantee’s interest in the Company’s success and growth; and WHEREAS,  Grantee  desires  to  be  the  holder  of  a  Performance-Based  Stock-Based  Award  subject  to  the  terms  and conditions of this Agreement and the Plan; NOW, THEREFORE, in consideration of the premises, mutual covenants and agreements contained herein, and such other good and valuable consideration, the receipt and sufficiency of which is hereby acknowledged, the parties hereto, intending to be legally bound, hereby agree as follows: 1. Grant of Performance Stock Units. Subject  to  the  terms  and  conditions  of  this  Agreement  and  the  Plan,  the Company  hereby  grants  to  Grantee  ________ Performance  Stock  Units  as  described  herein  (the  “ Performance Stock Units”), which constitute a Performance-Based Stock-Based Award that is referred to as a Performance-Based Award under the Plan. Each Performance Stock Unit shall initially represent the equivalent of one Share as of the Grant Date, with the actual number of Shares to be paid out to be determined under the terms and conditions of this Agreement. With respect to the Performance Stock Units granted under this Agreement, the Committee reserves the right and authority, as exercised in its discretion, to modify, waive or adjust any term or condition of an Award that has been granted, which may include the acceleration of vesting, waiver of forfeiture restrictions, modification  of  the  form  of  settlement  of  the  Award,  early  termination  of  a  performance  period,  or  modification  of  any  other condition or limitation regarding an award, at any time before or after the Incentive Award becomes fully vested but prior to actual payment, but at all times subject to Section 6 for Detrimental Conduct. As a holder of Performance Stock Units, the Grantee has the rights of a general unsecured creditor of the Company unless and until the Performance Stock Units are converted to Shares upon vesting and transferred to Grantee, as set forth herein. 2.    Transfer Restrictions. Grantee shall not sell, assign, transfer, exchange, pledge, encumber, gift, devise, hypothecate or otherwise  dispose  of  (collectively,  “Transfer”)  any  Performance  Stock  Units  granted  hereunder.  Any  purported  Transfer  of Performance Stock Units 1 in  breach  of  this  Agreement  shall  be  void  and  ineffective,  and  shall  not  operate  to  Transfer  any  interest  or  title  to  the  purported transferee. 3.    Vesting of Performance Stock Units. (a)    Performance Period. For purposes of this Agreement, the performance period is the three-year period that begins on January 1, 2018 and ends on December 31, 2020 (the “Performance Period”). Subject to the terms and conditions of this Agreement,  the  Performance  Stock  Units  shall  vest  and  become  payable  to  Grantee  at  the  end  of  the  Performance  Period, provided that (i) Grantee is still an Employee at that time and has continuously been an Employee since the Grant Date (the “Service Requirement”)  and  (ii)  the  Board,  or  a  duly  authorized  committee  thereof,  has  certified  in  writing  that  the performance criterion established for the Performance Period as described below (the “Performance Criterion”) has been achieved. All Performance  Stock Units that do not become vested during or at the end of the Performance  Period shall be forfeited. The Board, in its discretion, may adjust the Performance Criterion to recognize special or non-recurring situations or circumstances with respect to the Company or any other company in the Peer Group for any year during the Performance Period  arising  from  the  acquisition  or  disposition  of  assets,  costs  associated  with  exit  or  disposal  activities  or  material impairments. There are two Performance Criterion that have been established for the Performance Stock Units awarded under this Agreement, as described in subsections (b) and (c) below. (b)    RTSR. The first Performance Criterion is the Company’s Relative Total Shareholder Return (“RTSR”) as defined in Exhibit A to this Agreement (the “RTSR Criterion”). The Company’s RTSR is compared to the RTSR of each of the peer group companies, as listed on Exhibit A to this Agreement (each a “Peer Company” and as a group, the “Peer Group”), as of the end of each calendar year within the Performance Period to determine where the Company ranks when compared to the Peer  Group.  The  RTSR  Criterion  is  one-hundred  percent  (100%)  of  the  total  weighting  for  fifty  percent  (50%)  of  the Performance Stock Units awarded under this Agreement. (c)        Absolute RNGR Stock Price.  The  second  Performance  Criterion  is  the  Absolute  Total  Shareholder  Return  (the “Absolute TSR”)  as  defined  in  Exhibit  A  to  this  Agreement  (the  “Absolute TSR Criterion”).  The  Company’s  Absolute TSR  will  be  measured  from  a  base  stock  price  of  Fourteen  Dollars  and  Fifty  Cents  per  share  ($14.50/share,  the  “Base Price”),  and  such  Base  Price  will  be  compared  with  the  price  per  share  on  the  last  day  of  trading  during  the  Performance Period to determine the payout. The Absolute TSR Criterion is one-hundred percent (100%) of the total weighting for fifty percent (50%) of the Performance Stock Units awarded under this Agreement. (d)    Changes in Peer Group. When calculating RTSR for the Performance Period for the Company and the Peer Group, (i) the performance  of a company  in the Peer Group will not be used in calculating  the RTSR  of that member  of the Peer Group  if  the  company  is  not  publicly  traded  (i.e.,  has  no  ticker  symbol)  at  the  end  of  the  Performance  Period;  (ii)  the performance of any company in the Peer Group that becomes bankrupt during the Performance Period will be included in the calculation of Peer Group performance even if 2 it has no ticker symbol at the end of the measurement period; (iii) the performance of the surviving entities will be used in the event there is a combination of any of the Peer Group companies during the measurement period; and (iv) in the event that a company  in  the  Peer  Group  becomes  disqualified  as  a  Peer  Company  under  this  subsection  (d),  then  a  company  from  the listing  of  “Alternate Bench Peer Companies”  identified  on  Exhibit  A  will  be  added  to  the  Peer  Group  during  the Performance Period. Notwithstanding the foregoing provisions of this subsection (d), the Board may disregard any of these guidelines when evaluating changes in the membership of the Peer Group during the Performance Period in any particular situation, as it deems reasonable in the exercise of its discretion. (e)    Ranking of Company as Compared to the Peer Group for Purposes of the RTSR Criterion. The Board will rank the Company’s performance against the RTSR Criterion within the Peer Group (set forth on Exhibit A) as of December 31, 2020, and apply the award multiplier from the following table: Relative TSR Performance Relative TSR Performance Rank 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Percentile Ranking 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Award Payout Maximum Stretch Target Threshold Payout vs. Target 200% 180% 160% 140% 120% 100% 75% 50% 0% 0% 0% Should the stock price fall to $7.53 per share or less (a price that is 15% below the closing stock price of $8.86 on the day the Grant was authorized by the Board), then the maximum payout available is the Target Level of 100%, regardless of relative rank. (f)        Determination of Payout for Purposes of the Absolute TSR Criterion.  The  Board  will  rank  the  Company’s performance against the Absolute TSR Criterion as of December 31, 2020, and apply the award multiplier from the following table: 3               Stock Price Growth 75% 69% 63% 56% 50% 37% 23% 10% Absolute TSR Award Payout Maximum Target Threshold Payout vs. Target 200% 175% 150% 125% 100% 75% 50% 25% 4.        Termination of Employment. If  Grantee’s  Employment  is  voluntarily  or  involuntarily  terminated  during  the Performance Period, then Grantee shall immediately forfeit the outstanding Performance Stock Units, except as provided below in this  Section  4.  Upon  the  forfeiture  of  any  Performance  Stock  Units  hereunder,  the  Grantee  shall  cease  to  have  any  rights  in connection with such Performance Stock Units as of the date of forfeiture. (a)    Termination of Employment. Except as provided in Section 4(c), if the Grantee’s Employment is terminated for any reason, other than due to death or Disability during the Performance Period, any non-vested Performance Stock Units at the time of such termination shall automatically expire and terminate and no further vesting shall occur after the termination of Employment date. In such event, the Grantee will receive no payment for unvested Performance Stock Units. (b)       Disability or Death. Upon termination of Grantee’s Employment  as the result of Grantee’s Disability (as defined below)  or  death  during  the  Performance  Period,  then  all  of  the  outstanding  Performance  Stock  Units  shall  become  100% vested on such date at the 1.0 multiplier award level. For purposes of this Agreement, “Disability” means (i) a disability that entitles  the  Grantee  to  benefits  under  the  Company’s  long-term  disability  plan,  as  may  be  in  effect  from  time  to  time,  as determined  by  the  plan  administrator  of  the  long-term  disability  plan  or  (ii)  a  disability  whereby  the  Grantee  is  unable  to engage in any substantial gainful activity by reason of any medically determinable physical or mental impairment that can be expected to result in death or can be expected to last for a continuous period of not less than 12 months. (c)    Change in Control. If there is a Change in Control of the Company (as defined in the Plan) during the Performance Period, then in the event of the Grantee’s Involuntary Termination Without Cause (as defined below) within two (2) years following  the  effective  date  of  the  Change  in  Control  and  during  the  same  Performance  Period,  all  the  outstanding Performance Stock Units shall automatically become 100% vested on the Grantee’s termination of Employment date at the 1.0 multiplier award level. (d)    For purposes of this Agreement, “Involuntary Termination Without Cause” means the Employment of Grantee is involuntarily terminated by the Company (or by any successor to the Company) for any reason, including, without limitation, as the result of a 4           Change  in  Control,  except  due  to  death,  Disability  or  Cause;  provided,  that  in  the  event  of  a  dispute  regarding  whether Employment  was  terminated  voluntarily  or  involuntarily,  or  with  or  without  Cause,  such  dispute  will  be  resolved  by  the Board, in good faith, in the exercise of its discretion. 5.       Payment for Performance Stock Units. Payment  for  the  vested  Performance  Stock  Units  subject  to  this  Agreement shall be made to the Grantee as soon as practicable following the time such Performance Stock Units become vested in accordance with Section 3 or Section 4 prior to their expiration, but not later than sixty (60) days following the date of such vesting event. The number  of  Performance  Stock  Units  that  vest  and  are  payable  hereunder  shall  be  determined  by  the  Board,  in  its  discretion,  in accordance with the Payout Schedule in Section 3. The  number  of  Shares  payable  to  the  Grantee  pursuant  to  this  Agreement  shall  be  an  amount  equal  to  the  number  of vested  Performance  Stock  Units  multiplied  by  the  award  multiplier  for  the  level  of  achievement  of  the  Performance  Criterion determined  in  Section  3(d).  The  maximum  payout  for  each  Performance  Stock  Unit  is  two  and  one-half  (2.5)  Shares  because  the maximum award multiplier on the Payout Schedule is 2.50. Any  amount  paid  in  respect  of  the  vested  Performance  Stock  Units  shall  be  payable  in  Shares.  Prior  to  any  payments under  this  Agreement,  the  Board  shall  certify  in  writing,  by  resolution  or  otherwise,  the  amount  to  be  paid  in  respect  of  the Performance Stock Units as a result of the achievement of the Performance Criterion. Any  Shares  delivered  to  or  on  behalf  of  Grantee  in  respect  of  vested  Performance  Stock  Units  shall  be  subject  to  any further transfer or other restrictions as may be required by securities law or other applicable law, as determined by the Company. 6.        Detrimental Conduct. In  the  event  that  the  Board  should  determine,  in  its  sole  and  absolute  discretion,  that,  during Employment or within two (2) years following Employment termination for any reason, the Grantee engaged in Detrimental Conduct (as  defined  below),  the  Board  may,  in  its  sole  and  absolute  discretion,  if  Shares  have  previously  been  transferred  to  the  Grantee pursuant to Section 5 upon vesting of his Performance Stock Units, direct the Company to send a notice of recapture (a “Recapture Notice”) to such Grantee. Within ten (10) days after receiving a Recapture Notice from the Company, the Grantee will deliver to the Company either (i) the actual number of Shares that were transferred to the Grantee upon vesting of Performance Stock Units or (ii) a cash equivalent payment in an amount equal to the Fair Market Value of such Shares at the time when transferred to the Grantee, unless  the  Recapture  Notice  demands  repayment  of  a  lesser  sum.  All  repayments  hereunder  shall  be  net  of  the  taxes  that  were withheld by the Company when the Shares were originally transferred to Grantee following vesting of the Performance Stock Units pursuant to Section 5. For purposes of this Agreement, a Grantee has committed “Detrimental Conduct” if the Grantee (a) violated a confidentiality, non-solicitation, non-competition or similar restrictive covenant between the Company or one of its Affiliates and such Grantee, including violation of a Company policy relating to such matters, or (b) engaged in willful fraud that causes harm to the Company  or one of its Affiliates  or that is intended  to manipulate  the performance  results of any Incentive  Award, including, without limitation, any material breach 5 of fiduciary duty, embezzlement or similar conduct that results in a restatement of the Company’s financial statements. 7.        Grantee’s Representations. Notwithstanding  any  provision  hereof  to  the  contrary,  the  Grantee  hereby  agrees  and represents that Grantee will not acquire any Shares, and that the Company will not be obligated to issue any Shares to the Grantee hereunder,  if  the  issuance  of  such  Shares  constitutes  a  violation  by  the  Grantee  or  the  Company  of  any  law  or  regulation  of  any governmental authority. Any determination in this regard that is made by the Board, in good faith, shall be final and binding. The rights and obligations of the Company and the Grantee are subject to all applicable laws and regulations. 8.    Tax Withholding. To the extent that the receipt of the payment of Shares hereunder results in compensation income to Grantee for federal, state or local income tax purposes, Grantee shall deliver to Company at such time the sum that the Company requires  to  meet  its  tax  withholding  obligations  under  applicable  law  or  regulation,  and,  if  Grantee  fails  to  do  so,  Company  is authorized to (a) withhold from any cash or other remuneration (including any Shares), then or thereafter payable to Grantee, any tax required  to  be  withheld;  or  (b)  sell  such  number  of  Shares  as  is  appropriate  to  satisfy  such  tax  withholding  requirements  before transferring the resulting net number of Shares to Grantee in satisfaction of its obligations under this Agreement. 9.    Independent Legal and Tax Advice. The Grantee acknowledges that (a) the Company is not providing any legal or tax advice to Grantee and (b) the Company has advised the Grantee to obtain independent legal and tax advice regarding this Agreement and any payment hereunder. 10.    No Rights in Shares. The Grantee shall have no rights as a stockholder in respect of any Shares, unless and until the Grantee becomes the record holder of such Shares on the Company’s records. 11.    Conflicts with Plan, Correction of Errors, and Grantee’s Consent. In the event that any provision of this Agreement conflicts in any way with a provision of the Plan, such provisions shall be reconciled, or such discrepancy shall be resolved, by the Board in the exercise of its discretion. In the event that, due to administrative error, this Agreement does not accurately reflect the Performance  Stock  Units  properly  granted  to  the  Grantee,  the  Board  reserves  the  right  to  cancel  any  erroneous  document  and,  if appropriate,  to  replace  the  cancelled  document  with  a  corrected  document.  All  determinations  and  computations  under  this Agreement shall be made by the Board (or its authorized delegate or a duly authorize committee of the Board) in its discretion as exercised in good faith. This  Agreement  and  any  award  of  Performance  Stock  Units  or  payment  hereunder  are  intended  to  comply  with  or  be exempt  from  Section  409A  of  the  Internal  Revenue  Code  and  shall  be  interpreted  accordingly.  Accordingly,  Grantee  consents  to such  amendment  of  this  Agreement  as  the  Board  may  reasonably  make  in  furtherance  of  such  intention,  and  the  Company  shall promptly provide, or make available, to Grantee a copy of any such amendment. 6 12.    Miscellaneous. (a)    No Fractional Shares. All provisions of this Agreement concern whole Shares. If the application of any provision hereunder would yield a fractional Share, such fractional Share shall be rounded down to the next whole Share if it is less than 0.5 and rounded up to the next whole Share if it is 0.5 or more. (b)        Transferability of Performance Stock Units.  The  Performance  Stock  Units  are  transferable  only  to  the  extent permitted under the Plan at the time of transfer (i) by will or by the laws of descent and distribution, or (ii) by a domestic relations order in such form as is acceptable to the Company. No right or benefit hereunder shall in any manner be liable for or subject to any debts, contracts, liabilities, obligations or torts of the Grantee or any permitted transferee thereof. (c)        Not an Employment Agreement.  This  Agreement  is  not  an  employment  agreement,  and  no  provision  of  this Agreement shall be construed or interpreted to create any Employment relationship between Grantee and the Company for any time period. The Employment of Grantee with the Company shall be subject to termination to the same extent as if this Agreement did not exist. (d)    Notices. Any notice, instruction, authorization, request or demand required hereunder shall be in writing, and shall be  delivered  either  by  personal  in-hand  delivery,  by  telecopy  or  similar  facsimile  means,  by  certified  or  registered  mail, return  receipt  requested,  or  by  courier  or  delivery  service,  addressed  to  the  Company  at  its  then  current  main  corporate address, and to Grantee at the address indicated on the Company’s records, or at such other address and number as a party has last  previously  designated  by  written  notice  given  to  the  other  party  in  the  manner  hereinabove  set  forth.  Notices  shall  be deemed given when received, if sent by facsimile means (confirmation of such receipt by confirmed facsimile transmission being deemed receipt of communications sent by facsimile means); and when delivered and receipted for (or upon the date of attempted delivery where delivery is refused), if hand-delivered, sent by courier or delivery service, or sent by certified or registered mail, return receipt requested. (e)    Amendment, Termination and Waiver. This Agreement may be amended, modified, terminated or superseded only by written instrument executed by or on behalf of the Grantee and the Company (by action of the Board, its delegate or a duly authorized committee of the Board). Any waiver of the terms or conditions hereof shall be made only by a written instrument executed  and  delivered  by  the  party  waiving  compliance.  Any  waiver  granted  by  the  Company  shall  be  effective  only  if executed and delivered by a duly authorized executive officer of the Company other than Grantee. The failure of any party at any time or times to require performance of any provisions hereof shall in no manner affect the right to enforce the same. No waiver by any party of any term or condition herein, or the breach thereof, in one or more instances shall be deemed to be, or construed as, a further or continuing waiver of any such condition or breach or a waiver of any other condition or the breach of any other term or condition. 7 (f)        No Guarantee of Tax or Other Consequences. The  Company  makes  no  commitment  or  guarantee  that  any  tax treatment  will  apply  or  be  available  to  the  Grantee  or  any  other  person.  The  Grantee  has  been  advised,  and  provided  with ample opportunity, to obtain independent legal and tax advice regarding this Agreement. (g)    Governing Law and Severability. This Agreement shall be governed by the laws of the State of Texas without regard to  its  conflicts  of  law  provisions,  except  as  preempted  by  controlling  federal  law.  The  invalidity  of  any  provision  of  this Agreement shall not affect any other provision hereof or of the Plan, which shall remain in full force and effect. (h)    Successors and Assigns. This Agreement shall bind, be enforceable by, and inure to the benefit of, the Company and Grantee and any permitted successors and assigns under the Plan. [Signature page follows.] 8 IN WITNESS WHEREOF, this Agreement is hereby approved and executed as of the date first written above. Ranger Energy Services, Inc. By:                             Name:                              Title:                              Grantee Signature Print Name Grantee’s Address for Notices: 9                                                                                                                     AMENDMENT ONE TO EXHIBIT A Performance Criterion and Peer Companies 1.     RTSR. RTSR  is the Performance  Criterion  applicable  to 50% of the Performance  Stock  Units and is determined  by dividing  (1)  the  sum  of  (a)  the  cumulative  amount  of  the  dividends  of  the  Company  or  the  Peer  Company,  as  applicable,  for  the applicable period assuming same-day reinvestment into the corporation’s common stock on the ex-dividend date and (b) the share price of such corporation at the end of the applicable period minus the share price at the beginning of the applicable period, by (2) the share price at the beginning of the applicable period. The RTSR for each Peer Company in the Peer Group will be calculated over the applicable period, and then compared with the identical calculation for the Company. The Company’s RTSR is a Performance Criterion that is compared to each Peer Company’s RTSR for the applicable period. 2. Absolute TSR. Absolute TSR is the Performance Criterion applicable to the balance of the Performance Stock Units, and  is  determined  by  subtracting  the  Base  Price  of  $14.50  per  share  from  the  closing  price  on  the  last  day  of  trading  during  the applicable period. This difference will then be divided by the Base Price of $14.50 per share and multiplied by 100 to determine the Absolute TSR as a percent of growth in the stock price over the applicable period. The Company’s Absolute TSR is a Performance Criterion that will not be compared to similar Peer Company performance over the applicable period. 3.     Peer Companies and Peer Group. The following Peer Companies comprise the Peer Group to which the Company’s RTSR performance will be compared for the Performance Period: 1.    DRQ        Dril-Quip, Inc. 2.    KEG        Key Energy Services, Inc. 3.    PKD        Parker Drilling Company 4.    WTTR        Select Energy Services, Inc. 5.    PES        Pioneer Energy Services Corp. 6.    TUSK        Mammoth Energy Services, Inc. 7.    FTK        Flotek Industries, Inc. 8.    NBR        Nabors Industries Ltd.     9.    BAS        Basic Energy Services, Inc.                  10.    CJ        C&J Energy Services, Inc. 11.    ICD        Independence Contract Drilling, Inc. Should any Peer Company listed above become disqualified  during the Performance  Period under Section 3(d) of the Agreement, then the Board will replace such disqualified Peer Company with any one of the following Alternate Bench Peer Companies: 1. PTEN         Patterson-UTI Energy, Inc. 2. 3. 4. 5. 6. HLX        Helix Energy Solutions Group, Inc. ESV        Ensco plc PD        Precision Drilling Corporation RDC        Rowan Companies plc FET        Forum Energy Technologies, Inc. 10              Exhibit 21.1 RANGER ENERGY SERVICES, INC. Subsidiaries Jurisdiction of Organization Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Company Academy Oilfield Rentals, LLC Mallard Completions, LLC Ranger Energy Equipment, LLC Ranger Energy Leasing, LLC Ranger Energy Properties, LLC Ranger Energy Services, LLC RNGR Energy Services, LLC Torrent Energy Services, LLC                           CONSENT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM Exhibit 23.1 Ranger Energy Services, Inc. Houston, Texas We hereby consent to the incorporation by reference in the Registration Statements on Form S-8 (Nos. 333-220018 and 333-231818) of Ranger Energy Services, Inc. of our report dated February 28, 2020, relating to the consolidated financial statements, which appears in this Form 10-K.   /s/ BDO USA, LLP Houston, Texas February 28, 2020         CERTIFICATION OF CHIEF EXECUTIVE OFFICER PURSUANT TO SECTION 302 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 Exhibit 31.1 I, Darron M. Anderson, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this annual report on Form 10-K of Ranger Energy Services, Inc.  Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report;  Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report;  The registrant's other certifying officer 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 15(d)-15(f)) for the registrant and have:  a. b. c. d. Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared;  Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated the effectiveness of the registrant's disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and  Disclosed in this report any change in the registrant's internal control over financial reporting that occurred during the registrant's fourth fiscal quarter that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant's internal control over financial reporting. 5. The registrant's other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant's auditors and the audit committee of the registrant's board of directors (or persons performing the equivalent functions):  a. b. All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant's ability to record, process, summarize and report financial information; and  Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant's internal control over financial reporting.  Dated: February 28, 2020  /s/ Darron M. Anderson Darron M. Anderson President, Chief Executive Officer and Director (Principal Executive Officer)                     CERTIFICATION OF CHIEF FINANCIAL OFFICER PURSUANT TO SECTION 302 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 Exhibit 31.2 I, J. Brandon Blossman, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this annual report on Form 10-K of Ranger Energy Services, Inc.  Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report;  Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report;  The registrant's other certifying officer 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 determined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have:  a. b. c. d. Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared;  Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated the effectiveness of the registrant's disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and  Disclosed in this report any change in the registrant's internal control over financial reporting that occurred during the registrant's fourth fiscal quarter that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant's internal control over financial reporting. 5. The registrant's other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant's auditors and the audit committee of the registrant's board of directors (or persons performing the equivalent functions):  a. b. All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant's ability to record, process, summarize and report financial information; and  Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant's internal control over financial reporting.  Dated: February 28, 2020  /s/ J. Brandon Blossman J. Brandon Blossman Chief Financial Officer (Principal Financial Officer)                     CERTIFICATION OF CHIEF EXECUTIVE OFFICER UNDER SECTION 906 OF THE SARBANES OXLEY ACT OF 2002, 18 U.S.C. SECTION 1350 Exhibit 32.1 In connection with the Annual Report on Form 10-K for the year ended 2019 of Ranger Energy Services, Inc. (the “Company”) as filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), I, Darron M. Anderson, Chief Executive Officer of the Company, hereby certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that, to my knowledge: 1. The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and 2. The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. Dated: February 28, 2020  /s/ Darron M. Anderson   Darron M. Anderson   President, Chief Executive Officer and Director (Principal Executive Officer)                                 CERTIFICATION OF CHIEF FINANCIAL OFFICER UNDER SECTION 906 OF THE SARBANES OXLEY ACT OF 2002, 18 U.S.C. SECTION 1350 Exhibit 32.2 In connection with the Annual Report on Form 10-K for the year ended 2019 of Ranger Energy Services, Inc. (the “Company”) as filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), I, J. Brandon Blossman, Chief Financial Officer of the Company, hereby certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that, to my knowledge: 1. The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and 2. The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. Dated: February 28, 2020  /s/ J. Brandon Blossman   J. Brandon Blossman   Chief Financial Officer (Principal Financial Officer)                                 

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