1 

NEWS RELEASE  Calgary, Alberta, Canada – October 21, 2010 (Canadian dollars except as indicated) 

 

PRECISION DRILLING CORPORATION REPORTS 2010 THIRD QUARTER FINANCIAL RESULTS 

 This  news  release  contains  “forward‐looking  information  and  statements”  within  the  meaning  of  applicable securities laws.  For a full disclosure of the forward‐looking information and statements and the risks to which they are subject, see the “Cautionary Statement Regarding Forward‐Looking Information and Statements”  later  in this news release.  Precision Drilling Corporation (“Precision” or the “Corporation”) reported net earnings of $61 million or $0.21 per diluted share for the three months ended September 30, 2010 compared to net earnings of $72 million or $0.25 per diluted share for the third quarter of 2009. The results for the third quarter of 2010 include a foreign exchange gain of $18 million while the third quarter of 2009 included a foreign exchange gain of $63 million.  Revenue for the third quarter of 2010 totaled $359 million compared to $253 million for the same period of 2009.   The increase in drilling activity both in Canada and in the United States in the third quarter of 2010 over the same period of 2009 led to the 42% increase in revenue.  Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization and  foreign  exchange  (“EBITDA”) were $113 million  for  the  third quarter of 2010  compared  to  EBITDA of $86 million  for  the  third quarter of 2009.   EBITDA  is not a  recognized  financial measure under Generally Accepted Accounting Principles ("GAAP") see "Non‐GAAP Measures" in this report.  The increase in EBITDA between the two years is due to the increase in drilling activity.  Revenue  for  the  second quarter of 2010 was $262 million and EBITDA  totaled $59 million.   Third quarter 2010 revenue and EBITDA were higher than the second quarter of 2010 due to the seasonality of oilfield service activity in Canada known as “spring break‐up”  that  takes place during  the  second quarter.   This  is a  time  in Canada  in which drilling rigs cannot change  locations due to road conditions and normally occurs  in March to June of each year.   For  the  nine months  ended  September  30,  2010,  Precision  reported  net  earnings  of  $57 million  or  $0.20  per diluted share compared to net earnings of $187 million or $0.75 per diluted share for the same period of 2009.  Revenue  for  the  nine months  ended  September  30,  2010 was  $994 million  compared  to  $911 million  for  the corresponding  period  of  2009.    EBITDA  totaled  $290 million  for  the  nine months  ended  September  30,  2010 compared to $314 million for the same period of 2009.  Higher activity levels in 2010 were offset by lower average drilling revenue per day  in the Corporation’s operating areas. Results for the nine months ended September 30, 2010 include a foreign exchange gain of $12 million as compared to a foreign exchange gain of $105 million for the same period of 2009.  Kevin Neveu, Precision’s President and Chief Executive Officer,  stated:    “The  strong  customer demand  for high performance rigs targeting oil has  led the rig count higher and continues to provide an encouraging outlook for Precision.  Approximately 60% of Precision’s rigs working today are drilling for oil or natural gas liquids targets and approximately 80% are drilling complex horizontal or directional wells.”   

PRECISION DRILLING CORPORATION

2 

“The  third  quarter  of  2010  was  the  second  consecutive  quarter  which  Precision  realized  improved  average revenue per day over the previous quarter in the United States.  This confirms our previously stated view that the second quarter of 2010 represented  the bottom of Precision’s average dayrate  for  this cycle.    In addition,  third quarter EBITDA increased by 31% from prior year levels.  These improvements are being driven by high customer demand for Precision’s Tier 1 and 2 rigs in both the United States and Canada and from the re‐establishment of oil drilling demand.”   “In the United States, oil related activity has continued to strengthen.  Precision’s average active rig count in the United States for the third quarter of 2010 was up 5% over the second quarter of the year and 76% over the same period in 2009.  Precision’s active rig count in the United States is currently 99 and we expect it to stay at this level or increase modestly over the coming months.  If low natural gas prices persist, there is the potential for further regional pullback  in gas related activity; however, we would expect most of these rigs to be absorbed by oil and natural gas liquids rich drilling activity.   As demand for Tier 1‐Super Series and Tier 2 rigs remains strong, dayrates in the United States markets are continuing to modestly improve from previous quarters.”   “Higher  than normal  rainfall  through much of  the Western Canada Sedimentary Basin during  the  third quarter hampered drilling activity.  Over the past few weeks, Precision has reactivated approximately 30 rigs sidelined due to poor weather conditions.  Precision’s current active rig count in Canada is at 119 and, despite the wet weather, the average rig count of 82 for the third quarter of 2010 was 62% higher than the comparable quarter of 2009.   Most of this  increase  is driven by unconventional horizontal drilling and completion techniques being applied to conventional  oil  reservoirs  in Western  Canada  and we  believe  that  the  remainder  of  2010  activity  levels will exceed  those  achieved  in  2009.   While  in  early  discussions with  customers,  the  Canadian  2011 winter  drilling season  is expected to be at  least as busy as winter 2010.   We would expect there to be higher market dayrates because of this level of anticipated customer demand.”  “Precision has seized market opportunities during 2010 which  includes the contracting and construction of nine new rigs that were announced last quarter.   Five of these new‐rig builds are Super Singles of which two have been delivered on  time and on budget  in Canada.   Of  the  remaining  three Super Single  rigs,  two are expected  to be deployed in the United States and one in Canada.  The other four new‐rig builds are Super Triple rigs with all four expected  to work  in  the United  States.   All  nine  rigs  have  been  contracted with  an  average  contract  term  of approximately three years.”   “Looking  forward  to 2011, Precision  is going  to  continue  its high value  focused organic growth program as we believe there will be ample opportunities for new‐build Super Series rigs which will continue to provide the High Performance High Value service that meets and exceeds customer requirements.  Precision’s balance sheet is solid and provides the financial flexibility to capitalize on potential opportunities as Precision looks toward expanding its drilling, directional drilling and international presence during 2011”, concluded Mr. Neveu.   SELECT FINANCIAL AND OPERATING INFORMATION 

  Three months ended September 30,    Nine months ended September 30,    (stated in thousands of Canadian dollars, except per share/ unit amounts) 

  2010    2009  % 

Change 

  2010    2009  % 

Change 

Revenue  $  359,152  $  253,337  41.8  $  994,116  $  911,379  9.1 

EBITDA(1)    112,597    85,739  31.3    289,994    314,386  (7.8) 

Net earnings      61,078    71,696  (14.8)    56,548    186,588  (69.7) 

Cash provided by operations    67,575    19,948  238.8    230,203    434,098  (47.0) 

Capital spending:                      

Upgrade capital expenditures    29,323    4,020  629.4    50,714    21,820  132.4 

Expansion capital expenditures    6,463    10,178  (36.5)    14,239    157,623  (91.0) 

Proceeds on sale    (2,072)    (2,428)  (14.7)    (9,371)    (10,257)  (8.6) 

3 

Net capital spending    33,714    11,770  186.4    55,582    169,186  (67.1) 

                     

Distributions declared    ‐    ‐  ‐    ‐    6,408  (100.0) 

Net earnings  ‐  per   share/unit:                     

Basic     0.22    0.26  (15.4)    0.21    0.77  (72.7) 

Diluted    0.21    0.25  (16.0)    0.20    0.75  (73.3) 

Distributions declared per 

  share/unit 

 

$ 

 

‐ 

 

$ 

 

‐ 

   

$ 

 

‐ 

 

$ 

 

0.04 

 

(100.0) 

                     

Contract drilling rig fleet    353    390  (9.5)    353    390  (9.5) 

Drilling rig utilization days:                     

Canada    7,557    4,653  62.4    21,446    14,634  46.5 

United States    8,512    4,835  76.0    23,535    16,773  40.3 

International    145    176  (17.6)    480    538  (10.8) 

Service rig fleet    200    229  (12.7)    200    229  (12.7) 

Service rig operating hours    70,265    49,581  41.7    195,277    147,253  32.6 (1) Non‐GAAP measure. See “NON‐GAAP MEASURES”. 

 FINANCIAL POSITION AND RATIOS  

(Stated in thousands of Canadian dollars, except ratios)   September  30,

  2010 December 31,  2009 

  September 30,  2009 

Working capital  $    392,057  $  320,860  $  279,201 

Working capital ratio      3.4      3.5      2.5 

Long‐term debt(1)  $    679,291  $  748,725  $  795,560 

Total long‐term financial liabilities  $    704,802  $  775,418  $  822,554 

Total assets  $    4,188,496  $  4,191,713  $  4,360,861 

Long‐term debt to long‐term debt plus equity ratio(1)      0.21      0.22      0.23 

(1)  Excludes current portion of long‐term debt and is net of unamortized debt issue costs. 

 Revenue in the third quarter of 2010 was 42% higher than the prior year period.  The increase was due to a year‐over‐year increase in utilization days both in Canada and the United States.  The mix of drilling rigs working under term contracts and well‐to‐well contracts moved average pricing  slightly higher  in  the United States during  the quarter over  the previous quarter.   Revenue  in Precision's Contract Drilling Services  segment  increased by 41% while  revenue  increased 43%  in  the Canadian based Completion  and Production  Services  segment  in  the  third quarter of 2010 compared to the prior year quarter.   EBITDA margin was 31% for the third quarter of 2010 compared to 34% for the same period in 2009.   The three percentage point decline in EBITDA margin was primarily attributable to fewer idle but contracted rig days in the third  quarter  of  2010  versus  the  prior  year  period  and  a  lower  term  contract mix.  Precision's  term  contract position  with  customers,  a  highly  variable  operating  cost  structure  and  economies  achieved  through  vertical integration of the supply chain continue to support EBITDA margins.      In  the  Contract  Drilling  Services  segment,  Precision  currently  owns  353  contract  drilling  rigs,  including  202  in Canada, 148  in  the United States and  three  rigs  in  international  locations and 84 drilling  rig camps.   Precision’s Completion  and Production  Services  segment  includes 200  service  rigs, 20  snubbing units, 79 water  treatment units and a broad mix of rental equipment.   During the quarter an average of 82 drilling rigs worked in Canada and 94 in the United States and Mexico totaling an average of 176 rigs working.  This compares with an average of 130 rigs working in the second quarter of 2010 and 106 rigs in the third quarter a year ago.   

4 

Precision’s priorities for 2010 are threefold.   The first  is to continue to deliver the High Performance High Value level  of  services  that  customers  require  to  drill  the  technically  challenging  wells  of  today’s  unconventional resource play exploitation.    Second, Precision  continues  to  improve  its balance  sheet, which provides  financial flexibility  and  liquidity  to  be  able  to  seize market  opportunities,  our  third  priority.    To  that  end,  during  2010 Precision  has  repaid  its  debt  by  $104 million  and  reduced  the  overall  effective  interest  rate  on  its  debt  to approximately 7%.   Additionally, Precision’s 2010 new rig build program currently stands at nine rigs.   From the previously announced capital expenditure plan of $189 million, Precision is planning an additional $29 million for 2010  for  North  American  and  international  rig  and  asset  upgrades  to meet  customers’  needs.    Total  capital spending for 2010 is now estimated at $218 million with an additional $82 million to be spent in 2011 for the new‐rig builds.       Drilling in Canada for 2010 to date is outpacing the drilling activity of 2009 because of oil related drilling activity.  In the United States, the industry and Precision have experienced improving utilization as customer spending has increased due principally to higher oil prices.     Oil and natural gas prices during the third quarter of 2010 were higher than a year ago.  For the third quarter of 2010 AECO natural gas spot prices averaged $4.21 per MMBtu, 44% higher than the third quarter 2009 average of $2.93 per MMBtu.  In the United States, Henry Hub natural gas spot prices averaged US$4.28 per MMBtu  in the third quarter of 2010, an increase of 36% over the third quarter 2009 average of US$3.15 per MMBtu.  West Texas Intermediate crude oil averaged US$75.97 per barrel during the quarter, 11% higher when compared to US$68.18 per barrel in the same period in 2009.   Summary for the three months ended September 30, 2010:  •   Precision  continues  to  have  a  strong  balance  sheet.    As  at  September  30,  2010  Precision  had  a  debt  to capitalization ratio of 0.21, a cash balance of $209 million and, in combination with $436 million availability under its revolving credit facility and demand operating lines, continued to carry ample liquidity. •  Operating earnings were $65 million and 18% of revenue, compared to $55 million and 22% of revenue in 2009. Operating earnings were positively impacted by the increase in activity in most of Precision’s service offerings over the same period in 2009. •   Financial charges were $22 million, a decrease of $8 million due to the reduction  in  long‐term debt over the prior year period.     • The majority of Precision’s credit  facilities are denominated  in U.S. dollars.   During  the quarter,  the Canadian dollar strengthened  in  relation  to  the U.S. dollar giving  rise  to unrealized  translation gains which accounted  for most of the $18 million foreign exchange gain recognized in the quarter compared to a $67 million gain in 2009.   •  Capital expenditures for the purchase of property, plant and equipment were $36 million in the third quarter, an increase of $22 million over the same period in 2009.  Capital spending for the third quarter of 2010 included $7 million on expansionary capital initiatives and $29 million on the maintenance and upgrade of existing assets.  •  Average  revenue  per  utilization  day  for  contract  drilling  rigs  decreased  in  the  third  quarter  of  2010  to US$18,914  from  the prior year  third quarter of US$22,497  in  the United States and decreased  in Canada  from $18,195  in the third quarter of 2009 to $15,686 for the third quarter of 2010. The decrease  in revenue rates for the third quarter in the United States reflects the greater proportion of rigs working under well‐to‐well contracts compared to the prior year and idle but contracted revenue in 2009.  In the United States, for the third quarter of 2010 57% of Precision’s working  rigs were working under  contract  compared  to 82%  in  the 2009  comparative period.  These figures also include US$1 million in revenue generated from idle but contracted rigs associated with term customer contracts, a reduction of US$8 million compared to the prior year third quarter.  Turnkey revenue for the third quarter of 2010 was US$15 million generated from 183 utilization days compared with US$6 million from 117 days in 2009. In Canada, contract drilling rates are down from the prior year comparative period due to a higher  proportion  of  rig  activity  being  derived  from  the  competitive  spot market  and  the  receipt  of  idle  but contracted  revenue  in  2009  of  $9  million  compared  to  $2  million  in  the  current  year.    Within  Precision’s 

5 

Completion and Production Services segment, average hourly rates for service rigs were $595 in the third quarter of 2010 compared to $614 in the third quarter of 2009. • Average operating costs per day for drilling rigs decreased  in the third quarter of 2010 to US$12,395 from the prior year third quarter of US$12,692 in the United States and from $8,802 to $8,303 in Canada. The cost decrease in Canada was primarily due to rig mix with a higher percentage of spot market work for the double and single rigs which are lower cost rigs. In the United States, the decrease was due to lower labour costs and lower ad valorem taxes partially offset by higher repairs and maintenance as drilling rigs are put back into service.  Within Precision’s Completion and Production Services  segment, average hourly operating  costs  for  service  rigs were $434  in  the third quarter of 2010 as compared to $438 in the third quarter of 2009.  

Summary for the nine months ended September 30, 2010: 

•   Revenue was $994 million, an increase of $83 million or 9% from the prior year due to higher activity in both of 

Precision’s business segments.  

•  Operating earnings were $158 million, a decrease of $54 million or 26% from 2009. Operating earnings were 

16% of revenue, compared to 23% in 2009.  

•  Capital expenditures for the purchase of property, plant and equipment were $65 million in 2010, a decrease of 

$114 million over the same period  in 2009, and  included $14 million on expansionary capital  initiatives and $51 

million on the maintenance and upgrade of existing assets.  During the first nine months of 2009, 16 newly‐built 

Super Series drilling rigs were added to the fleet under long‐term customer contracts, seven in Canada and nine in 

the United States.   

•   Financial charges were $103 million, a decrease of $10 million from the prior year, as reduced interest charges 

were offset by  increased amortization of deferred  financing costs  from  the  repayment of debt.   Total debt has 

been reduced by $104 million year to date in 2010. 

•  During the first nine months of the year Precision recorded a foreign exchange gain of $12 million compared to 

a $105 million gain in 2009. A significant component of these results relates to the translation of Precision’s U.S. 

dollar denominated credit facilities.     

•  General and administrative costs were $73 million which was in‐line with the prior year.  OUTLOOK  Precision has a strong portfolio of long‐term customer contracts that provides a base level of activity and revenue for  the  Corporation.    Precision  expects  to  have  an  average  of  approximately  96  rigs  committed  under  term contracts in North America in the fourth quarter of 2010 and an average of 82 rigs contracted for the first quarter of 2011.  In Canada, term contracted rigs generate from 200 to 250 utilization days per rig year due to the seasonal nature of well access whereas  in the United States they generate about 350 utilization days per rig year  in most regions.  For all of 2010, Precision expects to have an average of approximately 88 rigs under term contract, of which 49 are rigs contracted  in the United States, 37  in Canada and two  in Mexico.   For 2011, based on the current position, Precision expects to have an average of 32 rigs in Canada under term contract, 31 in the United States and two in Mexico, for an average of 65 for the full year.   Since July 22, 2010, Precision added five term contracts for new build Super Series rigs expected to go to work in 2010 and 2011.    Capital expenditures are expected to be approximately $218 million for 2010, with approximately $144 million for upgrade  and maintenance  capital  to  existing  equipment  fleets  and  $74 million  for  expansion  capital.    Capital expenditures for North American and international rig tier improvements are included in upgrade capital.  The     

6 

expansion capital program  includes nine new build Super Series  rigs and additional  rental and water  treatment equipment.  The first nine months of 2010 experienced substantially higher drilling activity  in Canada than the prior year and United States drilling activity  continues  to make  improvements.   The demand  for energy  is  rising as  the global economies are starting to improve and move out of the bottom of the recession.  There is also increased liquidity in  the capital markets as well as higher oil commodity prices which  is providing some of Precision’s customers’ liquidity to increase drilling programs.  The drilling sector in both Canada and the United States is experiencing a period of year‐over‐year  improvements  in utilization. According to  industry sources, as at October 15, 2010, the United States active  land drilling  rig count was up about 64%  from  the same period  in  the prior year while  the Canadian drilling rig count had increased about 69%.  Even with the year‐over‐year improvements in rig utilization, there has been virtually no  change  in  spot market dayrates  charged  to  customers  in Canada, and only modest improvements  in dayrates  in the United States.   Future  improvements in dayrates are expected  in Canada as we move into 2011 and United States rates are expected to continue to modestly improve.   Due to the  increased demand for drilling rigs, Precision  is experiencing  increased demand for rig personnel.   On October 1, 2010 a wage  increase to Canadian rig based personnel went  into effect.   Precision  is also seeing this increase in demand for rig personnel in the United States and a near‐term wage increase in the United States is a possibility.   Precision  expects  to  recoup  the majority of  these wage  increases,  if  implemented,  through higher dayrates to our customers.  Natural gas production in the United States has remained strong despite reduced drilling activity over the last two years.   United States natural gas storage  levels are currently near  the upper  range of  the  five‐year average but slightly below storage levels of a year ago.  This also strongly influences Canadian activity since Canada exports a significant portion of  its natural gas production  to  the United States. The  increase  in oil and natural gas  liquids drilling in areas like the Cardium, Bakken and Eagle Ford have been strong and the United States oil rig count as at October 15, 2010 is 125% higher than it was a year ago.  Precision has more equipment working in oil related plays than  at  any  time  in  the  last  20  years;  however,  approximately  40%  of  Precision’s  current  active  rig  count  are drilling for natural gas targets.    With high storage levels, consistent production and the view that North America has an oversupply of natural gas, gas prices have remained at relatively low levels.  To date, there has been little change in customers’ natural gas drilling plans.    If  low natural gas prices continue, Precision and the North American drilling  industry could see a further reduction in demand for natural gas drilling.  With the current demand for oil and liquids rich natural gas drilling, Precision believes further reductions in gas directed drilling would continue to be offset by increases in oil and natural gas liquids rich drilling.      Despite near term challenges, the future of the global oil and gas industry remains promising. For Precision, 2010 represents  an opportunity  to demonstrate our  value  to  customers  through delivery of High  Performance High Value services that deliver low customer well costs and strong margins to Precision.   Beginning  January  1,  2011,  Precision  will  be  reporting  its  financial  statements  under  International  Financial Reporting Standards (“IFRS”) and future financial statements will be required to be prepared  in compliance with IFRS as if Precision had always followed these standards.  Certain first time adoption elections may be made which will impact the opening balance sheet amounts and those key first‐time elections are discussed later in this report under the section “Transition to International Financial Reporting Standards (IFRS).”        

7 

SEGMENTED FINANCIAL RESULTS   Precision’s operations are reported  in two segments. The Contract Drilling Services segment  includes the drilling rig,  camp  and  catering,  oilfield  supply,  and manufacturing  divisions.  The  Completion  and  Production  Services segment includes the service rig, snubbing, rental, and wastewater treatment divisions.   

  Three months ended September 30,    Nine months ended September 30,    (stated in thousands of Canadian dollars) 

  2010    2009  % 

Change 

  2010    2009  % 

Change 

Revenue:                     

Contract Drilling Services  $  305,813  $   216,391   41.3  $  845,515  $  791,496  6.8 Completion and Production 

Services    

55,209  38,738  42.5  156,239    

127,303  22.7 

Inter‐segment eliminations    (1,870)    (1,792) 4.4    (7,638)    (7,420)  2.9 

  $  359,152  $   253,337  41.8  $  994,116  $  911,379  9.1 

                     

EBITDA(1)                     

Contract Drilling Services  $  105,806  $  86,094  22.9  $  279,565  $  308,543  (9.4) Completion and Production 

Services    

15,584  8,250  88.9  36,901    

29,816  23.8 

Corporate and other    (8,793)    (8,605)  2.2    (26,472)    (23,973)  10.4 

  $  112,597  $  85,739  31.3  $  289,994  $  314,386  (7.8) 

 (1) Non‐GAAP measure.  See “NON‐GAAP MEASURES”. 

 

SEGMENT REVIEW OF CONTRACT DRILLING SERVICES  

  Three months ended September 30,    Nine months ended September 30,    (stated in thousands of Canadian dollars, except where noted) 

  2010    2009  % 

Change 

  2010    2009  % 

Change 

Revenue  $  305,813  $  216,391  41.3  $  845,515  $  791,496  6.8 

Expenses:                     

Operating    186,883    117,200  59.5    525,716    439,513  19.6 General and   administrative 

   13,124  13,097  0.2  40,234 

   43,440  (7.4) 

EBITDA (1)    105,806    86,094  22.9    279,565    308,543  (9.4) 

Depreciation    40,509    25,610  58.2    112,562    87,007  29.4 

Operating earnings(1)  $  65,297  $  60,484  8.0  $  167,003  $  221,536  (24.6) 

Operating earnings as a percentage of revenue 

   21.4%    28.0%    19.8% 

     28.0% 

Drilling rig revenue per utilization day in Canada(2) 

 $ 

 15,686  $  18,195  (13.8)  $  15,681 

 $ 

 18,384  (14.7) 

Drilling rig revenue per utilization day in the United States(2) 

  

US$ 

  

18,914  

US$  

22,497  

(15.9)  

US$  

18,792 

  

US$ 

  

24,344  

(22.8) (1) Non‐GAAP measure.  See “NON‐GAAP MEASURES”. (2) Includes revenue from idle but contracted rig days and lump sum payouts.     

8 

  Three months ended September 30, 

Canadian onshore drilling statistics:(1)  2010  2009 

  Precision  Industry(2)  Precision  Industry(2) 

Number of drilling rigs (end of period)  202  805  226    865 

Drilling rig operating days (spud to release)  6,816  29,575  4,232    16,406 

Drilling rig operating day utilization  37%  40%  20%    21% 

Number of wells drilled  820  3,178  584    2,004 

Average days per well  8.3  9.3  7.2    8.2 

Number of metres drilled (000s)  1,288  5,422  891    3,046 

Average metres per well  1,571  1,706  1,525    1,520 

Average metres per day  189  183  210    186  

  Nine months ended September 30, 

Canadian onshore drilling statistics:(1)  2010  2009 

  Precision  Industry(2)  Precision  Industry(2) 

Number of drilling rigs (end of period)  202  805  226    865 

Drilling rig operating days (spud to release)  19,315  82,941  13,103    53,017 

Drilling rig operating day utilization  35%  38%    21%    22% 

Number of wells drilled  2,077  7,902  1,666    5,909 

Average days per well  9.3  10.5    7.9    9.0 

Number of metres drilled (000s)  3,457  13,757  2,487    8,482 

Average metres per well  1,665  1,741  1,493    1,435 

Average metres per day  179  166  190    160 (1) Canadian operations only.  (2) Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors (“CAODC”) and Precision – excludes non‐CAODC rigs and non‐reporting CAODC members. 

 United States onshore drilling statistics:(1)  2010  2009 

  Precision  Industry(2)  Precision  Industry(2) 

Average number of active land rigs 

    for quarters ended: 

       

      March 31  78  1,297  82  1,287 

      June 30  88  1,464  50  885 

      September 30  93  1,603  53  936 

 Year to date average  86  1,463  61  1,036 (1) United States lower 48 operations only.  (2) Baker Hughes rig counts. 

 

Contract Drilling Services  segment  revenue  for  the  third quarter of 2010  increased by 41%  to $306 million and EBITDA  increased by 23%  to $106 million  compared  to  the  same period  in 2009. The  increase  in  revenue  and EBITDA was due to the higher drilling rig activity in both Canada and the United States.      Activity  in North America was  impacted by  increased  customer demand due  to  the  improvement  in  global oil prices;  this was offset by wet weather conditions  in western Canada  restricting drilling  rig mobility.   Drilling  rig revenue per utilization day  in Canada was down 14% over  the prior year as a  result of  increased activity  in  the competitive spot market.  During the quarter, 32% of Precision’s utilization days in Canada were generated from rigs under  term  contract  compared with 42%  in  2009 while  in  the United  States  57% of utilization days were generated from rigs under term contract compared with 82% in 2009.  The majority of the additional activity was associated with oil  related plays.   As at  the end of  the quarter  in  the United States,  there were 59 drilling  rigs working under term contracts and 36 in Canada.       Drilling rig utilization days (spud to rig release plus move days)  in Canada during the third quarter of 2010 were 7,557, an increase of 62% compared to 4,653 in 2009.   Drilling rig activity for Precision in the United States was 

9 

76% higher  than  the  same quarter of 2009 due  to  the  recovery of drilling  rig activity which began  in  the  third quarter of 2009.   Precision had  two  rigs working  in Mexico during both periods.   Precision's camp and catering division benefited from the start up of a 500 man base camp in Canada that is expected to be contracted through the end of 2010.  Contract Drilling Services operating costs were 61% of revenue for the quarter compared to 54% for the prior year quarter. The increase was primarily associated with the lower rig rates received in the spot market. On a per day basis, operating costs for the drilling rig division in Canada were 6% lower than the prior year quarter due to the differences in rig mix as 2010 had a higher proportion of days from single and double rigs which typically require less ancillary equipment. Operating costs for the quarter in the United States on a per day basis were down from the comparable period  in 2009 due  to  lower  labour costs and  lower ad valorem  taxes partially offset by higher repairs and maintenance, as drilling rigs are put back into service.  Quarterly depreciation  in  the Contract Drilling  Services  segment  increased 58%  from  the prior  year due  to  the increase  in activity  in both Canada and the United States. Both the United States and Canadian contract drilling operations use the unit of production method of calculating depreciation.   SEGMENT REVIEW OF COMPLETION AND PRODUCTION SERVICES  

  Three months ended September 30,    Nine months ended September 30,    (stated in thousands of Canadian dollars, except where noted) 

  2010    2009  % 

Change 

  2010    2009  % 

Change 

Revenue  $  55,209  $  38,738  42.5  $  156,239  $  127,303  22.7 

Expenses:                     

Operating    37,452    27,790  34.8    112,928    90,318  25.0 General and   administrative 

   2,173  2,698  (19.5)  6,410 

   7,169  (10.6) 

EBITDA(1)    15,584    8,250  88.9    36,901    29,816  23.8 

Depreciation    5,611    3,714  51.1    16,164    12,405  30.3 

Operating earnings(1)  $  9,973  $  4,536  119.9  $  20,737  $  17,411  19.1                   Operating earnings as a percentage of revenue 

   18.1%    11.7%  13.3% 

     13.7% 

         Well servicing statistics:         

Number of service rigs (end of period) 

   200  229  (12.7)  200 

   229  (12.7) 

Service rig operating hours 

   70,265  49,581  41.7  195,277 

   147,253  32.6 

Service rig operating hour utilization 

   38%    24%  31% 

     24% 

Service rig revenue per operating hour 

 $ 

 595  $  614  (3.1)  $  608 

 $ 

 664  (8.4) 

(1) Non‐GAAP measure.  See “NON‐GAAP MEASURES”. 

 

Completion and Production Services segment revenue  for the third quarter  increased by 43%  from 2009 to $55 million and EBITDA  increased by 89%  to $16 million.   The  increase  in  revenue was attributed  to an  increase  in operating hours and  the  increase  in EBITDA was  the  result of higher activity along with a decrease  in  variable costs.         Service rig activity increased 42% from the prior year period, with the service rig fleet generating 70,265 operating hours in the third quarter of 2010 compared with 49,581 hours in the prior year quarter for utilization of 38% and 24%, respectively.  The increase was a result of higher service rig demand for completions of new wells along with 

10 

production maintenance of existing wells, both with an emphasis on oil wells.   New well completions accounted for 26% of service rig operating hours in the third quarter compared to 23% in the same quarter in 2009.     Average service revenue decreased $19 per operating hour to $595 from the prior year period due to the impact of wage reductions implemented in late 2009 that were passed along to customers.  Operating costs as a percentage of revenue decreased to 68% in the third quarter of 2010 from 72% in the same period of 2009 as lower variable operating expenses and fixed costs spread over a higher activity base were offset by lower revenue rates in the service rig division.  Operating costs per service rig operating hour have decreased over  the  comparable  period  in  2009  due  primarily  to  lower  wages,  partially  offset  by  higher  repair  and maintenance costs to prepare for increased activity.     

 Depreciation in the Completion and Production Services segment in the third quarter of 2010 was 51% higher than the prior year due to higher equipment utilization.    SEGMENT REVIEW OF CORPORATE AND OTHER  Corporate and other expenses for the third quarter of 2010 was in‐line with the prior year comparative period at $9 million.     OTHER ITEMS   Net  financial  charges were  $22 million  for  the  third  quarter  of  2010 which was  down  from  $8 million when compared to the prior year quarter. The decrease was attributable to the significant reduction in long‐term debt achieved by Precision.   The  Corporation  had  a  foreign  exchange  gain  of  $18  million  during  the  third  quarter  of  2010  due  to  the strengthening of the Canadian dollar versus the United States dollar, as the majority of the Corporation’s credit facilities are denominated in United States dollars.  Precision’s effective tax rate on earnings before income taxes for the first nine months of 2010 was 15% compared to 9%  for  the same period  in 2009. The higher effective tax rate  for 2010  is primarily  the result of withholding, capital and state taxes incurred in a period of lower pretax earnings and foreign exchange gains offset by income taxed at lower rates.  

 LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES   In  June  2010,  Precision  converted  to  a  corporation  pursuant  to  a  Plan  of  Arrangement  under  the  Business Corporations Act of Alberta.   Precision obtained approval  for  the conversion  from  its unitholders  in conjunction with its 2010 Annual and Special Meeting of Unitholders held on May 11, 2010.  An information circular and proxy statement was mailed to unitholders in connection with the meeting.    The oilfield services business is inherently cyclical in nature. Precision employs a disciplined approach to minimize costs through operational management practices and a variable cost structure, and to maximize revenues through term contract positions with a  focus of maintaining a strong balance sheet. This operational discipline provides Precision with the financial flexibility to capitalize on strategic acquisitions and internal growth opportunities at all points in the business cycle.    

11 

Operating  within  a  highly  variable  cost  structure,  Precision’s  maintenance  capital  expenditures  are  tightly governed  by  and  highly  responsive  to  activity  levels  with  additional  cost  savings  leverage  provided  through Precision’s internal manufacturing and supply divisions. Expansion capital for new rig build programs require 2 – 5 year  term  contracts  in  order  to mitigate  capital  recovery  risk.  To  capitalize  on market  opportunities  Precision increased its anticipated capital expenditures by $29 million to a total of $218 million for 2010.    In  managing  foreign  exchange  risk,  Precision  endeavours  to  align  the  currency  of  the  majority  of  its  debt obligations and capital expenditures with the currency of the supporting operating cash flows. Interest rate risk is partially managed through hedging activities and by reducing debt.  During the third quarter of 2010 Precision used $98 million in operating cash inflow to fund a $30 million increase in  non‐cash working  capital,  $31 million  in  net  capital  spending  and  $13 million  in  long‐term  debt  reduction.  Liquidity remains sufficient as Precision had a cash balance of $209 million and the US$410 million revolver in its senior secured credit facility (“Secured Facility”) remains undrawn except for US$25 million in outstanding letters of credit as at September 30, 2010.    In addition  to  the Secured Facility, Precision has available $40.4 million  in operating facilities (net of letters of credit of $0.7 million) which is used for working capital management.  During the current quarter, working capital increased by $49 million over the second quarter of 2010 to $392 million.   As  at  September  30, 2010,  the Corporation was  in  compliance with  the  covenants under  the  Secured  Facility.  Precision expects to remain  in compliance with financial covenants under  its Secured Facility and have complete access  to  credit  lines during 2010.  The  Secured  Facility  contains  customary  covenants  including  three  financial covenants:  a leverage ratio; interest coverage ratio; and fixed charge coverage ratio.   The current blended cash interest cost of Precision’s debt is approximately 7.0%. Precision has repaid $104 million in  debt  during  2010  and may  consider  further  voluntary  long‐term  debt  reduction  or  refinancing  as  industry fundamentals  stabilize  and  operating  cash  flow  forecasts  become  clearer.  As  at  September  30,  2010, approximately $598 million was outstanding under the Secured Facility and $175 million was outstanding under the unsecured facility.    On  June 30, 2010,  the Corporation amended  the  terms of  the Secured Facility  to  lower  the LIBOR  floor  for  the Term Loan B  facility to 1.75%  from 3.25% and  lower the LIBOR  interest rate margin on existing  loans under the Term  Loan  B  facility  to  5.0%  from  an  average  interest  rate margin  of  6.45%.    The  Secured  Facility was  also amended to provide for the payment in certain circumstances by the Corporation to lenders under the Term Loan B  facility of  a  fee equal  to 1.0% of  the  aggregate principal  amount of  loans  subsequently prepaid or  re‐priced under  the Term Loan B  facility on or prior  to September 30, 2011.    In connection with  the amendments  to  the Secured Facility, non‐consenting holders of US$74 million in  loans under the Term Loan B facility were repaid by the Corporation with cash on hand.    During the second quarter of 2010, Precision amended the terms of the Secured Facility to increase the size of the revolving credit  facility  to US$410 million  from US$260 million.  In addition, a subsidiary of Precision arranged a new secured operating facility in the amount of US$15 million with a U.S. bank.  Advances under this facility are at the bank’s prime lending rate.  During the first quarter of 2010, Precision amended certain covenants and terms contained in the Secured Facility. These amendments  included an  increase  in  the  leverage ratio  test  from 3.00:1  to 3.50:1  through December 31, 2011, a decrease  in  the  interest coverage  ratio  test  from 3.00:1  to 2.75:1  through December 31, 2011 and  the removal of  the  restrictions on expansion  related  capital expenditures  (limitations on  total  capital expenditures remained unchanged).  

12 

QUARTERLY FINANCIAL SUMMARY  (stated in thousands of Canadian dollars, except per share/unit amounts)   

  2009  2010 

Quarters ended    December 31    March 31    June 30    September 30 

Revenue  $  286,067  $  373,136  $  261,828  $  359,152 

EBITDA(1)      92,615      118,403      58,994      112,597 

Net earnings (loss):      (24,885)      62,017      (66,547)      61,078 

  Per basic share/unit      (0.09)      0.23      (0.24)      0.22 

  Per diluted share/unit      (0.09)      0.22      (0.24)      0.21 

Cash provided by operations      70,631      20,624      142,004      67,575 

Distributions ‐ declared  $  ‐  $  ‐  $  ‐  $  ‐ 

   2008  2009 

Quarters ended    December 31    March 31    June 30    September 30 

Revenue  $  335,049  $  448,445  $  209,597  $  253,337 

EBITDA(1)      134,795      169,387      59,260      85,739 

Net earnings:      92,376      57,417      57,475      71,696 

  Per basic share/unit      0.67      0.30      0.23      0.26 

  Per diluted share/unit      0.66      0.28      0.22      0.25 

Cash provided by operations      82,904      201,596      212,554      19,948 

Distributions ‐ declared  $  77,551  $  6,408  $   ‐  $  ‐ (1) Non‐GAAP measure.  See “NON‐GAAP MEASURES”. 

 NON‐GAAP MEASURES  Precision uses certain measures that are not recognized under Canadian generally accepted accounting principles to  assess  performance  and  believes  these  non‐GAAP  measures  provide  useful  supplemental  information  to investors. Following are the non‐GAAP measures Precision uses in assessing performance.  EBITDA Management  believes  that  in  addition  to  net  earnings,  EBITDA,  as  derived  from  information  reported  in  the Consolidated Statements of Earnings and Retained Earnings,  is a useful supplemental measure as  it provides an indication of the results generated by Precision’s principal business activities prior to consideration of how those activities are financed, the impact of foreign exchange, how the results are taxed, how funds are invested or how depreciation and amortization charges affect results.  The  following  table  provides  a  reconciliation  of  net  earnings  under  GAAP,  as  disclosed  in  the  Consolidated Statement of Earnings and Retained Earnings, to EBITDA.    Three months ended September 30,  Nine months ended September 30,  (stated in thousands of Canadian dollars) 

  2010    2009    2010    2009 

EBITDA  $  112,597  $  85,739  $  289,994  $  314,386 

Add (deduct):                 

Depreciation and amortization    (47,300)    (30,378)    (132,288)    (102,549) 

Foreign exchange     18,003    63,486    11,670    105,055 

Finance charges    (21,848)    (29,396)    (102,819)    (112,947) 

Income taxes    (374)    (17,755)    (10,009)    (17,357) 

Net earnings   $  61,078  $  71,696  $  56,548  $  186,588 

    

13 

Operating Earnings Management  believes  that  in  addition  to  net  earnings,  operating  earnings  as  reported  in  the  Consolidated Statements of Earnings and Retained Earnings is a useful supplemental measure as it provides an indication of the results  generated  by  Precision’s  principal  business  activities  prior  to  consideration  of  how  those  activities  are financed, the impact of foreign exchange or how the results are taxed.  The following table provides a reconciliation of net earnings under GAAP, as disclosed in the Consolidated Statement of Earnings and Retained Earnings, to operating earnings.    Three months ended September 30,  Nine months ended September 30,  (stated in thousands of Canadian dollars) 

  2010    2009    2010    2009 

Operating earnings  $  65,297  $  55,361  $  157,706  $  211,837 

Add (deduct):                 

Foreign exchange     18,003    63,486    11,670    105,055 

Finance charges    (21,848)    (29,396)    (102,819)    (112,947) 

Income taxes    (374)    (17,755)    (10,009)    (17,357) 

Net earnings   $  61,078  $  71,696  $  56,548  $  186,588 

  TRANSITION TO INTERNATIONAL FINANCIAL REPORTING STANDARDS (IFRS) Precision  is required to report  its financial results  in accordance with  IFRS from January 1, 2011, the changeover date set by the Canadian Accounting Standards Board (AcSB). IFRS compliant comparative financial information for one year will be required on the effective date.  Precision’s  IFRS  project  is  on  schedule  and  progressing  well.  Precision’s  IFRS  project  team  and management continue to  liaise with the external auditors and key stakeholders  in the company to enable timely and smooth transition to IFRS in 2011.   With respect to the key areas identified in previous reports, the following is a summary of additional progress:  IFRS 1 – First Time Adoption  IFRS 1 – First Time Adoption of IFRS ‐ provides one‐time accounting choices in the form of mandatory and optional exemptions.   Precision has  identified the preferred  IFRS 1 elections and calculated the potential  impact of the elections on  its financial statements.  Precision intends to restate its December 2008 acquisition of Grey Wolf under the principles outlined in IFRS 3 – Business  Combinations.  This  is  expected  to  reduce  goodwill  on  Precision’s  balance  sheet  by  the  amount  of goodwill  recorded on acquisition of US$456 million with an equivalent  reduction  in  shareholder’s  capital.   The difference  arises  in  the  accounting  for  the  purchase  consideration  under  IFRS  versus  Canadian  GAAP.  Under Canadian  GAAP  purchase  consideration  is  valued  based  on  Precision’s  share  price  on  the  date  at  which  the acquisition  was  announced  and  under  IFRS  it  is  valued  based  on  the  share  price  on  the  date  at  which  the acquisition closed.  In accordance with the guidance in IFRS 1, upon implementation of IFRS, Precision intends to record certain larger drilling  rigs  located  in  the  United  States  at  fair  value  as  the  deemed  cost.  Precision’s  project  team  and management are currently  in the process of obtaining valuations for the selected rigs.    It  is anticipated that the one‐time  adjustment  to  the  carrying  value of  these  rigs  to bring  them  to  their  fair  value  at  the  time of  initial adoption of IFRS is a reduction of carrying value in the range of $125 million to $175 million.  The offsetting entry 

14 

will  be  recorded  in  retained  earnings.    The  adjustment  to  the  carrying  value  is  subject  to  finalization  of  the valuation estimate and review by Precision’s auditor.   Precision has  rebuilt historical  records as  if  it had  always  followed  IFRS principles except  for  those drilling  rigs identified in the preceding paragraph.  As a result of rebuilding Precision’s historical records, there is expected to be  a  reduction  in  the  opening  IFRS  net  book  value  for  property,  plant  and  equipment  of  approximately  $115 million. The offsetting entry will be recorded in retained earnings as required under IFRS 1.  Capital Assets  Precision’s IFRS project team has analyzed the potential impact of component accounting on Precision’s financial statements. Based on  the data collected by  the  IFRS  team  in 2010,  it  is anticipated  that upon adoption of  IFRS, annual  depreciation  and  amortization  expense  will  increase  by  20%  to  30%.  This  is  primarily  due  to  the componentization of drilling rigs  into three categories. The additional two categories are meant to better reflect the shorter useful lives of specific assets on the rig.   Upon  transition  to  IFRS, Precision will be  required  to  capitalize borrowing  costs on  capital projects  that  take a substantial amount of time to complete. Precision  is contemplating capitalizing borrowing costs for projects that take longer than 12 months to complete. This is not expected to have a significant impact on Precision’s financial statements.  Internal controls over  financial  reporting of  the Capital and Asset Management process have been  reviewed by Precision’s  IFRS project  team.  Internal controls under  IFRS are expected  to remain similar  to  the controls under Canadian GAAP with the exception of management reports that have been redesigned for transition to IFRS.  Precision’s procedures  for property, plant and equipment accounting have been  revised  to  reflect changes as a result of transition to  IFRS. Precision’s budget preparation procedures have also been revised to  incorporate the changes resulting from differing treatment of capital and expense items under International Accounting Standards 16, Property, Plant and Equipment.  Precision’s  IFRS  project  team  has  analyzed  a  number  of  options  for  an  idle  asset  depreciation  policy  and  is presently discussing a preferred alternative with senior management.  Financial Statement Disclosure  Sample financial statements were drafted and reviewed by management in the second quarter 2010. In the fourth quarter  2010,  management  and  Precision’s  IFRS  project  team  intend  to  further  refine  the  sample  financial statements to enable efficient and timely preparation of the first set of fully compliant IFRS statements for the first quarter 2011.  Income Taxes  Precision’s Income Tax team continues to work on analyzing and implementing the requirements of IAS 12 Income Taxes.  Impairments  Precision continues to refine its IFRS Impairment test model by testing and reviewing the assumptions used in the model.     

15 

CAUTIONARY STATEMENT REGARDING FORWARD‐LOOKING INFORMATION AND STATEMENTS   Certain statements contained  in  this report,  including statements  that contain words such as “could”, “should”, “can”, “anticipate”, “estimate”, “propose”, “plan”, “expect”, “believe”, “will”, “may” and similar expressions and statements  relating  to matters  that are not historical  facts  constitute  “forward‐looking  information” within  the meaning of applicable Canadian securities legislation and “forward‐looking statements” within the meaning of the “safe  harbor”  provisions  of  the  United  States  Private  Securities  Litigation  Reform  Act  of  1995  (collectively, “forward‐looking information and statements”).   In particular,  forward‐looking  information and statements  include, but are not  limited  to,  the  following:   global demand for energy  is rising; customer demand for oil and natural gas  liquids drilling; active rig counts remaining stable or  increasing; the rig count and utilization will continue to  increase;  increased  liquidity  in capital markets and  higher  oil  commodity  prices  provide  liquidity  for  customers  to  increase  drilling  programs;  United  States activity levels will continue to improve with oil and gas liquids rich activity leading the way; North American drilling activity levels will be higher in the fourth quarter of 2010 and, in Canada, during the 2011 winter drilling season; amount, timing, and  allocation of capital expenditures;  the potential for further reduction in natural gas drilling and  related  activity;  the  outcome  of  discussions  regarding  potential  new  build  opportunities  for  rigs;  the marketability of upgraded rigs; market dayrates will continue to  improve; the deployment of new‐rig builds and the  location  thereof;  Precision's  financial  flexibility;  Precision’s  expansion  of  drilling,  directional  drilling  and  international presence; demand for rig personnel and possibility of wage increases offset by higher dayrates; the potential  impacts  of  Precision's  transition  to  IFRS;  the  effectiveness  of  Precision's  risk  management  efforts; Precision's  continued  compliance with  its  financial  covenants and ability  to access  its  credit  lines; possibility of further voluntary long‐term debt reduction or refinancing; the number of rigs under term contract and the trend to move to spot market dayrates upon expiry;  a reduction in gas directed drilling would be offset by an increase in oil and gas liquids rich drilling; and dayrate levels.  These  forward‐looking  information and statements are based on certain assumptions and analysis made by  the Corporation  in  light  of  its  experience  and  its  perception  of  historical  trends,  current  conditions  and  expected future developments as well as other factors it believes are appropriate in the circumstances. However, whether actual  results, performance or  achievements will  conform  to  the Corporation’s  expectations  and predictions  is subject  to  a number of  known  and unknown  risks  and uncertainties which  could  cause  actual  results  to differ materially  from  the  Corporation’s  expectations.    Such  risks  and  uncertainties  include,  but  are  not  limited  to: fluctuations  in  the  price  and  demand  for  oil  and  natural  gas;  fluctuations  in  the  level  of  oil  and  natural  gas exploration  and  development  activities;  fluctuations  in  the  demand  for  contract  drilling,  well  servicing  and ancillary  oilfield  services;  capital market  liquidity  available  to  fund  customer  drilling  programs;  the  effects  of seasonal and weather conditions on operations and facilities; the existence of competitive operating risks inherent in contract drilling, well servicing and ancillary oilfield services; general economic, market or business conditions; changes in laws or regulations; the availability of qualified personnel, management or other key inputs; currency exchange  fluctuations;  and  other  unforeseen  conditions  which  could  impact  the  use  of  services  supplied  by Precision.  Consequently, all of  the  forward‐looking  information and statements made  in  this  report are qualified by  these cautionary statements and there can be no assurance that the actual results or developments anticipated by the Corporation will be realized or, even if substantially realized, that they will have the expected consequences to, or effects on,  the Corporation or  its business or operations.   Readers are  therefore cautioned not  to place undue reliance on such forward‐looking information and statements.  Except as may be required by law, the Corporation assumes no obligation  to update publicly  any  such  forward‐looking  information  and  statements, whether  as  a result of new information, future events or otherwise.     

16 

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS (UNAUDITED)   

 

(stated in thousands of Canadian dollars)    September 30, 

  2010

   December 31,   2009 

          ASSETS         

         

Current assets:         

Cash  $  208,709  $  130,799 

Accounts receivable    339,366    283,899 

Income tax recoverable    –    25,753 

Inventory    9,733    9,008 

    557,808    449,459 

         

Income tax recoverable      64,579    64,579 

Property, plant and equipment, net of accumulated depreciation    2,811,144    2,913,966 

Intangibles    2,055    3,156 

Goodwill    752,910    760,553 

  $  4,188,496  $  4,191,713 

         

LIABILITIES AND SHAREHOLDERS' EQUITY         

         

Current liabilities:         

Accounts payable and accrued liabilities  $  159,212  $  128,376 

Income taxes payable    2,056    – 

Current portion of long‐term debt (note 6)    4,483    223 

    165,751    128,599 

         

Long‐term liabilities    25,511    26,693 

Long‐term debt (note 6)    679,291    748,725 

Future income taxes    701,171    703,195 

    1,571,724    1,607,212 

 

Contingencies (note 10) 

 

       

Shareholders’ equity:         

Shareholders’ capital (note 3)    2,770,853    – 

Unitholders’ capital (note 3)    –    2,770,708 

Contributed surplus (note 3(c))    8,803    4,063 

Retained earnings     163,775    107,227 

Accumulated other comprehensive loss (note 7)    (326,659)    (297,497) 

    2,616,772    2,584,501 

  $  4,188,496  $  4,191,713 

         

         

See accompanying notes to consolidated financial statements 

17 

CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS AND RETAINED EARNINGS (UNAUDITED)    Three months ended September 30,  Nine months ended September 30,  (stated in thousands of Canadian dollars, except per share amounts) 

   

2010 

   

2009 

   

2010 

   

2009 

                 

Revenue  $  359,152  $  253,337  $  994,116  $  911,379 

                 

Expenses:                 

Operating    222,465    143,059    631,006    522,411 

General and administrative    24,090    24,539    73,116    74,582 

Depreciation and amortization    47,300    30,378    132,288    102,549 

Foreign exchange    (18,003)    (63,486)    (11,670)    (105,055) 

Finance charges (note 9)    21,848    29,396    102,819    112,947 

Earnings before income taxes     61,452    89,451    66,557    203,945 

                 

Income taxes: (note 4)                 

Current    608    5,216    4,755    13,380 

Future     (234)    12,539    5,254    3,977 

    374    17,755    10,009    17,357 

                 

Net earnings    61,078    71,696    56,548    186,588 

Retained earnings (deficit), beginning of 

  period 

   

102,697 

   

60,416 

   

107,227 

   

(48,068) 

Distributions declared     –    –    –    (6,408) 

                 

Retained earnings , end of period  $  163,775  $  132,112  $  163,775  $  132,112 

Earnings per share: (note 11)                 

Basic  $    0.22  $    0.26  $    0.21  $    0.77 

Diluted  $    0.21  $    0.25  $    0.20  $    0.75 

 See accompanying notes to consolidated financial statements 

 

 CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME (LOSS) (UNAUDITED)    Three months ended September 30,  Nine months ended September 30, 

 

(Stated in thousands of Canadian dollars) 

   

2010 

   

2009 

   

2010 

   

2009 

Net earnings   $  61,078  $  71,696  $  56,548  $  186,588 Unrealized gain (loss) recorded on 

translation of assets and liabilities of self‐sustaining operations in foreign currency 

   

 

(52,228) 

   

 

(154,590) 

   

 

(29,162) 

   

 

(265,466) 

Comprehensive income (loss)  $  8,850  $  (82,894)  $  27,386  $  (78,878) 

 

See accompanying notes to consolidated financial statements 

   

18 

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOW (UNAUDITED)  

  Three months ended September 30,  Nine months ended September 30,   (stated in thousands of Canadian dollars) 

 

 

 

2010 

 

 

 

2009 

 

 

 

2010 

 

 

 

2009 

                 

Cash provided by (used in):                 

Operations:                 

Net earnings   $  61,078  $  71,696  $  56,548  $  186,588 

Adjustments and other items not involving 

cash: 

               

Long‐term compensation plans    3,079    4,786    8,884    2,914 

Depreciation and amortization    47,300    30,378    132,288    102,549 

Future income taxes    (234)    12,539    5,254    3,977 

Foreign exchange    (18,392)    (67,321)    (10,595)    (118,319) 

Amortization of debt issue costs (note 9)    7,621    7,056    50,400    30,119 

Other    (2,472)    –    (1,586)    – 

Changes in non‐cash working capital balances    (30,405)    (39,186)    (10,990)    226,270 

    67,575    19,948    230,203    434,098 

                 

Investments:                 

Purchase of property, plant and equipment    (35,786)    (14,198)    (64,953)    (179,443) 

Proceeds on sale of property, plant and 

  equipment 

   

2,072 

   

2,428 

   

9,371 

   

10,257 

Changes in non‐cash working capital balances    2,395    1,741    7,785    (20,147) 

    (31,319)    (10,029)    (47,797)    (189,333) 

                 

Financing:                 

Repayment of long‐term debt    (13,387)    (6,567)    (103,760)    (887,605) 

Debt issue costs    –    (674)    (2,165)    (21,628) 

Re‐purchase of trust units (note 3)    –    –    (6)    – 

Distributions paid    –    –    –    (27,233) 

Increase in long‐term debt    –    –    –    408,893 

Issuance of trust units, net of issue costs    –    (533)    –    413,223 

Change in non‐cash working capital balances    –    (431)    –    – 

     

(13,387) 

   

(8,205) 

   

(105,931) 

   

(114,350) 

                 

Effect of exchange rate changes on cash and 

  cash equivalents 

   

(295) 

   

(4,164) 

   

1,435 

   

(14,397) 

Increase (decrease) in cash and cash 

equivalents 

  22,574    (2,450)    77,910    116,018 

Cash and cash equivalents, beginning of period    186,135    179,979    130,799    61,511 

                 

Cash and cash equivalents, end of period  $  208,709  $  177,529  $  208,709  $  177,529 

See accompanying notes to consolidated financial statements 

 

 

 

 

19 

Notes to Consolidated Financial Statements (UNAUDITED) (tabular amounts are stated in thousands of Canadian dollars except share numbers)  1. Description of Business and Basis of Presentation   Precision Drilling Corporation (“Precision” or the “Corporation”)  is a provider of contract drilling and completion and production services primarily to oil and natural gas exploration and production companies in Canada and the United States.   On June 1, 2010 Precision Drilling Trust (the “Trust”) completed its conversion (the “Conversion”) from an income trust  to  a  corporation pursuant  to  a Plan of Arrangement  (the  “Arrangement”). Pursuant  to  the Arrangement, Trust  unitholders  and  Exchangeable  LP  unitholders  exchanged  their  Trust  units  and  Exchangeable  LP  units  for common shares of Precision on a one‐for‐one basis.    The Conversion has been accounted  for on a continuity of  interest basis and accordingly these  interim  financial statements reflect the financial position, results of operations and cash flows as if Precision had always carried on the business formerly carried on by the Trust and were prepared using accounting policies and methods of their application consistent with those used in the preparation of the Trust's consolidated audited financial statements for  the year ended December 31, 2009. All  references  to shares and shareholders  in  these  financial statements pertain  to  common  shares and  common  shareholders  subsequent  to  the Conversion and units and unitholders prior to the Conversion. These interim financial statements conform in all material respects to the requirements of generally accepted accounting principles  in Canada for annual financial statements with the exception of certain note disclosures. As a  result,  these  interim  financial  statements  should be  read  in  conjunction with  the Trust’s consolidated audited financial statements for the year ended December 31, 2009.  2. Seasonality of Operations   Precision  has  operations  that  are  carried  on  in  Canada which  represent  approximately  41%  (2009  ‐  38%)  of consolidated  total assets as at September 30, 2010 and 52%  (2009  ‐ 45%) of consolidated revenue  for  the nine months ended September 30, 2010. The ability to move heavy equipment in Canadian oil and natural gas fields is dependent on weather conditions. As warm weather  returns  in  the  spring,  the winter's  frost  comes out of  the ground rendering many secondary roads  incapable of supporting the weight of heavy equipment until they have thoroughly dried out. The duration of this “spring break‐up” has a direct  impact on Precision’s activity  levels.  In addition, many exploration and production areas  in northern Canada are accessible only  in winter months when the ground is frozen hard enough to support equipment. The timing of freeze up and spring break‐up affects the ability  to  move  equipment  in  and  out  of  these  areas.  As  a  result,  late  March  through  May  is  traditionally Precision’s slowest time in this region.   3.  Shareholders’ Capital  (a) Authorized   ‐ unlimited number of voting common shares     ‐ unlimited number of preferred shares, issuable in series (b) Issued: 

Common shares    Number    Amount 

Balance May 31, 2010    –  $  – 

Issued pursuant to the Arrangement    275,663,344    2,770,853 

Balance September 30, 2010    275,663,344  $  2,770,853 

 

 

20 

The  following  provides  a  continuity  of  Trust  units  and  Exchangeable  LP  units  from  January  1,  2010  up  to  the Conversion on June 1, 2010.  

Trust units    Number    Amount 

Balance December 31, 2009    275,516,778  $    2,769,338 

Issued on redemption of non‐management directors DSU’s    28,586      154 

Cancellation of units owned by dissenting unitholders      (840)      (9) 

Balance  May 31, 2010    275,544,524  $    2,769,483 

 

 

Exchangeable LP units    Number      Amount 

Balance December 31, 2009 and May 31, 2010    118,820  $  1,370 

 

Summary      Number      Amount 

Trust units    275,544,524  $  2,769,483 

Exchangeable LP units    118,820    1,370 

Unitholders’ capital, May 31, 2010    275,663,344  $    2,770,853 

 Pursuant  to  the Arrangement, any unitholder of  the Trust could dissent and be paid  the  fair value of  the units, being  the  trading price of Trust units at  the close of business on  the  last business day prior  to  the Annual and Special Meeting of Unitholders on May 11, 2010. As a result a total of 840 units were repurchased for cancellation for  six  thousand dollars, of which a discount of  three  thousand dollars over  the  stated  capital was  credited  to contributed surplus.  (c) Contributed surplus 

        Amount 

Balance December 31, 2009      $  4,063 

Share based compensation expense        4,891 

Redemption of non‐management directors DSU’s        (154) 

Cancellation of units owned by dissenting unitholders        3 

Balance September 30, 2010      $  8,803 

 4.  Income Taxes  The provision for income taxes differs from that which would be expected by applying statutory Canadian income tax rates.  A reconciliation of the difference at September 30 is as follows:    Three months ended September 30,  Nine months ended September 30,   

  2010    2009    2010    2009 

                 

Earnings  before income taxes                                   $  61,452  $  89,451  $  66,557  $  203,945 

Federal and provincial statutory rates    28%      29%                28%      29% 

Tax at statutory rates                                         $  17,207  $  25,941  $  18,636  $  59,144 

Adjusted for the effect of:                 

Non‐deductible expenses      4,879    1,644    5,343    6,372 

Non‐taxable capital gains    (128)    (16,248)    (128)    (16,816) 

Income taxed at lower rates    (19,191)    (1,388)    (21,173)    (36,812) Income to be distributed to unitholders, not subject to tax in the Trust  –  (202) 

 – 

 (2,525) 

21 

Other    (2,393)    8,008    7,331    7,994 

Income tax expense   $  374  $  17,755  $  10,009  $  17,357 

 5.  Bank Indebtedness  During the second quarter of 2010 a U.S. subsidiary of the Corporation arranged a new US$15.0 million secured operating facility with a U. S. bank. Advances under this facility are available at the bank’s prime lending rate.  In total the Corporation and its subsidiaries have $25.0 million and US$15.0 million of secured operating facilities. At September 30, 2010 no amounts were drawn on these  facilities.   Availability of the $25.0 million  facility was reduced by outstanding letters of credit in the amount of $0.7 million at September 30, 2010.  6. Long‐Term Debt       September 30, 

  2010 

   December 31, 

  2009 

       

Secured facility:       

  Term Loan A  $ 271,018  $  288,887 

  Term Loan B    327,208    422,097 

  Revolving credit facility    –    – 

Unsecured senior notes    175,000    175,000 

    773,226    885,984 

Less net unamortized debt issue costs    (89,452)    (137,036) 

    683,774    748,948 

Less current portion    (4,483)    (223) 

  $  679,291  $  748,725 

 

At September 30, 2010 the Term Loan A facility consists of a term A‐1 facility denominated  in U.S. dollars  in the amount of 

US$245.3 million and a term A‐2 facility denominated in Canadian dollars in the amount of $18.4 million.  

 

At September 30, 2010 the Term Loan B facility consists of a term loan B‐1 facility and a term loan B‐2 facility denominated in 

U.S. dollars in the amounts of US$270.3 million and US$47.4 million, respectively.  

 

During  the second quarter of 2010,  the  terms of  the secured  facility were amended  to  lower the LIBOR  floor  for  the Term 

Loan B facility to 1.75% from 3.25% and lower the LIBOR interest rate margin on existing loans under the Term Loan B facility 

to 5.0% from an average interest rate margin of 6.45%.  The secured facility was also amended to provide for the payment in 

certain circumstances by Precision to lenders under the Term Loan B facility of a fee equal to 1.0% of the aggregate principal 

amount of  loans  subsequently prepaid or  re‐priced under  the Term Loan B  facility on or prior  to September 30, 2011.    In 

connection with the amendments to the secured facility, non‐consenting holders of US$74.0 million in loans under the Term 

Loan B facility were repaid. After the amendment the current blended cash interest cost of Precision’s debt is approximately 

7.0%.  

 

In addition, the revolving credit facility lending capacity increased by US$150.0 million to US$410.0 million and is available to 

Precision to finance working capital needs and for general corporate purposes.  Availability of the revolving credit facility was 

reduced at September 30, 2010 by outstanding letters of credit of US$24.9 million. 

 

During  the  first quarter of  2010 Precision  amended  certain  covenants  and  terms  contained  in  the  secured  facility.  These 

amendments included an increase in the leverage ratio test from 3.00:1 to 3.50:1 through December 31, 2011, a decrease in 

the  interest  coverage  ratio  test  from 3.00:1  to 2.75:1  through December 31, 2011 and  the  removal of  the  restrictions on 

expansion related capital expenditures (limitations on total capital expenditures remained unchanged). 

22 

At September 30, 2010 mandatory principal repayments are as follows: 

     

For the twelve month periods ended September 30,     

2011  $  4,483 

2012    55,094 

2013    71,243 

2014    467,406 

2015    58,333 

Thereafter    116,667 

 7. Accumulated Other Comprehensive Loss  Balance, December 31, 2009  $  (297,497) 

  Unrealized foreign currency translation     (29,162) 

Balance, September 30, 2010  $  (326,659) 

 8. Share Based Compensation Plans  The Conversion did not result in any significant changes to Precision’s share based compensation plans except that certain elements of the plans that were based on the Trust’s unit price prior to the Conversion are now based on Precision’s common share price.  (a) Officers and Employees During 2009 Precision  introduced  two new share based  incentive plans  to  replace  the Performance Saving Plan and the Long‐Term Incentive Plan.  Under the Restricted Share incentive plan shares granted to eligible employees vest annually over a three year term.  Vested shares are automatically paid out in cash in the first quarter of the year  following  vesting at a  value determined by  the  fair market  value of  the  shares as at December 31 of  the vesting year.  Under the Performance Share incentive plan shares granted to eligible employees vest at the end of a three year term.  Vested shares are automatically paid out in cash in the first quarter following the vested term at a value determined by the fair market value of the shares at December 31 of the vesting year and based on the number of performance shares held multiplied by a performance factor that ranges from zero to two times. The performance factor is based on Precision achieving a predetermined rate of return on capital employed and share price performance compared to a peer group over the three year period.  As at September 30, 2010 $2.9 million is included in accounts payable and $7.3 million in long‐term liabilities for the plans. Included in net earnings for the three and nine months ended September 30, 2010  is an expense of $2.1 million  (2009  ‐ $2.9 million) and $5.6 million (2009 ‐ $5.3 million), respectively.    Notwithstanding  that  the Performance Savings Plan was replaced  in 2009, certain  liabilities continue  to exist as eligible participants were  able  to  elect  to  receive  a portion of  their  annual performance bonus  in  the  form of deferred shares.  All deferred shares must be redeemed within 60 days of ceasing to be an employee of Precision or by the end of the second full calendar year after receipt. A summary of the deferred shares outstanding un