UNITED STATESSECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION

WASHINGTON, D.C. 20549

FORM 6-K

REPORT OF FOREIGN PRIVATE ISSUERPURSUANT TO RULE 13a-16 OR 15d-16

UNDER THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934Date of Report: January 2, 2017

Commission File Number 001-35345

PACIFIC DRILLING S.A.8-10, Avenue de la Gare

L-1610 Luxembourg(Address of principal executive offices)

Indicate by check mark whether the registrant files or will file annual reports under cover of Form 20-F or Form 40-F.

Form 20-F  ☒     Form 40-F  ☐

Indicate by check mark if the registrant is submitting the Form 6-K in paper as permitted by Regulation S-T Rule 101(b)(1):

Yes  ☐     No  ☒

Indicate by check mark if the registrant is submitting the Form 6-K in paper as permitted by Regulation S-T Rule 101(b)(7):

Yes  ☐     No  ☒

Indicate by check mark whether the registrant by furnishing the information contained in this Form, is also thereby furnishing theinformation to the Commission pursuant to Rule 12g3-2(b) under the Securities Exchange Act of 1934.

Yes  ☐     No  ☒

If “Yes” is marked, indicate below the file number assigned to the registrant in connection with Rule 12g3-2(b):   

 

INFORMATION CONTAINED IN THIS FORM 6-K REPORT Background In November 2016, Pacific Drilling S.A. (the “Company” and, together with its subsidiaries, the “Companies”, “we” or “our”), executednon-disclosure agreements (“NDAs”) with certain unaffiliated beneficial holders (collectively, the “Creditors”) of the 7.25% SeniorSecured Notes due 2017 issued by Pacific Drilling V Ltd, an indirect, wholly-owned subsidiary of the Company (“2017 Notes”), theTerm Loan B maturing 2018 borrowed by the Company (“2018 TLB”) and the 5.375% Senior Secured Notes due 2020 issued by theCompany (“2020 Notes” and, together with the 2017 Notes and 2018 TLB, the “Indebtedness”) to facilitate discussions with theCreditors concerning the restructuring of the Companies’ capital structure (the “Restructuring”). Pursuant to the NDAs, the Company agreed to disclose publicly after a specified period, if certain conditions were met, that the Companyand the Creditors had engaged in discussions concerning the Companies’ capital structure, information regarding such discussions andcertain confidential information concerning the Companies that the Companies had provided to the Creditors. Filed as Exhibit 99.1 to this current report on Form 6-K (this “Form 6-K”) is a presentation containing certain confidential informationconcerning the Companies that the Companies provided to the Creditors. Status of Negotiations with Creditors As of the date hereof, the Creditors have not agreed to extend their NDAs.  The information included in this Form 6-K is being furnished,in part, to satisfy the Company’s public disclosure obligations under the NDAs.  While no agreement has been reached, the Company iscontinuing discussions with its creditors on the terms of a potential Restructuring. In connection with discussions regarding the Restructuring, the Company proposed a transaction in which the Creditors would extend thematurity date of the Indebtedness to between the fourth quarter of 2021 and the second quarter of 2022, in exchange for incrementaleconomics and newly issued shares of the Company.  The Creditors have rejected the Company’s proposal, requesting instead theissuance to them of a significant amount of the equity of the Company.  Currently there is no consensus as to the form or structure of anyRestructuring.  The information contained in this Form 6-K shall not be deemed “filed” for purposes of Section 18 of the Securities Exchange Act of1934, as amended, or otherwise subject to the liabilities of that section, nor shall it be deemed incorporated by reference into any of theCompany’s filings under the Securities Act of 1933, as amended, or the Securities Exchange Act of 1934, as amended, whether madebefore or after the date hereof and regardless of any general incorporation language in such filings, except to the extent expressly set forthby specific reference in such a filing. The filing of this Form 6-K shall not be deemed an admission as to the materiality of anyinformation herein. Disclosure Regarding Forward-Looking Statements Certain statements and information contained herein constitute “forward-looking statements” within the meaning of the safe harborprovisions of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995, and are generally identifiable by the use of words such as “believe,”“estimate,” “expect,” “forecast,” “our ability to,” “plan,” “potential,” “projected,” “target,” “would,” or other similar words, which aregenerally not historical in nature. The forward-looking statements speak only as of the date hereof, and we undertake no obligation topublicly update or revise any forward-looking statements after the date they are made, whether as a result of new information, futureevents or otherwise. Our forward-looking statements express our current expectations or forecasts of possible future results or events, including our futurefinancial and operational performance; revenue efficiency levels; market outlook; forecasts of trends; future client contract opportunities;contract dayrates; our business strategies and plans and objectives of management; estimated duration of client contracts; backlog; ourability to repay our debt; expected capital expenditures and projected costs and savings. 

 

Although we believe that the assumptions and expectations reflected in our forward-looking statements are reasonable and made in goodfaith, these statements are not guarantees and actual future results may differ materially due to a variety of factors. These statements aresubject to a number of risks and uncertainties, many of which are beyond our control. Important factors that could cause actual results todiffer materially from our expectations include: the global oil and gas market and its impact on demand for our services; the offshoredrilling market, including reduced capital expenditures by our clients; changes in worldwide oil and gas supply and demand; rigavailability and supply and demand for high-specification drillships and other drilling rigs competing with our fleet; costs related tostacking of rigs; our ability to enter into and negotiate favorable terms for new drilling contracts or extensions; our substantial level ofindebtedness; possible cancellation, renegotiation, termination or suspension of drilling contracts as a result of market changes or otherreasons; and the other risk factors described in the Company’s filings with the SEC, including the Company’s Annual Report on Form20-F and Current Reports on Form 6-K. These documents are available through the Company’s website at www.pacificdrilling.com or through the website of the U.S. Securities& Exchange Commission at www.sec.gov.

  

 

 SIGNATURES

 Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its

behalf by the undersigned, thereunto duly authorized.  

             

Pacific Drilling S.A.(Registrant)

Dated: January 2, 2017 By /s/ Lisa Manget BuchananLisa Manget BuchananSVP, General Counsel & Secretary

 

 

 Index of Exhibits

         

            Exhibit    Number         Description of Exhibit Exhibit 99.1     Presentation, dated January 2, 2017, titled: “Creditor Presentation.”  

  

Exhibit 99.1 

CreditorPresentationJanuary 2,2017

  

 

Disclaimer 2 DisclaimerTHIS PRESENTATIONIS NOT AN OFFER ORINVITATION TO BUYOR SELL SECURITIESIN ANY JURISDICTION.This presentation containssummary information onlyand does not purport to becomprehensive and is notintended to be (and shouldnot be used as) the solebasis of any analysis orother evaluation. Norepresentation or warranty,express or implied, is madeor given by or on behalf ofus or any of our respectivedirectors, officers,employees, agents,affiliates, advisors or anyperson acting on theirbehalf, as to, and noreliance should be placedon, the accuracy,completeness or fairness ofthe information or opinionscontained in thispresentation and noresponsibility or liability isassumed by any suchpersons for any suchinformation or opinions orfor any errors or omissions.All information presentedor contained in thispresentation is subject toverification, correction,completion and changewithout notice. In givingthis presentation, neitherwe nor any of ourrespective directors,officers, employees, agents,affiliates, advisors or anyperson acting on theirbehalf, undertakes anyobligation to amend,correct or update thispresentation or to providethe recipient with access toany additional informationthat may arise in connectionwith it. Neither we nor anyof our respective directors,officers, employees, agents,affiliates, advisors or anyperson acting on theirbehalf, shall have anyliability whatsoever (innegligence or otherwise)for any loss whatsoeverarising from any use of thispresentation, or otherwisearising in connection withthis presentation. Thispresentation has beenprepared for informationpurposes only, and does notconstitute or form part of,and should not be construedas, any offer, invitation orrecommendation topurchase, sell or subscribefor any securities in anyjurisdiction and neither theissue of the information noranything contained hereinshall form the basis of or berelied upon in connectionwith, or act as aninducement to enter into,any investment activity.This presentation does notpurport to contain all of theinformation that may berequired to evaluate anyinvestment in the companyor any of its securities andshould not be relied upon toform the basis of, or berelied on in connectionwith, any contract orcommitment or investmentdecision whatsoever. Thispresentation is intended topresent backgroundinformation on ourcompany, its business andthe industry in which itoperates and is not intendedto provide completedisclosure upon which aninvestment decision couldbe made. The terms“Adjusted EBITDA” and“Adjusted EBITDAMargin” used in thispresentation are non–GAAP financial measures,and the reconciliations tothe most comparableGAAP financial measuresare available on ourwebsite atwww.pacificdrilling.com.Forward-lookingStatements Certainstatements and informationcontained herein constitute“forward-lookingstatements” within themeaning of the safe harborprovisions of the PrivateSecurities LitigationReform Act of 1995, andare generally identifiableby the use of words such as“believe,” “estimate,”“expect,” “forecast,” “ourability to,” “plan,”“potential,” “projected,”“target,” “would,” or othersimilar words, which aregenerally not historical innature. The forward-looking statements speakonly as of the date hereof,and we undertake noobligation to publiclyupdate or revise anyforward-looking statementsafter the date they aremade, whether as a result ofnew information, futureevents or otherwise. Ourforward-looking statementsexpress our currentexpectations or forecasts ofpossible future results orevents, including our futurefinancial and operationalperformance; revenueefficiency levels; marketoutlook; forecasts of trends;future client contractopportunities; contractdayrates; our businessstrategies and plans andobjectives of management;estimated duration of clientcontracts; backlog; ourability to repay our debt;expected capitalexpenditures and projectedcosts and savings. Althoughwe believe that theassumptions andexpectations reflected inour forward-lookingstatements are reasonableand made in good faith,these statements are notguarantees and actual futureresults may differmaterially due to a varietyof factors. These statementsare subject to a number ofrisks and uncertainties,many of which are beyondour control. Importantfactors that could causeactual results to differmaterially from ourexpectations include: theglobal oil and gas marketand its impact on demandfor our services; theoffshore drilling market,including reduced capitalexpenditures by our clients;changes in worldwide oiland gas supply and demand;rig availability and supplyand demand for high-specification drillships andother drilling rigscompeting with our fleet;costs related to stacking ofrigs; our ability to enterinto and negotiate favorableterms for new drillingcontracts or extensions; oursubstantial level ofindebtedness; possiblecancellation, renegotiation,termination or suspensionof drilling contracts as aresult of market changes orother reasons; and the otherrisk factors described in theCompany’s filings with theSEC, including theCompany’s Annual Reporton Form 20-F and CurrentReports on Form 6-K.These documents areavailable through theCompany’s website atwww.pacificdrilling.com orthrough the website of theU.S. Securities & ExchangeCommission atwww.sec.gov.

  

 

Contents I.CompanyOverviewII. Oil andOffshoreRig MarketOutlook III.Summary ofIllustrativeScenariosScenario AScenario B3

  

 

I.CompanyOverview4

  

 

5 Incorporatedin 2008,operationalsince 2010 Theonly pure-playhighspecificationultra-deepwateroffshore drillerProvenexperience inNigeria, USGOM andBrazil withleadingdeepwateroperatorsStrong,experiencedmanagementteam 7drillships ofthe highestspecificationNo newbuildcommitments~1,000employeesPacificDrilling at aGlance PacificDrilling is wellpositioned tobenefit fromthe market’srecovery

  

 

6 Modern,competitive,andhomogeneousfleet PacificMistral(Constructioncompleted2011) PacificBora(Constructioncompleted2010) PacificScirocco(Constructioncompleted2011) PacificSanta Ana(Constructioncompleted2011) PacificKhamsin(Constructioncompleted2013) PacificSharav(Constructioncompleted2014) PacificMeltem(Constructioncompleted2014)

  

 

PacificDrillingdistinguishedby operationalexcellence andcostmanagementOperationalexcellencemoreimportant thanever: expectmarket to bevery tough forat least 18months -Clients wantrigs thatdeliver -PACDmanagementfocused onminimizingdowntime andmaximizing rigefficiency -PACD hashighestaverage rigcapability andindustry-leading UDWoperatingperformanceCostmanagement iskey, whilemaintaininglonger-termoptionality andmarketability -Cost savingsinitiativesgenerating >$160 millionin annual runrate savingscompared to2014 peak,which is areduction of>30% - Opexreduced byapproximately$54,000 perday peroperating rigsincebeginning of2014 -Maintainingability torestart idle rigswithin 90 daysof contractaward, whilesignificantlyreducing smartstacking coststo ~$30k perday per rigSucceeding ina ToughMarket 7

  

 

Clients wantrigs thatdeliver Mean96.4%ExceptionalServiceQuality andRevenueCapture 8 Last19 rig-years at>95% averageuptime Highestefficiency rigsin the industry- Sharav rantwo casingstrings inexcess of 2million pounds- Bora, Mistraland Sciroccocompleted 5-Yearregulatoryclassinspectionswith no impacton revenue andno significantcapex -Khamsinadded a secondBOP onboard,fullycommissionedin-house Post-shakedownfleet revenueefficiencyMean 96.4%(%) 100 95 9085 80 75 70 6560 55 50 2014Q2 2014 Q32014 Q4 2015Q1 2015 Q22015 Q3 2015Q4 2016 Q12016 Q2 2016Q3 97.1 95.998.4 95.2 95.590.8 97.3 97.799.0 97.0

  

 

Strong CostManagement 9Daily RigOpex ($’000)9 120,000130,000140,000150,000160,000170,000180,000190,000 1Q142Q14 3Q144Q14 1Q152Q15 3Q154Q15 1Q162Q16 3Q16

  

 

PACD Has Ledthe Industry withSmart Stacking,which IsOperationallyComparable toHot Stacking 10Pre-Smart Stack(Ramp Down)Initial stagecritical to successof eventualRamp-Up Totaltop downcleaning of rigComprehensiveequipmenthealth-check isperformed 1-yearPreventiveMaintenanceSystem (PMS)routineperformed atminimum for allequipment 5-yearly PMSroutineperformed on alldrillingequipment AnyPMS routinesdue in next 2.5years areperformed SmartStacking keepsthe rig in anadvanced hotstatus – ready towork in 90 daysSmart stackingefficiencies havelowered dailycosts from initialforecasted levelsof $80-$100k/dto ~$30k/dSmart-StackPeriod Allequipment is keptin hot conditionand periodicallyfunctionedMinimum crewof 15 persons isretained on boardto maintain Classcompliance andperformmaintenance 90-day Back-to-Work List iscontinuouslymonitored toensure Ramp Upwill be executedin the time frame“Marketingcrew” maintainedfor immediatedeployment toany contractedrig Post-SmartStack (Ramp Up)90-day ramp upincludesmobilization,country-specificapproval/permitsand 3rd partyinstallation CrewRamp-Upassembles full rigcrew andincludes refreshertraining andmaintenanceMaintenanceroutines arereactivated tooperational modeDrillingSimulation testsand clientacceptancetesting isperformed 10

  

 

II. OilandOffshoreRigMarketOutlook11

  

 

Market OutlookSummary 12Anticipated SupplyGap Will DriveDeepwater DrillingRecovery Demandgrowth, combinedwith decliningproduction, isexpected to create a‘supply gap’ thatwill requiresignificant newproduction, a largeportion of whichmust be achievedthrough offshore /deepwaterexploration andproductionUninterruptedgrowth in demandfor oil continuesThe significant dropin wells drilled(~44%) is expectedto keep declinerates abovehistorical levels inthe near termCurrent explorationactivity is notadequate to replacereserves Offshore /Deepwater isEssential to FutureGlobal Oil Supplyand is BecomingMore Cost-Competitive Thefuture supply gapthat is being createdthrough expenditurecuts will increasethe call on offshore/ deepwaterPressure on OPECto reduce supply,and non-OPECsupply decliningDeepwater iscritical to themajorsOffshore/deepwatera substantial portionof commercialreserve baseInsufficientalternatives tooffshore/deepwaterThe current lownumber of newoffshore projectsanctions andreduced spendingmust ultimately bereversed The majorshave achievedsignificant costreductions, makingdeepwater projectsmore attractive atlower oil pricesShell: Projectbreakevens for pre-FID deepwaterprojects have beenreduced to $45 perbarrel on averageStatoil: Averagebreakeven pricesfor future projectson Norwegiancontinental shelfhave been reducedfrom $70 per barrelto approximately$40 per barrel BP(Mad Dog Phase 2,GoM): Costestimates reduced toless than $9 billionfrom prior estimateof $20 billion

  

 

Market OutlookSummary(Cont’d) 13Offshore ServicesIndustry isCutting Costs andIncreasingEfficiency,Contributing toDeepwaterCompetitivenessRaft of strategiccombinations andalliances amongoffshore servicecompanies aimedat driving downcosts andenhancingproductionefficiencythrough processefficiencies,standardisation,new technologyandconsolidation, forexample: Mergerof FMC andTechnip(integrated“wellhead totopside”approach)Schlumberger’sOneSubsea JVand subsequentacquisition ofCameron(integrated“reservoir towellhead”approach)OneSubsea’sSURF andoffshore wellinterventionalliances withSubsea 7 andHelix,respectivelyRebalancing ofOffshore RigSupply isAlreadyUnderwayRetirement ofolder, lesscapable assetsalready underwaySignificantnumber of rigshave already leftthe market andmore will follow:60+ floaters havebeen retired sinceQ3 2014 30+floaters > 30years that are idlewithout follow-on work could beretired 20+floaters > 30years that havecontractsexpiring beforeYE 2017 couldalso be retiredLarge number ofnewbuild delaysand cancellations6G and 7G rigswill becomeincreasinglyimportantModern high-spec drillshipsare alreadypreferred in allwater depths Pathto supply-demandbalance is visibleHistorical datashows that whenmarketedutilisationreaches c88%,dayrates increaseexponentiallyPacific Drilling isWell Positionedto Continue to bea Leader as theMarket RecoversPacific Drilling,with its young,high spec fleet iscompetitivelywell positionedto producesignificant cashflow in arecoveringmarket

  

 

Oil Supply-DemandBalanceForecastthrough 2020Forecast Note:assumes 5%decline rate onexistingproduction2018-2020DemandGrowthCombinedwithIncreasingDecline RatesWill RequireSignificantNewProduction 1465 70 75 80 8590 95 100 1052011 20122013 20142015 20162017 20182019 2020MillionBarrels perDay SupplySupplyInventoryDemand NewDemand(+1.2mmb/d)

  

 

mmb/d Year-over-yearchange inworld demandvaries butaverages ~1.3mmb/d inrecent yearsGrowth stillexpected toremain strongfrom anhistoricalperspective,even thoughmacro eventshave caused aprojectedreduction inthe rate ofgrowth Non-OECD Asia isexpected to bethe majorsource of oildemandgrowthUninterruptedGrowth inDemand forOil Continues15 Source:IEA OilMarketsReports Worldoil demand hasnever declinedy-o-y on anabsolute basisin modernhistory 1.1 1.21.3 1.0 1.8 1.41.3 0 0.5 1 1.52 2011 20122013 20142015 20162017 Year -Ov er - Yearmmb/d Growthin World OilDemandHistoric OilDemandGrowthProjected OilDemandGrowth

  

 

16 TheSignificantDrop inWellsDrilled(~44%) isExpected toKeepDeclineRates AboveHistoricalLevelsWellsDrilledGloballyAverageDeclineRates forMature Oilnon-OPECfields, %

  

 

CurrentExplorationActivity NotAdequate toReplaceReserves 17ConventionalOil and GasDiscoveriesBn-bbl US-$bnConventionalExplorationExpenditure 010 20 30 40 5060 2005 20062007 20082009 20102011 20122013 20142015 Oil andcondensateGas 0 20 40 6080 100 20042005 20062007 20082009 20102011 20122013 20142015 2016

  

 

~1mmb Resourcedevelopment needs tostart >3 years inadvance of productionto fill gap SupplyGrowth PotentialSupply- Demand GapThe Expected SupplyGap Will Require AllAvailable Sources andIncrease the Call onOffshore/Deepwater18 ~4mmb ~7mmbAccording to the EIA,OPEC supply rose to arecord 33.6 mb/d inSeptember 2016, butthe OPEC group hasagreed to cut supply tobetween 32.5 mb/dand 33 mb/d, with thedetails to be set byend-November 2016.Non-OPEC supply isforecast to drop by 0.9mb/d in 2016, affectedsignificantly bychanges in U.S. tightoil production, whichhas high decline ratesfor production andrelatively shortinvestment horizons 05 10 15 20 2018 20192020 Potential Call onDeepwater beyondSanctioned ProjectsDemand Gap (prevslide) Opec SpareCapacity 50% ofDisruptions backOnline Shale (+1mmbannually)Conventional Storageto Normal LevelsOffshore Sanctioned

  

 

OffshoreGreenfieldProjectCommitmentsHistoricallylow projectsanctions in2016 Less thanhalf volumesfrom 2011-2014 TheCurrent LowNumber ofNew OffshoreProjectSanctions andReducedSpending MustUltimately beReversed 19Oil ProductionCapexForecastSpending isprojected todrop ~60%from 2014-16,then recover ata ~16%CAGR Costdeflation(including rigdayrates)meansspendingestimatesportray astrongerdemand forrigs andservices thanthe top linenumbersindicateAnalystestimates foroffshore capexshow a 10-15% decline in2017, with a10-15%recovery in2018 US-$bn

  

 

Costs havedeclined to~2007 levelsIndex has fallen~30% but thisdecline onlyrepresentsrealized changesBrownfield/tie-back projectshave even greatercost deflation dueto drilling costsas a percent oftotal costs Morethan 400deepwaterdiscoveries haveyet to bedevelopedDeepwater costreductions havenot fully workedthrough thesystem due tolong term natureof offshoreprojectsStandardization,developmentredesigns, costdeflation, andsupplierconsolidation candeliversustainableprojectimprovementsThe Majors HaveAchievedSignificant CostReductionsMakingDeepwaterProjects MoreAttractive atLower Oil Prices20 Cost Index(2000=100)$/BOE -20% -20% 100 120140 160 180 200220 240 20002002 2004 20062008 2010 20122014 2016 IHSUpstream CapitalCost Index 0 2550 75 2014 costsNear-termrealized costsMid-termpotential costsAvg. GOMGreenfield Break- even CostsDevelopmentDrilling FacilitiesEquipmentSubsea OperatingexpenseGovernment take

  

 

8 Contracted vsAvailable Rigs byGenerationContracted 6th genContracted 5th genContracted Below5th gen Demand,ranged (source:Analyst Range)2016 2017 20182019 2020Uncontracted 6thgen Uncontracted5th genUncontractedBelow 5th genExpected ColdStacking/ScrappingUndeliveredNewbuilds 21Rebalancing ofOffshore RigSupply AlreadyUnderwayRecoveryTimeframe Late2017 – Mid 2019

  

 

# of RigsDeliveredTotal # ofFloaters inFleetSignificantNumber ofOld RigsHaveAlreadyLeft theMarket andMore WillFollow 22 040 80 120160 200 240280 320 0 510 15 20 2530 35 401970 19751980 19851990 19952000 20052010 20152020FloaterFleet byDeliveryYearRemovedFrom FleetTotalFloaterFleet (RHS)

  

 

ProjectedFloaterFleetChangesNote: Coldstacking isassumedafter a rig isstacked formore thansix monthsor afterannouncedAbs.Growth %Change 6thGen + 1111% 5thGen -31 -39% 4thGen -19 -55% 3rdGen - -111 -74%Additionsinclude 40newbuilds(7 Sete) tobe deliveredthrough2018,though webelieve allare at riskfor delaysand someforcancellationAdditionsRemovals(355) (206)6G and 7GRigs WillBecomeIncreasinglyImportant23 103 4915 40 Endof 2018 9279 34 1502015 PeakFleet -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40PriorScrappedPrior ColdStacked2016 20172018

  

 

Floater FleetUtilizationModern High-SpecDrillships areAlreadyPreferred inAll WaterDepths 2460% 34% 6%High - SpecFloaterOperatingDepth Lessthan 4,5004,500-7,4997,500 orgreater 23%9% 68%CurrentFloater MarketAreas HarshEnvironmentNiche MarketGlobalTemperate30% 40%50% 60%70% 80%90% 100%2008 20092010 20112012 20132014 20152016Utilization 0-10 years (~6thGen)Utilization 10-20 years (~5thGen)Utilization 20-30 years (~4thGen)Utilization>30 years(~3rd Gen)

  

 

8 Contractedvs AvailableRigs byGenerationContracted 6thgen Contracted5th genContractedBelow 5th genDemand,ranged(source:AnalystRange) 20162017 20182019 2020RecoveryTimeframeLate 2017 –Mid 2019Note:marketedutilization of88% excludesundeliverednewbuildsUncontracted6th genUncontracted5th genUncontractedBelow 5th genUndeliveredNewbuilds88% marketedutilization MidDemandScenario LowDemandScenario HighDemandScenario 25Path toSupply-DemandBalance IsVisible X X XX

  

 

Percentage offleetcompositionby rigcapability andtype PacificDrilling RigClassificationIndex(SpecificationScaleExclusivelyFloaters)PACD Has theNewest andMost CapableFleet ToAddress thisMarketDemand 26100% 79%40% 42%30% 20%18% 13%15% 14%14% 8% 21%20% 18%15% 7% 8%27% 13%46% 7% 43%42% 21%47% 18%87% 63%PacificDrilling OceanRig SeadrillAtwoodTransoceanNobleDiamondOffshoreRowan EnscoHigh SpecStandard SpecLow SpecJackup

  

 

III.Summary ofIllustrativeScenariosScenario AScenario B27

  

 

IllustrativeScenariosPacificDrillinggenerally doesnot publiclydisclosedetailedprospectivefinancialinformation.However, inconnectionwith itsdiscussions ofa restructuringwith itscreditors andtheir advisors,PacificDrillingdevelopedillustrativefinancialscenariosreflecting twodifferentscenarios forthe timing andspeed of adrilling marketrecovery.Thesescenarios donot constitutefinancialforecasts orreflectmanagement’sexpectations ofits forecastfinancialperformance.Managementof PacificDrillingprepared theseillustrativefinancialscenarios frominformationprovided byindustrymarket dataproviders andinternalfinancialinformationbased onreasonableexpectations,beliefs,opinions, andassumptions ofmanagement atthe time theywere made.The illustrativefinancialscenarios werenot preparedwith a viewtowards publicdisclosure andwere notprepared inaccordancewith generallyacceptedaccountingprinciples(“GAAP”) orpublishedguidelinesestablished bythe AmericanInstitute ofCertifiedPublicAccountantsfor preparationandpresentation of“prospectivefinancialinformation.”The inclusionof theillustrativefinancialscenarios inthispresentationshould not beregarded as anindication thatPacificDrilling or anyother personconsidered, ornow considers,thisinformation tobe predictiveof actual futureresults, anddoes notconstitute anadmission orrepresentationby any personthat suchinformation ismaterial, orthat theexpectations,beliefs,opinions, andassumptionsthat underliesuchillustrativefinancialscenariosremain thesame as of thedate of thisCurrent Reporton Form 6-K,and readers arecautioned notto place unduereliance on theprospectivefinancialinformation.Neither theindependentauditor ofPacificDrilling or anyotherindependentaccountant hasexamined,compiled, orperformed anyprocedureswith respect tothe prospectivefinancialinformationcontainedherein and,accordingly,none hasexpressed anyopinion or anyother form ofassurance onsuchinformation oritsachievabilityand noneassumes anyresponsibilityfor theprospectivefinancialinformation.Theprospectivefinancialinformation: -is speculativeby its natureand was basedupon numerousexpectations,beliefs,opinions, andassumptions, asfurtherdescribedbelow, whichare inherentlyuncertain andmany of whichare beyond thecontrol of theCompanies andmay not proveto be accurate;- does notnecessarilyreflect currentestimates orexpectations,beliefs,opinions, orassumptionsthat themanagement ofPacificDrilling mayhave aboutprospects fortheCompanies’business,changes ingeneralbusiness oreconomicconditions, orany othertransaction orevent that hasoccurred orthat may occurand that wasnot anticipatedat the time theinformationwas prepared;- may notreflect currentresults orfutureperformance,which may besignificantlymore favorableor lessfavorable thanas set forthbelow; and - isnot, and shouldnot beregarded as, arepresentationthat any of theexpectationscontained in,or forming apart of, theillustrativefinancialscenarios willbe achieved.All of thefinancialinformationcontained inthis sectionentitled“Summary ofIllustrativeScenarios” isforward-looking innature. Theinformation issubjective inmany respectsand thussubject tointerpretation.Further, theinformationrelates tomultiple futureyears and suchinformation byits naturebecomes lesspredictive witheachsucceedingyear. PacificDrilling cannotprovideassurance thatthe financialprojectionswill berealized;rather, actualfuture financialresults mayvary materiallyfrom theforward-lookinginformationpresentedherein. Exceptas required bylaw, PacificDrilling doesnot currentlyintend toupdate orrevise publiclyany of theinformationpresentedherein toreflectcircumstancesor other eventsoccurring afterthe date thefinancialprojectionswere preparedor to reflectthe occurrenceof futureevents. Theseconsiderationsshould betaken intoaccount inreviewing theillustrativefinancialscenarios,which wereprepared as ofan earlier date.For additionalinformation onfactors thatmay causeactual futurefinancialresults to varymateriallyfrom theinformationpresentedherein, see thesection entitled“CautionaryNoteRegardingForward-LookingStatements” onthe first slideof thispresentation.The followinginformationwas preparedfor theparticularpurpose ofundertakingdiscussionswith creditorsand not for thepurpose ofassessing thevalue orinvestmentmerits of ourdebt or equityand so shouldnot be used forthat purpose.28

  

 

Overview ofIllustrativeScenariosRevenueDrivers TheCompany hasprepared twoillustrativescenarios (the“IllustrativeScenarios”) (i)A scenario(“Scenario A”)which isconsistent withthe “LowDemandScenario”illustrated inthe MarketOutlooksectionpresentedearlier (seepage 25) (ii) Asecond moreconservativescenario(“Scenario B”)which assumesthat therecoveryreflected inScenario A isdeferred byapproximatelyone year (eventhoughScenario A isbased on the“Low DemandScenario”)Key revenuedrivers includethe following29 Averagedayrate forNew Contracts($’000) RigsEmployed onNew Contracts(#) The soleexistingcontractbeyond H12017 is for theSharav at$551k/day,ending in Q2‘19 NewContracts Only100 150 200250 300 350400 450 500550 600 1H 172H 17 1H 182H 18 1H 192H 19 1H 202H 20 1H 212H 21 1H 222H 22 - 1.02.0 3.0 4.0 5.06.0 7.0 8.0 1H17 2H 17 1H18 2H 18 1H19 2H 19 1H20 2H 20 1H21 2H 21 1H22 2H 22 -500 2H 16 1H17 2H 17 1H18 2H 18 1H19 2H 19 1H20 2H 20 1H21 2H 21 1H22 2H 22Scenario AScenario BScenario C

  

 

Overview ofIllustrativeScenariosOther KeyAssumptionsKey operatingcost and othercash flowdrivers includethe following30 Fleet OpexBetween$135k and$151k per dayfor contractedvessels1 $30kper day forsmart-stackedrigsDepreciationc.$37m pervessel per yearOtherExpensesShore-basedexpenses –Between $21mand $39m perannum SG&A– Between$53m and$58m perannum Surveycosts – c.$3mper annumCapEx $16min 2H 2016,$29m in 2017,$4m in 2018,$16m in 2019WorkingCapitalReceivabledays: 50 – 60Payable days:30 – 40 Taxes1.5% (GoMand Brazil) or6.0% (Nigeria)of contractdrillingrevenue OtherOperatingAssumptions(1) ExcludesMPD

  

 

Scenario AOverviewSummaryEarningsand CashFlowsScenario Aprojects thebeginning ofa marketrecovery in2018 andsignificantlyincreasedrevenue andAdjustedEBITDAduring theperiod 2019through2022 Thereduction inAdjustedEBITDAthat beganin 2016,reflectinglowerutilizationand dayrates asexistingcontractsroll off, isexpected tobottom in2017 31Revenue($m)AdjustedEBITDA($m) 5.3 5.13.8 5.5 7.07.0 Rigyears 2.07.0 106 117103 22 6292 109 44109 7.0ActualsForecastsAdj.EBITDA /rig year -200 400 600800 1,0001,200 1,4002014 20152016 20172018 20192020 20212022 - 200400 600 8001,000 1,2001,400 20142015 20162017 20182019 20202021 2022

  

 

Scenario AOverviewSummaryUnleveredFree CashFlowProjectedunleveredfree cashflow isexpected toreflect apositivepattern,beginning in2018,similar tothat ofprojectedAdjustedEBITDA 32AnnualUnleveredFree CashFlow ($m)CumulativeUnleveredFree CashFlow ($m) -100 200 300400 500 600700 800 9002017 20182019 20202021 2022 -500 1,0001,500 2,0002,500 3,0002017 20182019 20202021 2022

  

 

Scenario BOverviewSummaryEarningsand CashFlows 33Revenue($m)AdjustedEBITDA($m)Scenario Bprojects thebeginning ofa marketrecovery inearly 2019andincreasedrevenue andAdjustedEBITDAduring theperiod 2019through2022, albeitat lowerlevels thanin ScenarioA until 2022whennormalizedresults areexpectedagain Thereduction inAdjustedEBITDAthat beganin 2016,reflectinglowerutilizationand dayrates asexistingcontractsroll off, isexpected tobottom in2018 ratherthan in 2017as it is inScenario A5.3 5.1 3.81.5 6.0 7.07.0 Rigyears 1.57.0 106 117103 31 3980 109 Adj.EBITDA /rig year 50107 ActualsForecasts -200 400 600800 1,0001,200 1,4002014 20152016 20172018 20192020 20212022 - 200400 600 8001,000 1,2001,400 20142015 20162017 20182019 20202021 2022

  

 

Scenario BOverviewSummaryUnleveredFree CashFlowProjectedunleveredfree cashflow inScenario Bis expectedto reflect apositivepatternbeginning in2019 similarto that ofprojectedAdjustedEBITDA,albeit atlower levelsthan inScenario Auntil 2022whennormalisedresults areexpectedagain 34AnnualUnleveredFree CashFlow ($m)CumulativeUnleveredFree CashFlow ($m)(100) - 100200 300 400500 600 700800 9002017 20182019 20202021 2022 -500 1,0001,500 2,0002,500 20172018 20192020 20212022