The Future of Offshore Drilling:Beyond Ultra‐DeepChris Beckett, CEOPacific Drilling S.A.September 22, 2014

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Pacific Drilling: Committed to being the Preferred Ultra‐Deepwater Driller

• Only 100% high‐specification, ultra‐

deepwater fleet 

• NYSE: PACD

• Market Cap: $2.0 billion(1)

• Substantial growth and more to come

1Q2011 3Q2014

Number of Rigs 4 8

Number of operating rigs 0 6

Number of drilling contracts 2 6

Contract backlog (billion) $1.5 $3.0(2)

Number of employees ~500 ~1,600

1. Closing stock price of $9.34 as of September 19, 2014 and 217.3m shares outstanding.  2. As of September 1, 2014

Notion of Disruptive Technology

Source: Haiyang Li, Rice University3

“A new technology that gets its start away from the mainstream of a market and then, as its functionality improves over time, invades the main market” (C. Christensen, 1997)

Such new technology is disruptive because it may:

– Revolutionize industry structure and competition

– Make established strategies obsolete– Cause the decline of established companies

Established technology

(Kelly)Successful Successor technology (Top Drive)

Offshore Drilling: Over 100 years of technological progress

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Platforms enable drilling of first submerged wells

Jack-up drilling rigs

1895 1905 1915 1925 1935 1945 1955 1965 1975 1985 1995 2005 2015

Semi-submersible drilling rigs

Top drive

Large displacement ship-shape hull forms with dynamic positioning

Mobile offshore barge drilling rigs

Dual derrick, offline handling & rig floor automation

?

Newbuild cycles are driven by technology shifts

Source: IHS‐Petrodata5

2014

2010

2005

2000

1995

1990

1985

1980

1975

1971

Current floater fleet by delivery year

2nd Gen 3rd – 4th Gen 5th Gen 6th Gen +

5

10

15

20

25

30

Top driveBig hulls & DP

Rig automation & focus on rig efficiency

Rig capabilities drive fleet utilization

Source:  Utilization data from IHS‐Petrodata through June 30, 2014.  “2007‐Current” adjusted to remove impact of Ocean Courage and Petrobras 10,000 in 2009, which were subject to construction finance issues and unable to work.6

40

50

60

70

80

90

100

<1978

1979 ‐ 1997

1998 ‐ 2006

>2007

Floater utilization since 1985 by build cycle

Utilization %

New capabilities driven by client requirements

Source: Data from IHS EDIN; Copyright IHS 2014; Analysis by Pacific Drilling7

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1987

1991

1988

2013

200120001999

20022003

1994

199819971996

1993

1995

2011

2009

2012

2010

19861985

19831984

1989

1992

1990

2014

2004

2008

2005

20072006

>5,000 ft1,000 ‐ 5,000 ft<1,000 ft

Conventional oil & gas volumes discovered proportionally by water depth

Substantial Increase in Deepwater Discoveries Coincides with Latest 

Newbuild Cycle

Deepwater continues to be more attractive than other non‐OPEC sources

Source: Wood Mackenzie, via Chevron presentation 11 March 2014; OPEC is onshore only; breakeven range: 25th to 75thpercentile8

There is demand for newest drillships in all water depths

9

87% of high‐spec floaters operate in less than 7,500 ft water depth

53%34%

13%

By operating water depth (ft)

Less than 5,000 5,000‐7,499 7,500 or greater

Source: IHS Petrodata as of August 3, 2014. Analysis by Pacific Drilling using most recent well depth data available for each rig. 

Deepwater rig design has evolved to satisfy client needs

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Consistent, Proven Design & Drilling Package

Fleet‐wide Water Depth Capability 10‐12,000 ft.

Dual Derricks with 1000‐1250 ST Hook Loads

2x Single plus Offline & 4x Dual Load Path Rigs

200 POB accommodation, 22,000 ST Displacement

Up to 40,000 ft drilling depth                            with one or two six‐rams BOPs

Guarantees equipment reliability

Capable to drill in all water basins

Exceeds most demanding well‐construction requirements

Optimizes drilling efficiencies, reduces flat lines during well construction

Accommodates needs of remote and complex projects 

Meets needs for redundant safety systems and latest regulations

Proven design & drilling package

Water‐depth capability 12,000 ft

1250 ST hook loads; 22,000 MT VDL

Dual derrick & offline handling

200+ POB

Desired design features: Satisfy operator demand:

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

Jan‐12 Mar‐12 Jun‐12 Sep‐12 Dec‐12 Mar‐13 Jun‐13 Sep‐13 Dec‐13 Mar‐14 Jun‐14 Sep‐14

Dayrate ($K)

Fixture date

High Spec Standard and Low Spec Poly. (High Spec) Poly. (Standard and Low Spec)

Clients are willing to pay for more capable rigs

All‐in dayrate trend for floating rigs by rig specification index(1,2)

1. Rig data from IHS‐Petrodata as of August 8, 2014.  Analysis by Pacific Drilling. Priced option exercises, sublets and contracts for less than 1 year in duration not included.  

2. Analysis includes rigs with water depth capability greater than 5000 ft and contract dayrate revenue from mutual contracts greater than one year.

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Rig Specification Index PACD Contract 

Next generation of rigs will address well construction challenges

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Safety and well control guarantees

Pushes exploration boundaries

Additional reserves

Reduced overall well costs

Reduced economic uncertainty

Improved riser margins

Wider drilling window

Access to deeper reservoir targets

Fewer casings / better cement jobs

Fewer downhole problems and NPT

Well construction features: Satisfy operator demand:

Improved pipe/casing tripping technology Reduced drilling costs

New, potentially disruptive drilling technologies are already beginning to address operator needs 

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Integrated movement of hydraracker, drillstem & top drive

Closed loop circulation system enabling creation of back pressure

Advanced form of MPD Better handling of waste returning from wellbore

• Remove people from the drill floor

• Reduce time to drill the well

• Increase reliability of the drilling process

• Faster detection of fluid inflow/outflow

• Faster response to losses/gains

• Improve riser margins

• Widen drilling window

Remove effect of higher density mud in the riser

• Debottleneck drilling process

• Reduce environmental exposure

• Reduce cost to handle solids & liquids

Solutio

nsBe

nefits

Fully automated tubular handling

Managed pressure drilling (MPD)

Dual‐gradient drilling (DGD)

Solids & fluid handling

Changes in technology are driving a change in industry structure 

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Transocean

Pride

Ensco

Diamond Offshore

Noble

Seadrill

RIGPTransocean

ShelfCaledoniaAtwoodEnsco

Ocean RigOdebrechtPacificRowanSonga

DiamondNobleParagonSeadrillNADLSDLPSevan

63% of offshore floater market

Consolidated fleetOld jackupsNorth Sea floaters

MLP

Consolidated fleet

Higher specLower spec

Harsh environmentMLP

Transocean

Pride

Ensco

Diamond Offshore

Seadrill

2008 2014

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Questions

Appendix

Dual‐gradient drilling solutions

Source: IADC16

Subsea pumpingMud‐line pumping (riserless) Dilution Controlled mud level

FL