September 26, 2017

Unit CorporationCorporate Presentation

Forward Looking Statement

2

This presentation contains forward‐looking statements within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements, other than statements of historical facts, included in this presentation that address activities, events or developments that the Company expects, believes or anticipates will or may occur in the future are forward‐looking statements. The words “believe,” “expect,” “anticipate,” “plan,” “intend,” “foresee,” “should,” “would,” “could,” or other similar expressions are intended to identify forward‐looking statements, which are generally not historical in nature. However, the absence of these words does not mean that the statements are not forward‐looking. Without limiting the generality of the foregoing, forward‐looking statements contained in this presentation specifically include the expectations of plans, strategies, objectives and anticipated financial and operating results of the Company, including as to the Company’s drilling program, production, hedging activities, capital expenditure levels and other guidance included in this presentation. These statements are based on certain assumptions made by the Company based on management’s expectations and perception of historical trends, current conditions, anticipated future developments and other factors believed to be appropriate. Such statements are subject to a number of assumptions, risks and uncertainties, many of which are beyond the control of the Company, which may cause actual results to differ materially from those implied or expressed by the forward‐looking statements. These include risks relating to financial performance and results, current economic conditions and resulting capital restraints, prices and demand for oil and natural gas, availability of drilling equipment and personnel, availability of sufficient capital to execute the Company’s business plan, the Company’s ability to replace reserves and efficiently develop and exploit its current reserves and other important factors that could cause actual results to differ materially from those projected.  Any forward‐looking statement speaks only as of the date on which such statement is made and the Company undertakes no obligation to correct or update any forward‐looking statement, whether as a result of new information, future events or otherwise, except as required by applicable law. The SEC generally permits oil and gas companies, in filings made with the SEC, to disclose only proved reserves, which are reserve estimates that geological and engineering data demonstrate with reasonable certainty to be recoverable in future years from known reservoirs under existing economic and operating conditions. In this communication, the Company uses the term “unproved reserves” which the SEC guidelines prohibit from being included in filings with the SEC. “Unproved reserves” refers to the Company’s internal estimates of hydrocarbon quantities that may be potentially discovered through exploratory drilling or recovered with additional drilling or recovery techniques. Unproved reserves may not constitute reserves within the meaning of the Society of Petroleum Engineer’s Petroleum Resource Management System or proposed SEC rules and does not include any proved reserves. Actual quantities that may be ultimately recovered from the Company’s interests will differ substantially. Factors affecting ultimate recovery include the scope of the Company’s ongoing drilling program, which will be directly affected by the availability of capital, drilling and production costs, availability of drilling services and equipment, drilling results, lease expirations, transportation constraints, regulatory approvals and other factors; and actual drilling results, including geological and mechanical factors affecting recovery rates. Estimates of unproved reserves may change significantly as development of the Company’s core assets provide additional data. In addition, our production forecasts and expectations for future periods are dependent upon many assumptions, including estimates of production decline rates from existing wells and the undertaking and outcome of future drilling activity, which may be affected by significant commodity price declines or drilling cost increases.

This presentation contains financial measures that have not been prepared in accordance with U.S. Generally Accepted Accounting Principles (“non‐GAAP financial measures”) including LTM EBITDA and certain debt ratios.  The non‐GAAP financial measures should not be considered a substitute for financial measures prepared in accordance with U.S. Generally Accepted Accounting Principles (“GAAP”).  We urge you to review the reconciliations of the non‐GAAP financial measures to GAAP financial measures in the appendix.

Unit Corporation: A Diversified Energy Company

3

10

10

6

55

14

Casper Casper 

Houston Houston 

Oklahoma City

Oklahoma City

PittsburghPittsburgh

Tulsa HeadquartersTulsa HeadquartersArkoma Basin

Marcellus

North La/ East Texas Basin

Gulf Coast Basin

Anadarko Basin

Permian Basin95 Unit Rigs

E&P Operations

Mid‐Stream Operations

Office Location

• Tulsa based, incorporated in 1963

• Integrated approach to business allows Unit to capture margin from each business segment

Company Highlights

4

• Highly economic opportunities for our E&P segment

• Contract drilling segment growing with industry rebound

• Midstream segment EBITDA poised for growth

• Fiscally conservative• Capital spending in line with cash flow

Core Upstream Producing Areas

5

Gas52%

29%NGLs

Q2 2017 Daily Production: 42.3 MBoe/d

Key focus areas include:Gulf Coast: Wilcox (Southeast Texas)

Mid‐Continent: Granite Wash (Texas Panhandle) Hoxbar (Western Oklahoma) STACK (Western Oklahoma)

Mid Continent Region

Upper Gulf Coast Region

Wilcox

Hoxbar/STACKGranite Wash

0102030405060

2013 2014 2015 2016 2017 estNatural Gas Oil / NGLs

91 121 10

Average Production (MBoe/d)

44‐4546 4750 55

35Net Wells Drilled:

19%Oil

2016 year end total proves reserves: 707 Bcfe or 118 MMBoe

~25

OilCondensate

Dry Gas

STACK 10,000+ acres 100% HBP 80% in Over Pressured Window Upper, Middle and Lower 

Meramec also Woodford and Osage targets

Operators are testing 15‐20 wells per section in Meramec

* 90‐130 operated locations * 450‐650 non‐op locations

STACK Extension 5,000+ Acres 90% HBP Osage and Meramec targets Well density not tested yet 20‐50 Operated Locations 100‐200 Non‐Op Locations

Unit’s STACK and STACK Extension Positions

STACK Extension

STACK

*  Assumes 4‐6 Wells/Section Assumes 2‐4 Wells/Section

Unit Acreage

6

STACK Acreage Proven Across Multiple Targets

7

Anderson Half 1‐30‐19XH (CLR)IP30: 17.1 Mmcfepd(99% Gas)  (7.1% WI)

Edith Mae 1‐24‐25XH (CLR)IP30: 23.6 Mmcfepd(99% Gas)

Jordan 10_15‐14N‐9W (DVN)Currently Completing (10.8% WI  

Yocum 1‐35‐26XH (CLR)IP30: 14.1 Mmcfepd (99% Gas)

Hicks BIA 1‐13‐12XH (MRO)Currently Drilling (4.2% WI)

Reece Jane 1‐33‐4XH (CLR)IP30: 16.6 Mmcfepd(100% Gas)

Mogg 1‐6‐7XH (CLR)Waiting on Spud (7.8% WI)

Jameson 1‐16H (DVN)IP30: 5.7 Mmcfepd (99% Gas)

1

2

3

4

5

6

Wyatt 1‐5‐8XH (CLR)IP30: 16.5 Mmcfepd(100% Gas)

7

8

9

ML 6‐14N‐9W 1H (DVN)IP30: 1,766 Boepd (48% Oil)(9.3% WI)

Angus Trust 1‐4‐33XH (CLR)IP30: 4,642 Boepd (45% Oil)

Privott 17_20‐16N‐9W 1H (CLR)IP30: 4,308 Boepd (57% Oil) (2.2% WI)

Wehmuller 1307  2‐19MH (MRO)IP30: 1,086 Boepd (40%Oil)

Bone 32‐12‐6 1H (Jones)Waiting on Spud  (8.5% WI)

1410 11 13

67

8

914

10

11

13

Unit’s Acreage

Meramec

Woodford

12

3

4

5

Denotes Unit WI in Well

12

12

OilCondensate

Dry Gas

STACK Extension Pushing Boundary of STACK 

8

Howard 5‐19‐17 1H (Tapstone)IP30: 2,494 Boepd (62% Oil)

Russell 17‐19‐17 (Tapstone)IP30: 1,059 Boepd (50% Oil)

Stephen 26‐18‐17 1H (CHK)IP30: 646 Boepd (3% Oil)

Drinnon 32‐18‐17 1H (Tapstone)IP30: 793 Boepd (22% Oil)

Big Hunk 7‐1H (Carrera)IP30: 777 Boepd (10% Oil)

Lau 1‐4H (Council Oak)IP30: 1,500 Boepd (20% Oil)

Walters 1915 1H‐22X (NFX)Currently Drilling (10.8% WI)

Olive Lee 1H‐22 (Tapstone)IP30: 1,755 Boepd (19% Oil)

2

5

6

Brown Farm 1H‐19 (NFX)IP30: 822 Boepd ( 86% Oil)

Ward 21‐1H (Commanche)IP30: 627 Boepd (75% Oil)

McConnell 19‐1H (Comanche)IP30: 532 Boepd (46% Oil)

Moss 30‐1H (Corlena)IP30: 491 Boepd (9% Oil)

Schoeppel 16‐20‐12 (CHK)IP30: 865 Boepd (54%Oil)

Medrill 2015 1‐27H (SD)IP30: 1,164 Boepd (85% Oil)

1410 11 12 13

7

9

8

4

3 10

56

7

8

1112

13

14

9

4

2

Unit’s Acreage

Meramec

Osage

3

Denotes Unit WI in Well

Oil

Condensate

Dry Gas

1

1

Wilcox (Southeast Texas)

9

Wilcox Strategy for Future Growth Over 100 stacked pay recompletion andworkover opportunities in existing wells(e.g. Gilly Field)

Drill exploratory prospects with large upside   (e.g. Cherry Creek prospect)

Build horizontal well inventory in existing fields (e.g. Village Mills Field) 

Overall Wilcox Highlights  Drilled 164 operated wells since 2003(155 vertical, 9 horizontal)

Program ROR > 100% Operated with working interest ~ 92% Production: ~ 100 MMcfe/d (42% liquids) Running one rig

Gilly Field – World Class Gas Reservoir 500 Bcfe stacked pay gas resource Cumulative production ~ 100 Bcfe Average EUR of 10‐20 Bcfe per well Typical well ~ $6 MM cost, ROR > 100%

JASPER

POLK

3D AREA494 mi.²

HARDIN

Prior Years DrillingHorizontal Wells

TYLER

Gilly Field

0.40

0.80

1.20

1.60

2.00

0

10

20

30

40

2012 2013 2014 2015 2016 2017Projected

Gas Oil NGLs LOEX ($/MCFE)

Wilcox Annual ProductionBCFE $/MCFE

Wilcox Activity Map for 2017

10

POLK

HARDIN

TYLER

LIBERTY

CHERRY CREEK

GILLY VILLAGE MILLS

SEGNO NE

WING

Drilled and completedScheduled for 2017

2016 Wilcox Recompletions& Workover Results

11

Composite Gross Production from Recompletions and Workovers20 Recompletions   &   7 Workovers     Total Cost: $10MM

Start of Year3,360 mcfd80 bopd

End of Year40,000 mcfd1,100 bopd

2017 (YTD) Wilcox Recompletions& Workover Results

12

Composite Gross Production from Recompletions and Workovers13 Recompletions  &  10 Workovers  Total Cost: $6.6MM

Start of Year6,230 mcfd220 bopd

End of Q214,520 mcfd370 bopd

Wilcox Horizontal Upper Dempsey Test –Village Mills Field

13

Depth Map on Dempsey Sd

0.23 BCFG2.3 MMCF/D IP48,000# Frac

1.03 BCFG2.6 MMCF/D IP214,000# Frac

1.45 BCFG1.8 MMCF/D IP72,000# Frac

West Univ. #1H5,800’ LateralIP60:  8 MMCF/D, 180 BO/D2,000# Flowing Pressure22 Stage, 5,300,000# Frac

Wilcox Horizontal Targets – Village Mills FieldPotential for 30 horizontal wells

14

UPPER DEMPSEY SAND – Target in West University #1H – 4‐6 Additional Laterals Possible

LOWER DEMPSEY SAND – Target in BP America Fee #2H – Additional Laterals 4‐6

10600’ Sd – 4‐6 Laterals Possible

West Univ. #1H5,800’ LateralIP30:  9 MMCF/D, 240 BO/D3,000# Flowing Pressure22 Stage, 5,300,000# Frac

BP America #2H1500’ LateralIP30:  8.6 MMCF/D, 212 BO/D6000# Flowing Casing Pressure6 Stage, 1,300,000# Frac

OUTPOST SERIES– Target in West University #2H – 8‐12 Laterals Possible (contingent upon reservoir and frac analysis)

Buffalo Wallow Field – Economic Advantages

15

Geology 11 Granite Wash lenses Sands present across acreage

Land ~9,000 net acres  Operated and ~90% HBP Average working interest ~ 90% 220 ‐ 270 potential XL locations          Working to expand position

Operations Running one rig Will test 9,500’ laterals in Q3

Infrastructure SWD network lowers disposal costs 80% and allows for water recycling Electricity throughout field Superior Pipeline gathers and processes the gas

Granite Wash Extended Lateral (~7,500’) Potential Reserve Range

5 BCFE ROR: 13%

8 BCFE ROR: 47%

11 BCFEROR: 104%

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Cumulative Prod

uctio

n (M

MCFE)

Days

2nd C1

1st C1

1st A2

3rd C1

4th C1

ROR assumes well cost of $6.3MM

ROR uses the 9/19/2017 Strip Price Deck with 1st Production Starting 9/1/2017 and includes the midstream margin.See Q3 2017 Economic Prices in Appendix (also available at www.unitcorp.com/investor/reports/html)

Hoxbar (Marchand Sand)

17

H O X B A R  3 , 0 0 0 ’

Hoxbar Marchand Core Area EUR ~ 540 MBoe Well cost $5.2 MM 80% liquids (63% oil) ~24,000 net acres (64% HBP) 50 ‐ 60 locations Working interest of 50‐60% ROR1 ~ 79% Running one rig

Future Growth Extended laterals in both Marchand and Medrano Secondary recovery in   Marchand provides upside potential

1 9/19/2017 Strip Price Deck with 1st Production Starting 9/1/2017;See Q3 2017 Economic Prices in Appendix (also available at www.unitcorp.com/investor/reports/html)

Marchand VerticalMarchand Horizontal

Rig Fleet Presence in Key Regions

18

10

10

55

146

Area # of RigsMid‐Continent 16

Bakken 4Niobrara 1Permian 8Pinedale 2East Texas 2

Total 33

Current Rigs Operating(1)

95 rig fleet 

69% electric 54% 1,500 HP or greater 34 equipped with skidding or walking systems 27 additional can be skidded

35% total fleet utilization at present All ten BOSS rigs operating

20 ≤800 HP: 21%71 1,000‐1,700 HP: 75%4 ≥2,000 HP: 4%

(1) As of September 22, 2017.

SCR Rigs Continue to Make anImportant Contribution

19

0

5

10

15

20

25

30

35

40

May 5, 2016 Aug. 4, 2016 Dec. 31, 2016 Sep. 22, 2017

A/C SCR

• At industry trough – 13 drilling rigs operating

• Currently, 33 drilling rigs operating

• All BOSS rigs operating

• 23 SCR rigs operating̶ 16 SCR rigs required 

no modifications̶ 7 SCR rigs required 

some upgrade

79

12

23

6 79 10

Average Dayrates and Margins (1)

20

Average Rig Utilization

Margins and

 Dayrates

$0

$5,000

$10,000

$15,000

$20,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 6 mos.'17

Margins Dayrates Average Rig Utilization

100%

75%

50%

25%

0%

(1) See Reconciliation of Average Daily Operating Margin Before Elimination of Intercompany Rig Profit and Bad Debt Expense in Appendix(also available at www.unitcorp.com/investor/reports.html).

The BOSS Drilling Rig

21

Optimized for Pad Drilling Multi‐direction walking system

Faster Between Locations Quick assembly substructure 32‐34 truck loads

More Hydraulic Horsepower (2) 2,200 horsepower 

mud pumps 1,500 gpm available

with one pump

Environmentally Conscious Dual‐fuel capable 

engines Compact location 

footprint

All ten BOSS rigs currently under contract

Midstream Core Operations

22

Appalachia 66,000+ dedicated acres 54 miles of gathering pipeline Connected 24 new wells in2016

TulsaHeadquarters

PittsburghRegional office

Hemphill

Reno

Bellmon

Segno

Pittsburgh Mills

Processing facilities

Gathering systems

Panola

Key Metrics

• 25 active systems• Three natural gas treatment plants• 340 MMcf/d processing capacity• Q2’17 processing volume 135 MMcf/d• Approx. 1,470 miles of pipeline

East Texas 66 Miles of gathering pipeline 120 MMcf/d dehycapacity

Texas Panhandle 52,000 dedicated acres 135 MMcf/d processing capacity 345 miles of gathering pipeline

Northern Oklahoma and Kansas 2,064,000+ dedicated acres 193 MMcf/d processing capacity 579 miles of gathering pipeline

Central & Eastern OK 57,000+ dedicated acres 12 MMcf/d processing capacity 428 miles of gathering pipeline

Brook Field

Snow Shoe

Bruceton Mills

Midstream Segment Contract Mix

23

Contract Mix Based on Margin

Fee BasedCommodity Based

85%35%

65%

15%

Contract Mix Based on Volume

Fee BasedCommodity Based

49%28%

72%51%

2010 Q2 2017

Unit vs. 3rd Party Margin Contribution

3rd PartyUnit

41% 33%67%59%

Midstream Historical Volumes

24

 ‐

 20,000,000

 40,000,000

 60,000,000

 80,000,000

 100,000,000

 120,000,000

 140,000,000

 160,000,000

 180,000,000

 200,000,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Gas Gathered (MMbtu) Gas Processed (MMbtu)

MMBtu

Gathe

red & Processed

 

Midstream SegmentCommodity Price Sensitivity (1)

25

$0

$10,000,000

$20,000,000

$30,000,000

$40,000,000

$50,000,000

$60,000,000

$70,000,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2016Adjusted

$29.40 $38.64 $43.26 $31.50 $35.70 $30.24 $15.96 $15.96 $21.07$54.89 $75.07 $88.47 $89.93 $87.46 $81.25 $37.03 $32.56 $47.33

Realized Price*NGL/Barrel:

Condensate/Bbl:

*Net realized prices – prices received after transportation, fuel, and fees paid.(1) See Superior Pipeline Company Reconciliation of EBITDA in Appendix (also available at www.unitcorp.com/investor/reports.html). 

Segment EBITDA Before Intercompany Eliminations

2016 Adjustments

• Utilized 2016 volumes

• Assumed $55.00/Bbl oil price

• Adjusted for average NGL price of $21.07/Bbl

• Adjusted average condensate price of $47.33/Bbl

• Prices are after transportation, fuel, and fees paid.AdjustedPriceRealized Price

*  Drilling rigs are not included in borrowing base.

Debt Structure – No Near‐Term Maturities

26

Senior Subordinated Notes

$650 million, 6.625%

10‐year, NC5; maturity 2021

Key Covenants      Interest coverage ratio ≥ 2.25x(1)

Secured Bank Facility (Redetermined April 2017) * Elected Commitment 

and Current Borrowing Base  $475 million

Outstanding(2) $164.9 million

Maturity April 2020

Key Covenants              Current ratio ≥ 1.0 to 1.0(1)

Senior Indebtedness ratio ≤ 2.75(1)

(1) As defined in Indenture/Credit Agreement.(2) As of June 30, 2017.

Ratings S&P Moody’s FitchCorporate B+ B2 B+Senior Subordinated Notes BB‐ B3 BB‐

6/30/20175.43x(1,2)

6/30/2017 Actual2.59x(1,2)

0.56x(1,2)

Segment Contribution

27

Oil and Natural Gas Contract Drilling Midstream

Revenues ($ millions)            Adjusted EBITDA ($ millions)(1)

$0

$200

$400

$600

$800

$1,000

$1,200

$1,400

$1,600

2013 2014 2015 2016 6 mos. '17

$0

$200

$400

$600

$800

2013 2014 2015 2016 6 mos. '17

$1,352

$1,573

$854

$602

$346

$787

$410

$252

$145

$667

(1) See Non‐GAAP Financial Measures in Appendix (also available at www.unitcorp.com/investor/reports.html).

Operating Segment Capital Expenditures

28

$0

$500

$1,000

$1,500

2013 2014 2015 2016 2017 Forecast

Oil and Natural Gas Contract Drilling Midstream

(In Millions)

Investment Considerations

29

• E&P segment three core areas provide compelling economics

• Contract drilling segment resuming pattern of growth

• Midstream segment positioned to benefit from increased activity levels and liquids price improvement

• We maintain fiscal discipline• Solid balance sheet with ample liquidity

30

APPENDIX

Non‐GAAP Financial Measures ‐ Corporate

31

Adjusted EBITDAYears endedDecember 31,

($ In Millions) 2017 2013 2014 2015 2016

Net Income (Loss) ($113) $25  $185  $136  ($1,037) ($136)Income Taxes (59) 20  117  87  (627) (71)Depreciation, Depletion and Amortization 110 98  334  405  355  210 

Impairments 112 ‐ ‐ 158  1,635  162 Interest Expense 20 19  15  17  32  40 (Gain) loss on derivatives 12 (24)  8  (30) (26) 23Settlements during the period of matured derivative contracts 12 (2)  (2) (6) 47  10 

Stock compensation plans 8 8  22  24  21  14 Other non‐cash items 2 2  5  5  3  3 (Gain) loss on disposition of assets (1) (1)  (17) (9) 7  (3) Adjusted EBITDA $103 $145  $667  $787  $410  $252 

2016

Six months endedJune 30,

Non‐GAAP Financial Measures ‐ Segments

32

Unit PetroleumIncome (Loss) Before Income Taxes (1) $ (113) $ 64 $ 239 $ 199 $ (1,631) $ (102)

Depreciation, Depletion and Amortization 62 45 226 276 252 114Impairment of Oil and Natural Gas Properties 112 ‐ ‐ 77 1,599 162

Adjusted EBITDA $ 61 $ 109 $ 465 $ 552 $ 220 $ 174

Unit DrillingIncome (Loss) Before Income Taxes (1) $ (7) $ (7) $ 96 $ 42 $ 45 $ (13)

Depreciation and Impairment 23 27 71 160 64 47Adjusted EBITDA $ 16 $ 20 $ 167 $ 202 $ 109 $ 34

Superior PipelineIncome (Loss) Before Income Taxes (1) $ (2) $ 3 $ 11 $ 2 $ (30) $ 2

Depreciation, Amortization and Impairment 23 22 33 48 71 46Adjusted EBITDA $ 21 $ 25 $ 44 $ 50 $ 41 $ 48

(1) After intercompany eliminations and does not include allocation of G&A expense.

Adjusted EBITDA

($ In Millions) 2017 2013 2014 2015 20162016

Years endedDecember 31,

Six months endedJune 30,

Non‐GAAP Financial Measures

33

Reconciliation of Average Daily Operating MarginBefore Elimination of Intercompany Rig Profit and Bad Debt Expense

(In thousands except for operating daysand operating margins) 2016 2013 2014 2015 2016

Contract drilling revenue $62,967 $76,440  $414,778  $476,517  $265,668  $122,086 

Contract drilling operating cost 47,352 56,466  247,280  274,933  156,408  88,154 

Operating profit from contract drilling $15,615 $19,974  $167,498  $201,584  $109,260  $33,932 

Add:

Elimination of intercompany rig profit and bad debt expense 235 376  17,416  29,343  3,991  235 

Operating profit from contract drilling before elimination of intercompany rig profit and bad debt expense

15,850 20,350  184,914  230,927  113,251  34,167 

Contract drilling operating days 3,108 4,916  23,720  27,516  12,681  6,374 

Average daily operating margin beforeelimination of intercompany rig profit and bad debt expense

$5,100 $4,139  $7,796  $8,392  $8,931  $5,360 

2017

Years endedDecember 31,

Six months endedJune 30,

Non‐GAAP Financial Measures

34

Reconciliation of Average Daily Operating MarginBefore Elimination of Intercompany Rig Profit and Bad Debt Expense

Years ended December 31,2008 2009 2010 2012

(In thousands except for operating daysand operating margins)

Contract drilling revenue $622,727  $236,315  $316,384  $484,651  $529,719 

Contract drilling operating cost 312,907  140,080  186,813  269,899  289,524 

Operating profit from contractdrilling $309,820  $96,235  $129,571  $214,752  $240,195 

Add:

Elimination of intercompany rig profit and bad debt expense 29,381  1,549  9,158  19,900  15,583 

Operating profit from contract drilling before elimination of intercompany rig profit and bad debt expense

339,201  97,784  138,729  234,652  255,778 

Contract drilling operating days 37,745  14,183  22,367  27,619  26,704 

Average daily operating margin before elimination of intercopmany rig profit and bad debt expense

$8,987  $6,894  $6,202  $8,496  $9,578 

2011

Midstream Reconciliation of EBITDA(Before Intercompany Eliminations)

35

Total Midstream Income (Loss)Before Intercompany Eliminations $ 7,126 $ 19,267 $ 19,555 $ 8,237 $ 15,636 $ 6,626 $ (24,159) $ 8,799

(Gain) Loss on Disposition of Assets ‐‐‐ ‐‐‐ 81 313 ‐‐‐ (97) (465) 302Depreciation and Amortization 16,104 15,385 16,101 23,110 33,191 40,434 43,676 45,715Impairments ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,278 ‐‐‐ 7,068 26,966 ‐‐‐Segment EBITDA Before Intercompany Eliminations * $ 23,230 $ 34,652 $ 35,737 $ 32,938 $ 48,827 $ 54,031 $ 46,018 $ 54,816

Segment EBITDA Before Intercompany EliminationsYears ended December 31,

($ In Millions) 2009          2010           2011           2012           2013          2014           2015           2016

*Excludes depreciation, allocated interest, and corporate G&A

Derivative Summary

36

Crude 2017 2018Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4

CollarsVolume (Bbl) ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐Weighted Avg Floor ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐Weighted Avg Ceiling ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

3‐Way CollarsVolume (Bbl) 337,500 341,250 345,000 345,000 180,000 182,000 184,000 184,000Weighted Avg Floor $49.79  $49.79  $49.79  $49.79  $47.50 $47.50 $47.50 $47.50Weighted Avg Subfloor $39.58  $39.58  $39.58  $39.58  $37.50 $37.50 $37.50 $37.50Weighted Avg Ceiling $60.98  $60.98  $60.98  $60.98  $56.08 $56.08 $56.08 $56.08

SwapsVolume (Bbl) ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ 180,000 182,000 184,000 184,000Weighted Avg Swap ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ $50.14 $50.14 $50.14 $50.14

Natural Gas 2017 2018Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4

CollarsVolume (MMBtu) 1,800,000  1,820,000  1,840,000  620,000  ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐Weighted Avg Floor $2.88  $2.88  $2.88  $2.88  ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐Weighted Avg Ceiling $3.10  $3.10  $3.10  $3.10  ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

3‐Way CollarsVolume (MMBtu) 1,350,000  1,365,000  1,380,000  1,990,000  5,400,000 1,820,000 1,840,000 1,840,000Weighted Avg Floor $2.50  $2.50  $2.50  $2.81  $3.29 $3.00 $3.00 $3.00Weighted Avg Subfloor $2.00  $2.00  $2.00  $2.23  $2.63 $2.50 $2.50 $2.50Weighted Avg Ceiling $3.32  $3.32  $3.32  $3.53  $4.07 $3.51 $3.51 $3.51

SwapsVolume (MMBtu) 6,300,000  6,370,000  6,440,000  5,830,000  1,800,000  1,820,000  1,840,000  1,840,000 Weighted Avg Swap $3.04  $3.04  $3.04  $2.99  $3.01  $3.01  $3.01  $3.01 

Q3 2017 Economic Prices

37

CrudeNatural

Gas MB C2 MB C3BBL MB

C3 MB NC4 MB iC4 MB C5+ CW C2 CW C3 CW NC4 CW iC4 CW C5+

2017  $49.816 $3.168 $0.277 $0.878 $27.168 $1.013 $1.008 $1.155 $0.191 $0.851 $1.026 $1.044 $1.123

2018  $50.980 $3.101 $0.271 $0.899 $27.544 $1.037 $1.032 $1.182 $0.187 $0.871 $1.050 $1.069 $1.149

2019  $50.928 $2.920 $0.255 $0.898 $27.190 $1.036 $1.031 $1.181 $0.176 $0.870 $1.048 $1.068 $1.148

2020  $50.898 $2.863 $0.250 $0.897 $27.072 $1.035 $1.030 $1.180 $0.173 $0.869 $1.048 $1.067 $1.147

2021  $51.141 $2.847 $0.249 $0.902 $27.147 $1.040 $1.035 $1.186 $0.172 $0.874 $1.053 $1.072 $1.153

Thereafter $51.141 $2.847 $0.249 $0.902 $27.147 $1.040 $1.035 $1.186 $0.172 $0.874 $1.053 $1.072 $1.153

Strip Case*

*Strip prices as of 9/19/2017.

September 26, 2017

Unit CorporationCorporate Presentation