NYSE: UNT

EnerCom’s The Oil & Gas ConferenceAugust 17, 2016

NYSE: UNT

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.

NYSE: UNT

Unit Corporation: A Diversified Energy Company

3

12

10

5

54

13

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 Basin94 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

NYSE: UNT

We Are Focused on 2016 and Beyond

We have weathered many cycles during our 50+ year history

Balance sheet preservation is key Spending within cash flow Reduce debt with excess cash flow Manage costs

4

NYSE: UNT

2015 Statistics

5

Lowered capital expenditures to $416 million, down 58% from 2014.

Exploration & Production Attained record annual production of 20 MMBoe, a 9% increase year over year

Liquids production grew 7% year over year

Proved reserves:  135 MMBoe(1)

Drilling Eight BOSS rigs placed into service; seven under contract

94 drilling rig fleet

Mid‐Stream 13% increase in daily natural gas processing volumes in 2015

11% increase in daily gathered volumes in 2015

Approximately 1,454 miles of pipeline(2)

(1) As of December 31, 2015.(2) As of June 30, 2016.

NYSE: UNT

Senior Subordinated Notes

$650 million, 6.625%

10‐year, NC5; maturity 2021

Key Covenants      Interest coverage ratio ≥ 2.25x(1)

Secured Bank Facility (Amended April 2016) * Elected Commitment 

and Current Borrowing Base  $475 million

Outstanding(2) $236.0 million

Maturity April 2020

Key Covenants              Current ratio ≥ 1.0 to 1.0(1)

Senior Indebtedness ratio ≤ 2.75(1)

Debt Structure – No Near‐Term Maturities

6(1) As defined in Indenture/Credit Agreement.(2) As of June 30, 2016. *  Drilling rigs are not included in borrowing base.

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

6/30/20165.26x(1,2)

6/30/2016 Actual2.38x(1,2)

0.82x(1,2)

NYSE: UNT

Core Upstream Producing Areas

7

Gas54%

18%

28%

Oil

NGLs

1H ‘16 Daily Production: 48.8 MBoe/d

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

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

Mid Continent Region

Upper Gulf Coast Region

Wilcox

SOHOTGranite Wash

0102030405060

2011 2012 2013 2014 2015 1H 2016

Natural Gas Oil / NGLs

82 80 91 121 8

Average Production (MBoe/d)

3339 46 4950 55

35Net Wells Drilled:

NYSE: UNT

“D”

“F‐1”

“E”

“A"

“A‐1”

“A‐2”

“B”

“C”

“C‐1”

“F”

“G”

Buffalo Wallow Field – Granite Wash Stacked Pay  

8

Dixon 5554 XL #1H

Gross Thickness   =   2,273 Feet

* Shaded intervals have been tested horizontally

Vertical well

NYSE: UNT

Granite Wash Extended Length Laterals (~7,500’)  

9

1Q3 2016 Strip Price Deck with 1st Production Starting 8/2/2016;See Q3 2016 Economic Prices in Appendix (also available at www.unitcorp.com/investor/reports/html).2ROR calculation includes midstream margin.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Cumulative Prod

uctio

n(MMCFE)

Days

Projected Case (C1)7.9 Bcfe

Dixon 5554 XL #1H (C1)

Buffalo Wallow Prospect 7,000 contiguous net acres Operated and ~90% HBP Average WI ~ 95% 190 ‐ 240 potential XL locations    (11 Granite Wash lenses) Plan to resume drilling activity in Q4 2016 or Q1 2017

Projected Type Curve (C1 Lense) 18‐22 locations  Gross EUR 7.9 Bcfe Well cost $5.7 MM  ROR1: ≈33% ROR1,2:  ≈55% Dixon 5554 XL #1H (C1) is 1st7,500’ lateral in Buffalo Wallow

NYSE: UNT

Hoxbar (Marchand Sand)

10

Marchand Core Case:

IP30:  801 Boe/d*

Well cost:  $4.6 million

83% liquids (68% oil)

30‐35 core operated locations

• 58% average working interest

30‐35 core non operated locations

• 35% average working interest

Marchand Activity:

Completed 4 horizontal wells in 1st half of 2016

Plan to resume drilling activity in Q4 2016

* Based on 24 operated and non‐operated wells.

H O X B A R  3 , 0 0 0 ’

Harper  1‐19HIP30:  2,467 Boe/d

1/15

Rosey 1H IP30:  1,483 Boe/d

9/14

Powers 1‐15HIP30: 1,233 Boe/d

12/14

Norris 1‐28HIP30: 950 Boe/d

3/16

Earl 2‐30HIP30: 1,817 Boe/d

8/14

GB 1‐30H   IP30: 1,367 Boe/d

3/14

Brown  1‐11HIP30:  867  Boe/d

1/15

Schenk 17‐2HIP30:  450  Boe/d

2/16

McGuffin 1‐19HIP30:  930  Boe/d

1/16

Marchand Horizontal ProducerMarchand Vertical Producer

Riley 1‐34HIP30: 720 Boe/d

4/16

NYSE: UNT

Wilcox (Southeast Texas)

11

Overall Highlights at end of Q2 2016:

Drilled 157 operated wells since 2003(150 vertical, 7 horizontal)

92% average working interest

Q2 ‘16 net avg. production: ~97 MMcfe/d

42% liquids (12% oil)

Historical ROR: 108%

1st half 2016 LOE average $0.81/Mcfe

Well cost: $6.5‐$8.0 million1st Half 2016 Activity:

Completed 4 horizontal Wilcox wells

Completed 4 behind pipe recompletions

Identified 2 new Wilcox project areas

Acquired 165 square mile 3‐D data

Currently leasing

JASPER

POLK

3D AREA494 mi.²

HARDIN

Prior Years DrillingHorizontal Wells

TYLER

Gilly Field

NYSE: UNT

Gilly Field Wilcox Cross Section

12

Temporarily Abandoned Perforations Current Production

Future Behind Pipe Recompletions 2016 1st Half Behind Pipe Recompletions 2016 2nd Half Behind Pipe Recompletions

ParkerGU #1

Parker#4

Parker#2

Gilly Field Gilly DT

BS R #4BS O #3

NYSE: UNT

Parker GU #1 – Gilly Field Wilcox

13

Recompletion Summary

Cumulative ProductionSince Recompletion:• Gas: 0.82 BCF• Oil: 44.0 MBO

Cost: $588,994

Net PW10:   $7.07 MM    

WI: 75.00%

RI: 57.59%

Updated:  8/10/2016

NYSE: UNT

First Half 2016 Wilcox Recompletion Results

Composite Gross Production from Recompleted Wells(1) Hankamer Tram #1 (2) Parker GU #1 (3) Black Stone O #3 (4) Black Stone BP #1

Parker GU #1 – Lower Gil. “B” Sd. 

Black Stone O #3 – Segno “A” Sd. 

Black Stone BP #1

14

Hankamer Tram #1 – 11,900‐ft. Sd. 

Start of Year650 mcfd17 bopd

End of Q214,200 mcfd500 bopd

NYSE: UNT

Rig Fleet Presence in Key Regions

15

10

12

54

135

Area # of RigsAnadarko Basin 8

Bakken 2Niobrara 2Permian 3Pinedale 1Total 16

Current Rigs Operating(1)

94 rig fleet 

69% electric 56% 1,500 HP or greater 94 equipped with top drives 58 equipped with skidding or walking systems

14% total fleet utilization rate for Q2 2016 

Eight BOSS rigs in service; seven currently under contract

20 ≤800 HP: 21%70 1,000‐1,700 HP: 75%4 ≥2,000 HP: 4%

(1) As of August 16, 2016.

NYSE: UNT

Average Dayrates and Margins (1)

16

Average Rig Utilization

Margins and

 Dayrates

$0

$5,000

$10,000

$15,000

$20,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 6 mos.'16

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).

NYSE: UNT

The BOSS Drilling Rig

17

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

NYSE: UNT

Appalachia 66,000+ dedicated acres 50 miles of gathering pipeline Connected 18 new wells in1st half of 2016

Midstream Core Operations

18

TulsaHeadquarters

PittsburghRegional office

Hemphill

Reno

Bellmon

Segno

Pittsburgh Mills

Processing facilities

Gathering systems

Panola

Key Metrics

• 26 active systems

• Three natural gas treatment plants

• 343 MMcf/d processing capacity

• Q2’16 processing volume 162 MMcf/d

• Approx. 1,450 miles of pipeline

East Texas 62 Miles of gathering pipeline

Texas Panhandle 52,000 dedicated acres 135 MMcf/d processing capacity 343 miles of gathering pipeline

Northern Oklahoma and Kansas 1,972,000+ dedicated acres 193 MMcf/d processing capacity 570 miles of gathering pipeline

Central & Eastern OK 56,000+ dedicated acres 15 MMcf/d processing capacity 428 miles of gathering pipeline

Brook Field

Snow Shoe

Bruceton Mills

NYSE: UNT

Midstream Segment Contract Mix

19

Contract Mix Based on Margin

Fee BasedCommodity Based

85%28%

72%

15%

Contract Mix Based on Volume

Fee BasedCommodity Based

49%22%

78%51%

2010 Q2 2016

Unit vs. 3rd Party Margin Contribution

3rd PartyUnit

41% 37%63%59%

NYSE: UNT

Appalachian Growth Projects

20

• Snow Shoe Gathering System in Centre County, PA– First flow in January 2016– Six wells currently connected to 

this system– Signed contract with new 

producer and connected a new three well pad in Q2 2016

• Pittsburgh Mills gathering system in Butler County, PA – Connected 10 new wells in Q1 

2016– Connected a new two‐well pad in 

Q2 2016– Received notice to connect a new 

well pad mid‐2017

A P P A L A C H I A N    P R O J E C T S

NYSE: UNT

Segment Contribution

21

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

2012 2013 2014 2015 1H '16

$0

$200

$400

$600

$800

2012 2013 2014 2015 1H '16

$1,352

$1,573

$854

$274

$1,315

$787

$410

$103

$679 $667

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

NYSE: UNT

Operating Segment Capital Expenditures

22

$0

$500

$1,000

$1,500

2011 2012 2013 2014 2015 2016 Low EndBudget

2016 High EndBudget

Oil and Natural Gas Contract Drilling Midstream Acquisitions

(In Millions)

NYSE: UNT 23

APPENDIX

NYSE: UNT

Non‐GAAP Financial Measures

24

Adjusted EBITDAYears ended December 31,

($ In Millions) 2016 2012 2013 2014 20152015Six months ended June 30,

Q2 LTM

Net Income (Loss) ($523)  ($113) $23  $185  $136  ($1,037) ($627)Income Taxes (315) (59) 16  117  87  (627) (371)Depreciation, Depletion and Amortization 197  110  319  334  405  355  268 

Impairments 819  112  284  0  158  1,635  927 Interest Expense 15  20  14  15  17  32  37 (Gain) loss on derivatives (4) 12 1  8  (30) (26) (10)Settlements during the period of matured derivative contracts 21  12  0  (2) (6) 47  38 

Stock compensation plans 12  8  17  22  24  21  17 Other non‐cash items 2  2  5  5  5  3  3 (Gain) loss on disposition of assets (1) (1)  0  (17) (9) 7  7 Adjusted EBITDA $223  $103  $679  $667  $787  $410  $289 

NYSE: UNT

Non‐GAAP Financial Measures

25

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

Years ended December 31,(In thousands except for operating daysand operating margins) 2016 2012 2013 2014 20152015

Six months ended June 30,

Contract drilling revenue $150,092  $62,967  $529,719  $414,778  $476,517  $265,668 

Contract drilling operating cost 88,231  47,352  289,524  247,280  274,933  156,408 

Operating profit from contract drilling $61,861  $15,615  $240,195  $167,498  $201,584  $109,260 

Add:

Elimination of intercompany rig profit and bad debt expense 3,447  235  15,583  17,416  29,343  3,991 

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

65,308  15,850  255,778  184,914  230,927  113,251 

Contract drilling operating days 7,305  3,108  26,704  23,720  27,516  12,681 

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

$8,940  $5,100  $9,578  $7,796  $8,392  $8,931 

NYSE: UNT 26

Non‐GAAP Financial MeasuresReconciliation of Average Daily Operating MarginBefore Elimination of Intercompany Rig Profit and Bad Debt Expense

Years ended December 31,2007 2008 2009 2011

(In thousands except for operating daysand operating margins)

Contract drilling revenue $699,396  $627,642  $622,727  $236,315  $316,384  $484,651 

Contract drilling operating cost 313,882  304,780  312,907  140,080  186,813  269,899 

Operating profit from contractdrilling $385,514  $322,862  $309,820  $96,235  $129,571  $214,752 

Add:

Elimination of intercompany rig profit and bad debt expense 22,239  24,449  29,381  1,549  9,158  19,900 

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

407,753  347,311  339,201  97,784  138,729  234,652 

Contract drilling operating days 39,798  36,299  37,745  14,183  22,367  27,619 

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

$10,246  $9,568  $8,987  $6,894  $6,202  $8,496 

2006 2010

NYSE: UNT

Derivative Summary

27

Crude 2016 2017 2018Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4

Collars

Volume (Bbl) 468,650 225,400 133,400 ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

Weighted Avg Floor $40.71  $44.44  $47.50  ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

Weighted Avg Ceiling $49.88  $52.46  $56.40  ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

3‐Way Collars

Volume (Bbl) 63,700 128,800 128,800 67,500 68,250 69,000 69,000

Weighted Avg Floor $46.50  $47.00  $47.00  $50.00  $50.00  $50.00  $50.00 

Weighted Avg Subfloor $35.00  $35.00  $35.00  $37.50  $37.50  $37.50  $37.50 

Weighted Avg Ceiling $57.00  $60.25  $60.25  $63.90  $63.90  $63.90  $63.90 

Swaps

Volume (Bbl) ‐‐ 92,000 ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

Weighted Avg Swap ‐‐ $48.45  ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐

Natural Gas 2016 2017 2018Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4

Collars

Volume (MMBtu) 3,822,000 3,864,000 3,864,000 1,800,000  1,820,000  1,840,000  620,000 

Weighted Avg Floor $2.40  $2.40  $2.40  $2.88  $2.88  $2.88  $2.88 

Weighted Avg Ceiling $2.88  $2.88  $2.88  $3.10  $3.10  $3.10  $3.10 

3‐Way Collars

Volume (MMBtu) 1,228,500 1,242,000 1,242,000 1,350,000  1,365,000  1,380,000  1,380,000 

Weighted Avg Floor $2.70  $2.70  $2.70  $2.50  $2.50  $2.50  $2.50 

Weighted Avg Subfloor $2.20  $2.20  $2.20  $2.00  $2.00  $2.00  $2.00 

Weighted Avg Ceiling $3.26  $3.26  $3.26  $3.32  $3.32  $3.32  $3.32 

Swaps

Volume (MMBtu) 4,095,000 4,140,000 4,140,000 5,400,000  5,460,000  5,520,000  5,520,000  900,000  910,000  920,000  920,000 

Weighted Avg Swap $2.60  $2.60  $2.60  $2.96  $2.96  $2.96  $2.96  $3.03  $3.03  $3.03  $3.03 

NYSE: UNT

Q3 2016 Economic Prices 

28

Strip Case

Crude Natural Gas MB C2 MB C3 MB NC4 MB iC4 MB C5+ CW C2 CW C3 CW NC4 CW iC4 CW C5+

2016  $40.994  $2.916  $0.192  $0.430  $0.601  $0.645  $0.892  $0.158  $0.374  $0.542  $0.655  $0.895 

2017  $45.234  $3.144  $0.207  $0.474  $0.663  $0.711  $0.984  $0.170  $0.412  $0.598  $0.723  $0.988 

2018  $48.125  $3.005  $0.198  $0.505  $0.706  $0.757  $1.047  $0.163  $0.438  $0.637  $0.769  $1.051 

2019  $49.898  $2.980  $0.196  $0.523  $0.732  $0.785  $1.085  $0.161  $0.455  $0.660  $0.797  $1.090 

2020  $51.305  $3.038  $0.200  $0.538  $0.752  $0.807  $1.116  $0.164  $0.467  $0.679  $0.820  $1.121 

Thereafter $51.305  $3.038  $0.200  $0.538  $0.752  $0.807  $1.116  $0.164  $0.467  $0.679  $0.820  $1.121 

NYSE: UNT

EnerCom’s The Oil & Gas ConferenceAugust 17, 2016