ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2010

Plain-text annual report

ShaMaran Petroleum Corp  2010 Annual Report  Prepared by Management  ______________________________________________________________________________     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS  For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in United States Dollars unless otherwise indicated)  _____________________________________________________________________________________  Management’s discussion and analysis (“MD&A”) of the financial and operating results of ShaMaran Petroleum Corp.  (“ShaMaran”, and formerly Bayou Bend Petroleum Ltd, together with its subsidiaries the “Company”) is prepared as of  April  7,  2011.    The  MD&A  should  be  read  in  conjunction  with  the  audited  consolidated  financial  statements  for  the  years ended December 31, 2010 and 2009, and related notes thereto.  These financial statements have been prepared  in  accordance  with  Canadian  generally  accepted  accounting  principles.  Unless  otherwise  stated  herein,  all  dollar  amounts are expressed in US dollars (“USD”).  Overview  ShaMaran is a Canadian‐based oil and gas company with interests in four petroleum properties located in Kurdistan in  Northern Iraq (“Kurdistan”). The Company is currently in the pre‐production stages of its exploration and development  program relating the petroleum properties.  ShaMaran trades on the TSX Venture Exchange under the symbol “SNM”.    Highlights          In April 2010 the Company completed the acquisition of 291.4 km of 2D seismic data in the Pulkhana Block. The  seismic campaign was completed on schedule and within budget.    Seismic  acquisition  of  232  km  of  2D  seismic  data  in  Block  K42  was  concluded  in  May  2010.    Processing  and  interpretation  of  the  data  was  completed  at  the  end  of  the  year  2010  and  resulted  in  the  identification  of  a  significant 4‐way dip‐closed prospect.   In August 2010, the Company acquired a 33.5% stake in General Exploration Partners Inc, a company which holds  an 80% working interest in the Atrush Block Oil and Gas Exploration Area in Kurdistan.  As a result ShaMaran has a  26.8% indirect interest in the Atrush Block.   In  August  2010,  the  Company  executed  agreements  to  amend  the  Pulkhana  Block  10  and  the  Arbat  Block  Production Sharing Contracts (“PSCs”), which waive the Company of its previous contractual requirement to issue  150  million  common  shares  to  the  Kurdistan  Regional  Government  of  Iraq  (“KRG”)  in  exchange  for  20%  of  the  Company’s  profit  oil  share  (produced  oil,  less  royalty  and  cost  oil)  from  the  two  PSCs  as  capacity  building  payments to the KRG.    The Company raised $47.8 million net cash proceeds through a private placement of 111 million common shares  in September 2010.    In October 2010, the Company completed the acquisition of 429.1 km of two dimensional (“2D”) seismic data on  the Arbat Block in eastern Kurdistan.   The first exploration well on the Atrush Block was spudded on October 5, 2010, and a total depth of 3,400 meters  was reached on January 21, 2011. A comprehensive well testing program was commenced on January 30, 2011  with  drill  stem  tests  planned  for  ten  (10)  potential  hydrocarbon  zones.  The  Company  will  make  a  further  announcement at the conclusion of all testing expected to be in the second week of April 2011.    In  March  2011  the  Company  received  a  Detailed  Property  Report  (“the  Report”)  from  its  third  party  auditors,  McDaniel  &  Associates  Consultants  Ltd.  The  Report  includes  82,461  Mboe  as  best  estimate  of  Gross  Estimated  Contingent Resources and 287,555 Mboe as the unrisked best estimate of Gross Estimated Prospective Resources  net  to  ShaMaran  for  all  four  of  the  Company's  assets.  These  estimates  are  based  on  information  prior  to  the  appraisal drilling of Pulkhana and results from the Atrush‐1 well.    On  April  3,  2011  the  Company  spudded  its  first  well,  Pulkhana  9,  with  a  planned  total  depth  of  approximately  2,700 meters and targets the proven Euphrates/Upper Jaddala and Shiranish oil reservoirs, as well as evaluating a  further potential reservoir in the Lower Jaddala.  1                   Cash balance of the Company was $58.7 million as at December 31, 2010.   Operations in Kurdistan  The  Company  has  direct  working  interests  in  each  of  the  Pulkhana  Block,  the  Arbat  Block  and  Block  K42  and  has  an  indirect interest in the Atrush Block.  All petroleum properties are located in Kurdistan within the northern extension of  the Zagros Folded Belt.  The area is currently undergoing a major exploration and development campaign by over 30  mid to large size international oil companies.    Pulkhana Block  The  Pulkhana  Block  is  a  529  square  km  appraisal/development  area  located  in  southern  Kurdistan.  In  1956  the  Pulkhana  5  discovery  well  entered  two  fractured  carbonate  reservoirs  and  successfully  flow  tested  to  surface  a  cumulative rate of over 2,900 barrels of oil per day.    The  Company  completed  the  acquisition  of  291.4  km  of  2D  seismic  data  in  April  2010.    The  seismic  campaign  was  completed on schedule and within budget.  Processing and interpretation of the seismic data was completed in July  2010 in preparation for drilling a well on this Block.  The seismic program was successful in delineating the structure of  the Pulkhana oilfield.  On April 3, 2011 the Company spudded its first well, Pulkhana 9, which will be drilled approximately 2.8 km northwest  of  Pulkhana  5.    Planned  total  depth  is  approximately  2,700  meters  and  the  well  is  targeting  the  proven  Euphrates/Upper Jaddala and Shiranish oil reservoirs, as well as evaluating a further potential reservoir in the Lower  Jaddala.  ShaMaran plans to drill 3 wells in the first exploration phase of three years in order to confirm the size and economic  viability of the development of the Pulkhana field.  The Company will then have the option to continue on to a further  two  year  exploration  phase  and,  if  development  is  warranted,  a  development  period  of  up  to  20  years  with  an  automatic right to a five year extension.    The Company is the operator of the project with a 60% undivided interest in the production sharing contract.  Petoil  Petroleum and Petroleum Products International Exploration and Production Inc. retains a 20% interest in the PSC and  the  KRG  holds  the  remaining  20%.    The  Company  is  required  to  pay  100%  of  the  minimum  financial  commitment  in  respect  of  the  first  exploration phase,  following  which the  Company  will  pay 75%  of  the  forward  costs.   Fiscal terms  under  the  PSC  include  a  10%  royalty,  a  variable  profit  split,  based  on  a  percentage  share  to  the  KRG  and  a  capacity  building payment equal to 20% of the Company’s profit oil share (produced oil, less royalty and cost oil) to be paid to  the KRG.  The 20% capacity building payment is a result of an amendment made to the PSC in August 2010, relieving  the Company of its previous contractual requirement to issue 150 million common shares of the Company to the KRG.   The Company has the right to recover costs using up to 40% of the available crude oil (produced oil less royalty oil) and  50% of the produced gas.    Refer also to the discussion under “Commitments” in this MD&A.    Arbat Block  The Arbat Block (formerly Block G) is a 973 square km exploration area located in eastern Kurdistan.  The Block contains  both surface anticlines and subsurface structures all identified by recent field work and 2D seismic.  The Block also has  a number of oil seeps, several of which were discovered during the seismic operations now complete.  2                                    The Company completed the acquisition of 429.1 km of 2D seismic data in October 2010.  The seismic campaign was  completed  on  schedule  and  within  budget.    Processing  and  interpretation  of  the  seismic  data  was  completed  in  December 2010, and the Company has received Ministry of Natural Resources (“MNR”) approval for the location of  the first commitment exploration well (designated Arbat‐A). Tendering and preparations are now underway to enable  drilling scheduled to commence in the 4th quarter of this year.   The Company is the operator of the project and holds a 60% undivided interest in the production sharing contract, the  KRG holds a 20% interest and the remaining 20% is a third party interest which the KRG has the option to assign to a  third party or parties. The Company is required to pay 100% of the minimum financial commitment in respect of the  first exploration sub period or until such time as the KRG’s reserved 20% interest has been sold, following which the  Company will pay 75% of the forward costs and receive a reimbursement for 25% of the costs incurred to that date.   Fiscal terms under the PSC include a 10% royalty, a variable profit split, based on a percentage share to the KRG and a  capacity building payment equal to 20% of the Company’s profit oil share (produced oil, less royalty and cost oil) to be  paid to the KRG.  The 20% capacity building payment is a result of an amendment made to the PSC in August 2010,  relieving the Company of its previous contractual requirement to issue 150 million common shares of the Company to  the KRG.  The Company has the right to recover costs using up to 45% of the available crude oil (produced oil less  royalty oil) and 53% of the produced gas.    Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.    Block K42  Block  K42  is  a  505  square  km  exploration  area  located  in  the  South  of  Kurdistan  immediately  northeast  of  the  Pulkhana Block, and is on trend with the Jambur field situated to the north west of the Block.  The producing Jambur  field has estimated oil reserves in excess of one billion barrels and is connected to export infrastructure.  A  campaign  to  acquire  232.0  km  of  2D  seismic  data  on  this  Block  was  completed  in  May  2010.    Processing  and  interpretation  of  the  seismic  data  was  completed  in  December  2010.    The  seismic  program  resulted  in  the  identification of a significant 4‐way dip‐closed prospect.  The Company is a party to the K42 Option Agreement between the KRG and Oil Search (Iraq) Limited (“OSIL”), which  allows an option to the Company and OSIL to enter into a PSC with the KRG, the terms of which have been agreed in  principal, relating to the exploration and development of petroleum resources in the Block K42 contract area located in  Kurdistan.  In  accordance  with  the  Block  K42  PSC,  OSIL  is  the  operator  and,  collectively  with  the  Company,  represent  the  “Contractor”.    This  K42  Option  Agreement  requires  the  Contractor  to  conduct  certain  seismic  services,  including  the  acquisition of  200  kilometers of seismic surveying,  within the  option period of 18  months commencing  November  1,  2009.  The option to enter into a PSC may be exercised by providing written notice to the KRG.  The Contractor is to pay  100% of all the costs incurred during the option period, 25% of which are to be paid by the Company.  Upon  exercise  of  the  option,  the  Company  would  acquire  not  less  than  an  undivided  20%  interest  in  the  production  sharing contract in respect of the Block K42 contract area, with OSIL holding a 60% interest and the KRG holding the  remaining 20%.  If either the Company or OSIL elect not to exercise its option in respect of the Contract the other party  has the option of acquiring the exiting party’s rights and obligations.  Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.    3                                  Atrush Block  The  Atrush  Block  is  a  269  square  km  exploration  area  in  the  north  of  Kurdistan  located  immediately  north  and  adjacent  to  the  major  Shaikan  discovery  announced  by  Gulf  Keystone  Petroleum  Ltd.  in  January  2010.    The  Atrush  Block is also adjacent to and on trend with the recent Bijeel oil discovery to the east, operated by Kalegran Limited  (MOL).    The  2D  seismic  data  over  the  Atrush  Block  indicates  that  the  Atrush  structure  is  similar  to  the  Shaikan  structure.    The  Shaikan  discovery  was  announced  as  multiple  stacked  oil  reservoirs  in  the  Cretaceous,  Jurassic  and  Triassic sections and tested individually at flow rates up to 7,000 bopd.    In August 2010 the Company acquired a 33.5% shareholding in General Exploration Partners Inc (“GEP”).  GEP is the  operator of the Atrush Block PSC, holding an 80% working interest in the Block, with the remaining 20% third party  interest (“TPI”) being held by the KRG.  In October 2010, Marathon Oil Corporation was assigned the 20% TPI.     The Atrush 1 exploration well was spudded on October 5, 2010 and completed drilling to a total depth of 3,400 meters  on January 21, 2011. Hydrocarbons shows with oil returns over shakers were recorded while drilling the Cretaceous  and  the  Jurassic,  and  the  RFT  pressures  taken  in  the  12‐1/4”  hole  section  appear  to  show  a  common  oil  gradient  within  three  of  the  Jurassic  intervals.  A  comprehensive  well  testing  program  was  commenced  on  January  30,  2011  with  Drill  Stem  Tests  planned  for  ten  (10)  potential  hydrocarbon  zones.  The  Company  will  make  a  further  announcement at the conclusion of all testing, expected to be in the second week of April 2011.  Under the terms of PSC, the KRG has the option of participating as a Contractor Entity with an undivided interest in  the petroleum operations and all the other rights, duties, obligations and liabilities of the Contractor in the PSC, of up  to  25%  and  not  less  than  5%.    If  this  option  is  exercised,  the  government  will  become  liable  for  their  share  of  the  petroleum costs incurred on or after the first commercial declaration date.  Fiscal terms under the PSC include a 10%  royalty, a variable profit split, based on a percentage share to the KRG and a capacity building payment equal to 30%  of profit oil (produced oil, less royalty and cost oil) to be paid to the KRG.  GEP has the right to recover costs using up  to 40% of the available oil (produced oil less royalty oil) and 55% of the produced gas.    Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.    Changes in Directors and Officers  In April 2010, Mr. Pradeep Kabra, President and Chief Executive Officer, was appointed as a director of the Company.  In the same month John Ashbridge resigned from his position as Chief Operating Officer.  4                                Selected Annual Information  The following is a summary of selected annual financial information for the Company:   ($000s, except per share data)  Continuing operations  Depreciation  General and administrative  Stock based compensation  Guarantee fees  Interest income  Loss from investment in company  Foreign exchange gain / (loss)  Income tax  Net income / (loss) from continuing operations  Discontinued operations   Net revenues   Expenses   Interest income   Gain loss on sale of assets  Net income / (loss) from discontinued operations  Net income/(loss)  Basic income / (loss), $ per share:   Continuing operations   Discontinued operations  Diluted income / (loss), $ per share:   Continuing operations    Discontinued operations   Total assets  Working capital surplus  Shareholders’ equity  Common shares outstanding (x 1000)           For the year ended December 31,  2010  2009  2008           (139)           (594)           (514)        (1’353)            416             (27)         2’215             (81)             (77)               (6)   (2’378)           (546)           (636)            310                ‐             4’943              (12)         1’675                ‐            (1’044)                7              77           (960)        (1’037)         1’658         (2’041)              24          1’600          1’241          2’916            (469)               ‐             (801)               ‐              986               ‐          (5’010)               ‐          (5’294)          5’009      (98’835)          1’070               ‐        (92’756)      (98’050)           ‐           ‐           ‐           ‐           ‐           ‐         0.005          0.005            0.01            (0.02)           (0.30)          (0.32)         0.005          0.005            0.01           (0.02)          (0.30)          (0.32)     256’489       41’364     235’518     623’182     249’999        59’903      244’563      499'546        63’594       41’595       54’466     308'756  5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           Summary of principal changes in annual information  The Company spent $26,900 on property plant and equipment carrying out the first full year of operations in Kurdistan  in 2010, consisting primarily of the acquisition of seismic data on 3 blocks and site preparation and purchase of tangible  well equipment for the Pulkhana 9 appraisal well to be drilled in the year 2011. As a result of executing agreements  with the KRG in August 2010 to amend the Pulkhana and Arbat Block PSCs the obligation to issue 150 million shares of  the  Company  to  the  KRG  was  waived  in  lieu  a  contribution  of  20%  of  the  Company’s  profit  oil  share  resulting  in  a  reduction to equity and assets by $61,349, which is the value of shares due to be issued prior to the amendment. In the  same month the Company acquired a 33.5% interest in GEP worth $45.1 million in exchange for cash consideration of  $24.3 million, 12.5 million shares of the Company valued at $5 million and an obligation to fund in full the subsequent  $15.8  million  of  operational  costs  of  GEP.  To  finance  the  acquisition  the  Company  raised  funds  in  September  2010  through the issuance of 111 million shares at Cdn $0.45 per share, resulting in gross proceeds of Cdn $50 (Cdn $49,301  net  of  issuance  costs).  As  a  result  of  these  developments  the  total  assets,  common  shares  outstanding,  and  shareholders’ equity reported at the end of the year 2010 has increased relative to the amount in 2009.  The income  and expenses of the Company are explained in detail below.  Results of Continuing Operations  The  continuing  operations  of  the  Company  are  currently  in  the  exploration  stages  and  generate  no  revenue.  The  expenses and other income are explained as follows:  Depletion, Depreciation and Amortization  In $000   Depletion, depreciation and amortization  For the year ended December 31, 2009 2010 6 139 Depletion,  depreciation  and  amortization  corresponds  to  cost  of  use  of  the  furniture  and  IT  equipment  at  the  Company’s technical and administrative offices located in Switzerland and Kurdistan.  General and Administrative Expenses  In $000   Salaries and benefits   Management and consulting fees   Sponsorship expense   General and other office expenses   Listing costs and investor relations   Travel expenses   Legal, accounting and audit fees   Expenses capitalized as oil and gas assets   Total general and administrative expenses   For the year ended December 31, 2009 2010 279 2,526 494 1,053 523 485 63 416 136 414 649 327 660 196 (426) (4,823) 2,378 594 The general increase over the prior year in the components of G&A expenses is due to the increase in support activity  associated with a full year of operations in Kurdistan relative to approximately four months of activity only in the year  2009. However, the reduction in total G&A costs vs. the comparative amount in 2009 is owing to a significant increase  in the amount of expense capitalized as oil and gas assets in the year 2010 compared to the amount capitalized in the  year 2009, again corresponding to the increased level of operational activity in Kurdistan.   6                                    Stock‐Based Compensation  In $000   Stock‐based compensation  For the year ended December 31, 2009 2010 546 514 The stock‐based compensation expense in the years 2010 and 2009 results from the vesting of stock options granted in  the years from 2007 to 2010.  A total of 1,390,000 stock options were granted during the year ended December 31,  2010 (2009: 2,085,000).  The Company uses the fair value method of accounting for stock options granted to directors,  officers,  employees  and  consultants  whereby  the  fair  value  of  all  stock  options  granted  is  recorded  as  a  charge  to  operations.  The fair value of common share options granted is estimated on the date of grant using the Black‐Scholes  option pricing model.    Foreign Exchange Gain  In $000   Foreign exchange gain  For the year ended December 31, 2009 2010 4,943 2,215 The gain in 2010 results primarily from holding cash and cash equivalents denominated in Canadian dollars while the  Canadian dollar strengthened during the reporting period against the reporting currency of the Company, the United  States dollar.   Guarantee fees  In $000   Guarantee fees  For the year ended December 31, 2009 2010 636 1,353 The Company has incurred fees in respect of a guarantee of the minimum financial obligations under the Pulkhana and  Arbat  PSCs.  The  guarantee  became  effective  on  August  29,  2009  and  has  been  provided  to  the  KRG  by  a  related  company on behalf of ShaMaran.  Refer also to the discussion under “Related Party Transactions” in this MD&A.    Interest income  In $000   Interest income  For the year ended December 31, 2009 2010 310 416 Interest income represents bank interest earned on cash and investments in marketable securities.  The increase in the  amount relative to the prior year is primarily due to higher interest rates on average throughout the year 2010.  Loss from investment in Company  In $000   Loss from investment in GEP For the year ended December 31, 2009 2010 ‐ 27 The  loss  relates  to  the  Company’s  pro‐rata  portion  of  the  net  loss  incurred  by  GEP  since  the  Company  acquired  its  33.5% interest on August 27, 2010.     7                                        Tax expense  In $000   Tax expense  For the year ended December 31, 2009 2010 12 81 Income tax expense in 2010 relates to a provision for income tax on service income generated in the Swiss entity of the  Company,  which  was  created  in  the  fourth  quarter  of  2009.  The  amount  reported  in  2010  has  increased  relative  to  2009 as a result of a higher tax base corresponding to the first full year of services.    Results of Discontinued Operations  The main components in revenue and expense of discontinued operations are explained as follows:  Net revenues  In $000   Oil and gas sales   Royalties   Net revenue  For the year ended December 31, 2009 2010 2,089 ‐ (431) ‐ 1,658 ‐ The decrease in revenues is a result of the termination of all production and corresponding sales coinciding with the  sale of substantially all of the Company’s United States Gulf of Mexico properties that concluded May 28, 2009.  Expenses  In $000   Asset retirement obligation    Management and consulting fees     Legal, accounting and audit fees     General and other office expenses    Operating, exploration and dry‐hole costs    Salaries and benefits    Depletion, depreciation and amortization    Impairment    Accretion    Foreign exchange gain    Total expenses  For the year ended December 31, 2009 2010 ‐ 340 455 308 385 246 1,072 150 1,592 ‐ 1,160 ‐ 447 ‐ 200 ‐ 12 ‐ (3,282) ‐ 2,041 1,044 The decrease in total expenses relative to the prior year corresponds to the reduction in activity associated with the  Company’s United States based  operations, which follows from the sale in 2009  of substantially all  of the  properties  located there. The $340 asset retirement obligation (“ARO”) expense in 2010 is due to an increase in the provision for  ARO reported at the year ended December 31, 2009, and is based on the Company’s portion of a program approved  during the year 2010 to decommission and remediate the relevant property.   Interest income  In $000   Interest income  For the year ended December 31, 2009 2010 24 7 Interest income represents bank interest earned on cash and investments in marketable securities.    8                                      Gain on disposal of assets from discontinued operations  In $000   Gain on asset disposal  For the year ended December 31, 2009 2010 1,600 77 The  Company  had  a  gain  of  $77  in  the  year  2010  relating  to  the  disposal  of  all  remaining  inventories  located  in  the  United States.  In the year 2009 the Company realized a gain of $1,600 on the disposal of substantially all oil and gas  properties located in the United States.  Selected Quarterly Information  The following is a summary of selected quarterly financial information for the Company:  ($000s, except per share data)  For the Quarter Ended  Continuing operations  Depreciation  General and administrative  Stock based compensation  Guarantee fees  Interest income  Income / (loss) on investment in comp.  Foreign exchange gain / (loss)  Income tax  Net inc. / (loss) from continuing ops.  Discontinued operations  Net revenues  Expenses   Interest income   Gain loss on sale of assets  Net inc. / (loss) from discontinued ops.  Net income / (loss)  Basic income / (loss), $ per share:   Continuing operations   Discontinued operations  Diluted income / (loss), $ per share:   Continuing operations   Discontinued operations  Dec 31  Sep 30  Jun 30  Mar 31  Dec 31  Sep 30  Jun 30  Mar 31  2010  2010  2010  2010  2009  2009  2009  2009  (43)  628  (126)  9  177  46  1'784  (38) 2'437  (41)  (643)  (70)  (456)  99  (73) 501  (16) (699)  (29)  (360)  (114)  (448)  74            ‐    (1'764)  (14) (2'655)   (26)  (219)  (204)  (458)  66            ‐    1'694  (13) (6)  (556)  (99)  (636)  76            ‐    32  (12)         ‐    (642)  (366)             ‐    62              ‐    4'143              ‐               ‐    (595)  (81)             ‐    52             ‐    2'214             ‐               ‐    (595)             ‐               ‐    129            ‐    (1'446)            ‐    840  (1'201)  3'197   1'590  (1'912)             ‐    (77)  4             ‐    (73)  2'364             ‐    (48)             ‐               ‐               ‐    (729)  1             ‐               ‐    (190)  2  77             ‐    1'459  3  (4)             ‐    119   12   (173)  (48)  (728)  (747)  (3'383)  (111)  729  1'458  (42)  257  3'155   943  (748)             ‐    1'777  1'972  3'562  715  (2'861)             ‐               ‐    (2'146)  (4'058)  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐             ‐               ‐    (0.01)             ‐               ‐               ‐               ‐               ‐    0.01              ‐               ‐    (0.01)             ‐               ‐    0.01              ‐               ‐    (0.01)             ‐               ‐               ‐               ‐               ‐    0.01              ‐               ‐    (0.01)             ‐               ‐    0.01   0.01  0.01  0.02  0.01  0.01  0.02  (0.01)  (0.01)  (0.02)  (0.01)  (0.01)  (0.02)  Summary of principal changes in fourth quarter information  In the fourth quarter of 2010, the Company continued its exploration campaign in respect of its petroleum properties in  Kurdistan, constituting the continuing operations of the Company which currently have no corresponding revenue.  The  net income in the fourth quarter was primarily driven by the cumulative foreign currency translation gain of $1,784 and  the  reclassification  to  general  and  administrative  expenses  of  a  credit  in  the  amount  of  $816  relating  to  capitalized  expenses, which was previously recorded as a long term liability.  9                                                                                                                                                                Off‐Balance Sheet Arrangements  The Company has no off‐balance sheet arrangements.  Outstanding Share Data  As  of  December  31,  2010,  the  Company  had  623,182,194  shares  outstanding,  4,560,000  stock  options  outstanding  under its stock‐based compensation plan, and zero warrants outstanding.  In August 2010, the Company executed agreements with the KRG to amend the Pulkhana Block 10 and the Arbat Block  PSCs.    The  amendments  relieve  the  Company  of  its  previous  contractual  requirement  to  issue  150  million  common  shares of the Company to the KRG requiring the Company to contribute 20% of its profit oil share (produced oil, less  royalty  and cost oil)  from the Pulkhana  Block 10 PSC  and the Arbat  Block PSC  as capacity building  payments to  the  Government.    At  December  31,  2010,  the  amount  previously  recognized  as  shares  to  be  issued  of  $61,349  was  reversed  with  a  corresponding  decrease  to  the  cost  of  the  Company’s  petroleum  properties  reported  on  the  consolidated balance sheet within property, plant and equipment assets.    Related Party Transactions  Namdo Management Services Ltd. (“Namdo”) provides corporate administrative support and investor relation services  to the Company under an agreement which commenced April 1, 2007.  The Company incurred fees for these services  and associated reimbursable costs of $185 during the year 2010 (2009: $214).  Namdo is a private corporation owned  by a shareholder of the Company.  There was no amount owing to this related party at December 31, 2010 (2009: Nil).   Mile High Holdings Ltd., a private corporation associated with a shareholder of the Company, provided transportation  services to the Company relating to its fundraising activities in the amount of $152 during year ended December 31,  2010 (2009: $385).  There was $12 owing to this related party at December 31, 2010 (2009: $385).   During  the  year  ended  December  31,  2010,  the  Company  incurred  legal  fees  of  $41  (2009:  $217)  with  a  law  firm  in  which an officer of the Company is a partner.  There was no amount owing to this related party at December 31, 2010  (2009: Nil).   The Company receives services from various subsidiary companies of Lundin Petroleum AB (“Lundin”), a shareholder of  the Company.  Lundin charges for the year ended December 31, 2010 were $2,673 (2009: $1,245). The charges were  comprised  of  G&G  and  other  technical  service  costs  of  $382  (2009:  $317),  reimbursement  for  Company  travel  and  related  expenses  of  $601  (2009:  $207),  office  rental,  administrative  and  building  services  of  $328  (2009:  $86),  and  charges of $1,362 (2009: $635) relating to a guarantee provided to the KRG on behalf of the Company in respect of its  minimum financial commitments, charged at a rate of 3% per annum through to June 30, 2010, thereafter charged at  1.5%  per  annum,  and  payable  semi‐annually.    The  amount  owing  to  Lundin  at  December  31,  2010  was  $214  (2009:  $767).  Total amounts owing to related parties as at December 31, 2010 was $226 (2009: $1,152). The Company was owed no  amounts by related parties at the reporting dates.  All transactions with related parties are recorded at amounts agreed to by the parties and are made on the same terms  and conditions as with non‐related parties.  10                                            Liquidity and Capital Resources  Working capital at December 31, 2010 totaled $41,364, compared to $59,903 at December 31, 2009.  Funds  used  in  continuing  operations  in  2010  were  $4,796,  while  there  was  a  net  inflow  in  funds  of  $8,946  from  continuing operations in the previous year.  The primary components of the movement in funds are discussed in the  following paragraphs.    The  Company  has  an  inflow  of  funds  of  $47,826  from  financing  activities  in  continuing  operations  during  the  year  ended December 31, 2010, compared to a net inflow of funds of $96,598 in 2009.  The substantial portion of the inflow  of funds in the year 2010 came from the issuance in September of 111,111,106 common shares at CAD $0.45 per share  less brokerage fees and other issuance costs.   Net  cash  used  in  investing  activities  in  continuing  operations  was  $53,566  compared  to  funds  used  in  2009  in  the  amount  of  $91,230.  During  2010,  the  main  components  of  cash  used  by  investing  activities  in  continuing  operations  were  in  funding  the  investment  in  GEP  in  the  amount  of  $26,666,  and  $26,900  used  to  fund  exploration  costs  associated with the seismic acquisition and drilling programs of the Company’s petroleum properties in Kurdistan.   Net  cash  used  in  discontinued  operations  was  $85  for  year  ended  December  31,  2010  and  net  inflow  of  cash  in  discontinued operations was $9,337 for the year ended December 31, 2009.   The primary use of funds in 2010 was in  payments made towards settling outstanding accounts and for professional and consulting fees relating to the close‐ out  of  operations  in  the  United  States,  while  the  Company  received  funds  in  respect  of  the  sale  of  all  remaining  inventories  in  the  United  States  and  in  respect  of  an  insurance  claim  for  hurricane  damages  associated  with  the  Company’s discontinued operations.    The  Company  does  not  currently  generate  cash  flow  from  its  oil  exploration  and  development  operations.    The  Company  has  relied  upon  the  issuance  of  common  shares  to  finance  its  ongoing  oil  exploration,  development  and  acquisition activities. The Company has sufficient financial resources to fund its commitments under the current agreed  work plan. Continuing operations are dependent on discovery of economic oil and gas reserves and ultimately on the  attainment of profitable operations.    Contributed  surplus  increased  by  $507  in  the  year  ended  December  31,  2010  (2009:  $336)  due  to  stock‐based  compensation  expensed  and  exercised  during  the  year.    When  options  are  granted,  the  Black‐Scholes  option  value  method is used to calculate a value for the stock options.  When the options are exercised, the applicable amounts of  contributed surplus are transferred to share capital.  There were 25,000 options exercised during 2010 (2009: 790,000).      Commitments  Production Sharing Contracts   The  Company  had a combined $61.0 million minimum financial commitment in respect of the first exploration sub‐ period  relating  to  the  PSCs  governing  its  petroleum  operations  in  two  separate  petroleum  exploration  and  development  properties,  the  Pulkhana  Block  10  (“Pulkhana  Block”)  and  the  Arbat  Block,  located  in  the  Kurdistan  Region  of  Iraq.    The  PSCs  also  require  the  Company  to  fund  certain  personnel,  training,  environmental,  and  technological assistance projects, during the period over which the contracts are in effect.  As at December 31, 2010,  the Company had executed $11.0 million of its minimum financial obligations through the completion of its 2D seismic  acquisition program in both Blocks.     11                                    Block K42  As a party to the K42 Option Agreement the Company was required to contribute to the cost of conducting certain  seismic  services,  including  the  acquisition  of  2D  seismic  data.  The  Company  estimates  that  it  has  concluded  its  remaining minimum commitments under the K42 Option Agreement at December 31, 2010.    Investment in GEP  As part of the acquisition of GEP, the Company agreed obligation to contribute the next $15.8 million in cash which  will  be  required  to  fund  GEP’s  oil  exploration  and  development  operations.      The  amount  of  this  obligation  which  remained at the end of the year 2010 was $12.6 million.  Financial Instruments  The  Company’s  financial  instruments  consist  of  cash,  cash  equivalents,  short‐term  investments,  accounts  receivable,  accounts payable, accrued expenses and net payable to joint venture partner.    Cash, cash equivalents and short‐term investments are designated as held for trading and are therefore carried at fair  value, with unrealized gains or losses recorded in interest income.  The fair values of cash, cash equivalents, accounts receivable, accounts payable, accrued expenses and net payable to  joint  venture  partner  approximate  carrying  values  because  of  the  short‐term  nature  of  these  instruments.    The  fair  values of short‐term investments are determined directly by reference to quoted market prices.  The Company is exposed in varying degrees to a variety of financial instrument related risks.  Credit Risk  Credit risk is the risk of financial loss to the Company if a customer or counterparty to a financial instrument fails to  meet  its  contractual  obligations.    The  Company  manages  its  credit  risk  through  monitoring  counterparty  ratings  and  credit limits.  The Company is mainly exposed to credit risk on its cash and cash equivalents and accounts receivable.   To manage this risk the Company maintains its excess cash on account in instruments having a minimum credit rating  of  R‐1  (mid)  or  better  (as  measured  by  Dominion  Bond  Rate  Services)  or  the  equivalent  thereof  according  to  a  recognized bond rating service.  Accounts  receivable  are  primarily  from  joint  venture  partners  in  the  oil  and  gas  industry  and  are  subject  to  normal  industry credit risks.  Joint venture receivables are typically collected within one to two months of the joint venture bill  being issued to the partner.  The Company mitigates risks arising from joint venture receivables by obtaining partner  approval of capital expenditures prior to starting a project.   Liquidity Risk  Liquidity  risk  is the  risk  that  the  Company  will  incur  difficulties meeting its financial  obligations as  they become  due.   The  Company’s  approach  to  managing liquidity  is  to ensure,  as far  as  possible, that it  will have  sufficient  liquidity  to  meet its liabilities when due, without incurring unacceptable losses or risk harm to the Company’s reputation.  The Company prepares annual capital expenditure budgets, which are regularly monitored and updated as considered  necessary.    The  Company  requires  authorizations  for  expenditure  on  both  operating  and  non‐operating  projects  to  further manage capital expenditures.    12                                          Market Risk  Market  risk  is  the  risk  that  changes  in  market  prices,  such  as  foreign  exchange  rates,  commodity  prices  and  interest  rates,  will  affect  the  Company’s  net  earnings  or  the  value  of  financial  instruments.    The  objective  of  market  risk  management is to manage and control market risk exposures within acceptable limits, while maximizing returns.  The  significant  market  risk  exposures  to  which  the  Company  is  exposed  are  foreign  currency,  commodity  price  and  interest rate risks.  Foreign  currency  risk  –  The  Company  maintains  a  substantial  portion  of  its  cash  in  Canadian  dollars;  however,  the  Company’s  operations  are  conducted  predominantly  in  United  States  dollars.    The  Company’s  operating  results  and  cash flows are affected to varying degrees by the changes in the Canadian dollar relative to the United States dollar.   The Company has not entered into any agreements or purchased any instruments to hedge possible currency risks.  Commodity price risk – The prices that the Company may receive for its crude oil and natural gas production may have  a  significant  impact  on  its  revenue  and  cash  inflows  from  operating  activities.    Any  significant  price  decline  in  commodity prices would adversely affect the amount of funds available for capital reinvestment purposes.  At this time  the Company does not use derivative financial instruments to manage its exposure to this risk.  Interest rate risk – The Company’s bank accounts earn interest income at variable rates.  The Company’s future interest  income is exposed to changes in short‐term rates.    Uncertainty of title   Although  the  Company  conducts  title  reviews  prior  to  acquiring  an  interest  in  a  property,  such  reviews  do  not  guarantee  or  certify  that  an  unforeseen  defect  in  the  chain  of  title  will  not  arise  that  may  call  into  question  the  Company’s  interest  in  the  production  sharing  contracts.  Any  uncertainty  with  respect  to  one  or  more  of  the  Company’s  production  sharing  contracts  could  have  a  material  adverse  effect  on  the  Company’s  business,  prospects and results of operations.  Risks and Uncertainties  The  majority  of  ShaMaran’s  assets  are  located  in  Kurdistan.    ShaMaran  operates  in  areas  which  are  under  foreign  governmental  sovereignty  and  is  therefore  subject  to  political,  economic,  and  other  uncertainties  associated  with  foreign  operations,  which  include  (but  are  not  limited  to)  the  exposure  of  the  Company  to  changes  in  general  government policies and legislation, change in the energy policies or in their administration, changes in fiscal terms of a   production sharing contract with the government, inability to export the petroleum produced under contract, adverse  determinations or rulings by governmental authorities, nationalization, currency fluctuations and devaluations, as well  as risks of loss due to civil strife, acts of war, guerrilla activities and insurrections.  Political Issues  The political and security situation in Iraq is not settled and is volatile. There are significant outstanding political issues  and  differences  between  the  various  political  factions  in  Iraq.  These  differences  could  adversely  impact  ShaMaran’s  interests in Kurdistan.  In addition, certain borders of Kurdistan remain the subject of final determination, the result of  which may have an adverse effect on ShaMaran’s assets.  Legislative Issues  All  contracts  in  Kurdistan  are  issued  under  the  Oil  and  Gas  Law  of  The  Kurdistan  Region  ‐  Iraq.    No  federal  Iraqi  legislation  has  been  enacted  by  the  Iraq  Council  of  Ministers  (Cabinet)  and  Council  of  Representatives  (Parliament).   The lack of legislation, or the enactment of federal legislation contradictory to Kurdistan Region legislation, could have  a material adverse impact on ShaMaran’s interests in the region.   13                                        Marketing, Markets and Transportation  The  export  of  oil  and  gas  from  Kurdistan  remains  subject  to  uncertainties  which  could  have  an  adverse  impact  on  ShaMaran’s ability to export and market such oil and gas.  Further, ShaMaran’s ability to market its oil and gas may also  depend  upon  its  ability  to  secure  transportation  and  delivery,  in  view  of  related  issues  such  as  the  proximity  of  its  potential  production  to  pipelines  and  processing  facilities.  Potential  government  regulation  relating  to  price,  quotas  and other aspects of the oil and gas business could also have an adverse impact.    Exploration, Development and Production Risks  Oil and gas operations involve geological, technical and commercial risks.  ShaMaran’s success will depend on its ability  to find, appraise, develop and commercially produce oil and gas resources and reserves. Future oil and gas exploration  may involve risks relating to dry holes, wells which do not produce sufficient petroleum to return a profit after drilling,  operating  and  other  costs.    In  addition,  operations  can  be  effected  by  drilling  hazards,  environmental  damage,  and  other field operating conditions which could adversely affect production and increase the cost of operations. Diligent  operations can contribute to maximizing production rates over time but production delays and declines from normal  field operating conditions cannot be eliminated and can adversely affect revenue and cash flow levels.  Project Risks  ShaMaran’s ability to execute projects and market oil and gas will depend upon numerous factors beyond ShaMaran’s  complete control.  Factors such as obtaining approvals from relevant authorities, issues relating to security in the area  of operation, adverse legislation in Kurdistan and/or Iraq, the regulation of the oil and gas industry by various levels of  government and governmental agencies in Kurdistan and/or Iraq could adversely impact the execution of ShaMaran’s  projects.  Substantial Capital Requirements  ShaMaran  anticipates  making  substantial  capital  expenditures  in  the  future  for  the  acquisition,  exploration,  development and production of oil and gas reserves.  ShaMaran’s results will impact its access to the capital necessary  to undertake or complete future drilling and development programs. ShaMaran’s ability to access the equity or debt  markets  in  the  future  may be affected by  any prolonged  market  instability.   There can be  no  assurance  that debt or  equity  financing,  or  future  cash  (if  any)  generated  by  operations,  would  be  available  or  sufficient  to  meet  these  requirements  or  for  other  corporate  purposes  or,  if  debt  or  equity  financing  is  available,  that  it  will  be  on  terms  acceptable to ShaMaran.  The inability of ShaMaran to access sufficient capital for its operations could have a material  adverse effect on ShaMaran’s financial condition, results of operations and prospects.  Additional Funding Requirements  ShaMaran’s cash balances may not be sufficient to fund its ongoing activities at all times.  From time to time, ShaMaran  may require additional financing in order to carry out its oil and gas acquisition, exploration and development activities.   Failure to obtain such financing on a timely basis could cause ShaMaran to forfeit its interest in certain properties, miss  certain  acquisition  opportunities  and  reduce  or  terminate  its  operations.    ShaMaran’s  ability  to  access  the  equity  or  debt markets in the future may be affected by any prolonged market instability.  14                                Dilution  ShaMaran  may  make  future  acquisitions  or  enter  into  financings  or  other  transactions  involving  the  issuance  of  securities of ShaMaran which may be dilutive to the existing shareholders.  Accounting Policies and Critical Accounting Estimates  Use of Estimates  The  consolidated  financial  statements  of  the  Company  have  been  prepared  by  management  in  accordance  with  accounting principles generally accepted in Canada.  In preparing financial statements, management makes informed  judgments  and  estimates  that  affect  the  reported  amounts  of  assets  and  liabilities  as  of  the  date  of  the  financial  statements and affect the reported amounts of revenues and expenses during the period.  Specifically, estimates were  utilized in calculating depletion, asset retirement obligations, stock‐based compensation, amortization and impairment  write‐downs.  Actual results could differ from these estimates and differences could be material.  Accounting for Oil and Gas Operations  The  Company  follows  the successful  efforts  method  of accounting  for  its  oil  and gas  operations.   Under this  method  acquisition costs of oil and gas properties, costs to drill and equip exploratory wells that find proved reserves and costs  of drilling and equipping development wells are capitalized and subject to annual impairment testing.  Exploration well costs are initially capitalized and, if subsequently determined to have not found sufficient reserves to  justify commercial production, are charged to exploration expense.  Exploration well costs that have found sufficient  reserves  to  justify  commercial  production,  but  whose  reserves  cannot  be  classified  as  proved,  continue  to  be  capitalized as long as sufficient progress is being made to assess the reserves and economic viability of the well and or  related project.   Capitalized costs of proved oil and gas properties are depleted using the unit of production method based on estimated  gross proved reserves of petroleum and natural gas as determined by independent engineers.  Successful exploratory  wells  and  development  costs  and  acquired  resource  properties  are  depleted  over  proved  developed  reserves.   Acquisition  costs  of  unproved  reserves  are  not  depleted  or  amortized  while  under  active  evaluation  for  commercial  reserves.  Costs associated with significant development projects are depleted once commercial production commences.  A revision to the estimate of proved reserves can have a significant impact on earnings as they are a key component in  the calculation of depreciation, depletion and accretion.  Producing  properties  and  significant  unproved  properties  are  assessed  annually,  or  more  frequently  as  economic  events dictate, for potential impairment. The impairment test is initially based on undiscounted future cash flows from  proved and risk adjusted probable reserves.  If an impairment is identified, fair value is calculated as the present value  of estimated expected discounted cash flows from proved and risk‐adjusted probable reserves.  Any impairment loss is  the difference between the carrying value of the petroleum property and its fair value.  Therefore, if it is determined  that the estimated fair value is less than the net carrying amount, a write‐down to the oil and gas property’s fair value  is recognized during the period, with a charge to earnings.  Estimates of future cash flows used in the evaluation of impairment of assets are performed based on risk assessments  on  field  and  reservoir  performance  and  include  assumptions  regarding  commodity  prices,  discount  rates  and  future  costs.  A substantial portion of the Company’s exploration and development activities are conducted jointly with others.    15                                        The Company engaged McDaniel & Associates Consultants Ltd (“McDaniel”), an independent geoscience consultancy  firm, to evaluate 100% of the Company’s reserves and resource data at December 31, 2010. The conclusions of this  evaluation have been presented in a Detailed Property Report, which has been prepared in accordance with standards  set out in the Canadian National Instrument NI 51‐101 and Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGEH). Prior  to the appraisal drilling of Pulkhana and Total Depth of the Atrush‐1 well McDaniel estimate the following Contingent  & Prospective Resources net to ShaMaran for all four of the Company’s assets:  COMPANY GROSS ESTIMATED CONTINGENT RESOURCES AS OF DECEMBER 31, 2010      MBBL, MMCF (1) (2) (3) (4)  Crude Oil (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)  Total Company (Mboe)  Low Estimate (1C)  Best Estimate (2C)  High Estimate (3C)  28,232  1,254  28,441  81,736  4,350  82,461  236,232  14,231  238,604  Mean (3) Estimate  113,835  6,574  114,931   There is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the resources.   Company Gross resources are based on working interest share of the property gross resources.   The statistical mean is provided in addition to the standard 1C, 2C and 3C resource categories   Based on arithmetic aggregation of the low (P90) and high (P10) estimates for the individual fields; statistically therefore the low (1C) estimate  presented above has a greater than 90 percent chance of being exceeded and the high (3C) estimate has a lower than 10 percent chance of  being exceeded.  The Company’s crude oil, condensate and natural gas prospective resources as of December 31, 2010 were estimated  to be as follows:  COMPANY GROSS ESTIMATED PROSPECTIVE RESOURCES AS OF DECEMBER 31, 2010     MBBL, MMCF (1) (2) (3) (4)  Crude Oil (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)  Condensate (Mbbl)  Total Company (Mboe)  Unrisked  Low  Estimate  121,719  243,095  2,598  164,833  Unrisked Best  Estimate  196,585  508,430  6,232  287,555  Unrisked  Mean  Estimate  217,600  600,219  7,800  325,436  Unrisked High  Estimate  338,311  1,066,892  14,953  531,099  Risked (2) Mean  Estimate  103,549  141,185  2,265  129,345   There is no certainty that any portion of the resources will be discovered.  If discovered, there is no certainty that it will be economically viable  or technically feasible to produce any portion of the resources.   These  are  partially  risked  prospective  resources  that  have  been  risked  for  chance  of  discovery,  but  have  not  been  risked  for  chance  of  development.    Based on arithmetic aggregation of the low (P90) and high (P10) estimates for the individual prospects; statistically therefore the low estimate  presented above has a greater than 90 percent chance of being exceeded and the high estimate has a lower than 10 percent chance of being  exceeded.   Company Gross resources are based on working interest share of the property gross resources.  The  estimation  of  reserves  and  resources  is  subjective.    Forecasts  are  based  on  engineering  data,  future  prices,  expected future rates of production and the timing of capital expenditures, all of which are subject to uncertainties and  interpretations.  The Company had no reserves at December 31, 2010.    16                          International Financial Reporting Standards  In February  2008, the  Canadian  Accounting Standards  Board confirmed  that  Canadian  generally accepted  accounting  principles  (Canadian  GAAP)  will  be  converged  with  International  Financial  Reporting  Standards  (IFRS)  for  fiscal  years  commencing January 1, 2011.  The transition from Canadian GAAP to IFRS will be applicable for the Company for the  first  quarter  of  2011  when  the  Company  will  prepare  both  the  current  and  comparative  financial  information  using  IFRS.  While  IFRS  uses  a  conceptual  framework  similar  to  Canadian  GAAP,  there  are  significant  differences  on  recognition, measurement and disclosures.   The  Company  is  in  the  process  of  transitioning  from  current  Canadian  GAAP  to  IFRS.    There  are  three  phases  in  the  process:  diagnostic,  detailed  assessment  and  design  and  implementation.  The  Company’s  IFRS  conversion  process  is  progressing according to a changeover plan and timetable established by management as follows:  Accounting policies (ongoing – to be finalized before IFRS reporting in 2011)  Based  on  work  completed  to  date,  management  has  determined  that  the  adoption  of  IFRS  is  likely  to  impact  the  Company’s accounting for several areas, including PP&E, investments and income taxes. Matters impacting accounting  for  PP&E  include  the  evaluation  of  impairment,  accounting  for  asset  retirement  obligations,  taxation  and  other  adjustments considered to be minor.   The areas impacted by IFRS discussed above should not be regarded as a comprehensive list of changes that will result  from the transition to IFRS. Management continues to monitor the development of standards which could be subject to  change prior to adoption in 2011.  Impairments – Canadian GAAP requires a two‐step approach to impairment testing.  Undiscounted cash flows are first  compared  to  asset  carrying  values  to  determine  whether  impairment  exists.  If  so,  impairment  is  measured  by  comparing asset carrying values with fair values calculated using discounted cash flows.   IFRS  uses  a  one‐step  approach  to  testing  for  and  measuring  of  impairment,  with  asset  carrying  values  compared  directly with the higher of fair value less cost to sell and value‐in‐use (which uses discounted future cash flows). This  could  lead  to  additional  impairment  write‐downs  where  carrying  values  were  previously  supported  under  Canadian  GAAP on an undiscounted cash flow basis.   IFRS may result in greater variability in net income and carrying values of PP&E.  Asset Retirement Obligations – Under IFRS, a change in the current market‐based discount rate will result in a change in  the measurement of the provision, whereas a change in the discount rate alone does not result in a re‐measurement of  the ARO liability under Canadian GAAP. As market‐based discount rates change, IFRS may result in greater volatility in  asset retirement obligations held by the Company, the carrying values of PP&E and net income.  Income  taxes  –  IFRS  differs  from  Canadian  GAAP  for  purposes  of  recognizing  future  taxes,  specifically  in  relation  to  intercompany transfers, asset acquisitions, foreign currency and other areas. Due to these differences and the potential  tax effects of other IFRS adjustments, IFRS may cause volatility in future income tax liabilities and net income.  The  Company  is  working  to  understand  the  practical  application  of  those  IFRS  principles  considered  to  impact  the  Company, in order to quantify the IFRS opening balance sheet adjustments as at January 1, 2010.  17                                    Control Environment (Ongoing to 2011 year end reporting)  As the transition to IFRS progresses, changes to the design and implementation of both internal controls over financial  reporting and disclosure controls are being made.  Additional disclosure controls relating to first‐time adoption of IFRS  are currently being implemented.  The design changes for internal controls over financial reporting have completed and  are in process of being evaluated, with operating effectiveness to be evaluated prior to 2011 year‐end reporting.  Training and Communication (Ongoing to first quarter 2011 reporting)  Training of those accounting personnel impacted by the transition to IFRS is in process and will be ongoing. The Audit  Committee receives quarterly updates on project status. More frequent IFRS sessions are held among management to  discuss the potential impacts of implementing IFRS.   IT Systems (Ongoing to 2011 year end reporting)  The Company has concluded all system modifications necessary to support the capture and reporting of IFRS financial  information during.   Business Activities (Ongoing to 2011 year end reporting)  All  changes  to  the  budgeting  and  forecasting  systems  to  embed  the  more  significant  aspects  of  IFRS  within  the  Company’s planning cycle are now in place.  Outlook  The outlook for the four blocks in Kurdistan for the year 2011 is as follows:   Pulkhana block   Pulkhana‐9 was spudded on April 3, 2011 and is planned to be drilled to a Total Depth of 2700m which is estimated to  take approximately 90 days. The well is designed to appraise the proven Euphrates/Jaddala & Shiranish oil reservoirs as  well as appraise possible upside in the Jeribe & Lower Jaddala formations.   ShaMaran has also received Ministry of Natural Resources (“MNR”) approval for the Pulkhana‐10 and preparations are  being made to enable drilling of this well. The Company is tendering for a workover rig for the planned third quarter  workover of Pulkhana‐8 and at the same time progressing with the feasibility study and design for the Pulkhana Early  Production Facility (“EPF”) planned to be installed by the end of the year 2011. The first 3 wells (Pulkhana 8, 9 & 10) will  be connected to the EPF, with the possibility to expand as future development wells are drilled.  Arbat Block    Following completion of seismic interpretation the Company has received MNR approval for the location of the first  commitment  exploration  well  (designated  Arbat‐A).  Tendering  and  preparations  are  underway  to  enable  drilling  to  commence in the 4th quarter of this year.  Atrush  Atrush 1 was  drilled to  a total  depth  of 3,400 meters  on January 21, 2011. The  comprehensive  well  testing  program  commenced  on  January  30,  2011  is  expected  to  be  concluded  in  the  second  week  of  April  2011.    Evaluation  of  the  results of the testing program will be a significant factor towards determining the future program for the Atrush Block.  18                                               Block K42  Processing of the 232.0 km acquired 2D seismic data is complete.  The Company plans to exercise its option later in the  year 2011 to enter into a Production Sharing Contract.    New Ventures  The Company is currently pursuing new opportunities in the region.   Budget  The  capital  and  operating  budget  approved  by  the  Board  of  Directors  for  the  year  2011  was  for  $122.9  million.  The  budget contains amounts relating to the work programs of the four Kurdistan petroleum properties as follows: $49.5  million for the Pulkhana Block, $16.5 million for the Atrush Block, $30.7 million for the Arbat Block, $21.6 million for  Block  K42,  and  $4.6  million  in  corporate  costs.    The  Company  currently  has  sufficient  funds  to  meet  its  existing  contractual commitments under the approved budget and plans to seek additional funding to finance the remainder of  the capital and operating budget.  General   The  security  situation  in  Kurdistan  remains  stable  with  no  major  reported  incidents.    The  region  is  seeing  a  rapid  development  in  infrastructure  and  a  significant  increase  in  the  availability  of  oil  and  gas  services  in  the  country.  Management  is,  based  on  current  reports,  optimistic  that  the  regional  government  of  Kurdistan  and  the  federal  government of Iraq will come to an agreement on a possible payment mechanism for oil revenues arising from the sale  of  oil  produced  from  Kurdistan  before  the  Company  starts  producing  and  exporting  oil.  This  would  be  an  extremely  positive development for the region.  Forward‐Looking Statements  This report contains forward‐looking statements concerning anticipated developments on the Company’s operations;  the  adequacy  of  the  Company’s  financial  resources;  financial  projections,  including,  but  not  limited  to,  estimates  of  capital and operating costs, production rates, commodity prices, exchange rates, net present values; and other events  and conditions that may occur in the future.  Forward‐looking statements are frequently, but not always, identified by  the  words  such  as  “expects,”  “anticipates,”  “believes,”  “intends,”  “estimates,”  “potential,”  “possible,”  “budget”  and  similar  expressions,  or  statements  that  events,  conditions  or  results  “will,”  “may,”  “could,”  or  “should”  occur  or  be  achieved.  Information concerning the interpretation of drill results and reserve estimates also may be deemed to be  forward‐looking statements, as such information constitutes a prediction of what might be found to be present if and  when a project is actually developed.  Forward‐looking statements are statements about the future and are inherently  uncertain,  and  actual  achievements  of  the  Company  or  other  future  events  or  conditions  may  differ  materially  from  those reflected in the forward‐looking statements due to a variety of risks, uncertainties and other factors, including,  without limitation, those described in this MD&A.  The  Company’s forward‐looking statements are based  on  the beliefs, expectations and opinions  of management on  the  date  the  statements  are  made  and  the  Company  assumes  no  obligation  to  update  such  forward‐looking  statements  in  the  future.    For  the  reasons  set  forth  above,  investors  should  not  place  undue  reliance  on  forward‐ looking statements.  Additional Information  Additional information related to the Company is available on SEDAR at www.sedar.com and on the Company’s web‐ site at www.shamaranpetroleum.com.    19                                  Independent Auditor’s report Independent Auditor’s report 7 April 2011 To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corporation To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corporation We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum Corporation, which comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2010, the consolidated Corporation, which comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2010, the consolidated Corporation, which comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2010, the consolidated statements of operations and deficit, comprehensive income and cash flows for the year then ended, statements of operations and deficit, comprehensive income and cash flows for the year then ended, statements of operations and deficit, comprehensive income and cash flows for the year then ended, accounting policies. and the related notes including a summary of significant accounting policies. and the related notes including a summary of significant Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements in accordance with Canadian generally accepted account statements in accordance with Canadian generally accepted accounting policies control as management determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial control as management determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial control as management determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error. statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error. statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error. ing policies, and for such internal Auditor’s responsibility Auditor’s responsibility ility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our ility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audits. We conducted our audits in accordance with Canadian generally accepted auditing standards. audits. We conducted our audits in accordance with Canadian generally accepted auditing standards. audits. We conducted our audits in accordance with Canadian generally accepted auditing standards. Those standards require that we comply with ethical requirements and p lan and perform the audits to Those standards require that we comply with ethical requirements and plan and perform the audits to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free from obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free from obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free from material misstatement. An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. The procedures selected depend on the auditor’s judgment, nsolidated financial statements. The procedures selected depend on the auditor’s judgment, nsolidated financial statements. The procedures selected depend on the auditor’s judgment, including the assessment of the risks of material misstatement of the consolidated financial including the assessment of the risks of material misstatement of the consolidated financial including the assessment of the risks of material misstatement of the consolidated financial nts, the auditor considers statements, whether due to fraud or error. In making those risk assessments, the auditor considers statements, whether due to fraud or error. In making those risk assessme internal control relevant to the entity’s preparation and fair presentation of the consolidated financial internal control relevant to the entity’s preparation and fair presentation of the consolidated financial internal control relevant to the entity’s preparation and fair presentation of the consolidated financial statements in order to design audit procedures that are appropriate in the circumstances, but not for statements in order to design audit procedures that are appropriate in the circumstances, but not for statements in order to design audit procedures that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control. sing an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control. An audit also sing an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control. includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall pr accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall pr consolidated financial statements. consolidated financial statements. We believe that the audit evidence we have obtained in our audit is sufficient and appropriate to We believe that the audit evidence we have obtained in our audit is sufficient and appropriate to We believe that the audit evidence we have obtained in our audit is sufficient and appropriate to provide a basis for our audit opinion. provide a basis for our audit opinion. PricewaterhouseCoopers LLP, 1 Embankment Place, London WC2N 6RH PricewaterhouseCoopers LLP, 1 Embankment Place, London WC2N 6RH T: +44 (0) 20 7583 5000, F: +44 (0) 20 7822 4652, www.pwc.co.uk T: +44 (0) 20 7583 5000, F: +44 (0) 20 7822 4652, www.pwc.co.uk registered in England with registered number PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership registered in England with registered number PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services Authority for designated PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services Authority for designated PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services Authority for designated investment business. Opinion esent fairly, in all material respects, the In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the In our opinion, the consolidated financial statements pr financial position of ShaMaran Petroleum Corporation as at 31 December 2010, and the results of its financial position of ShaMaran Petroleum Corporation as at 31 December 2010, and the results of its financial position of ShaMaran Petroleum Corporation as at 31 December 2010, and the results of its operations and its cash flows for the year then ended in accordance with Canadian generally accepted operations and its cash flows for the year then ended in accordance with Canadian generally accepted operations and its cash flows for the year then ended in accordance with Canadian generally accepted accounting principles. Other matter The financial statements of for the year ended 31 December 2009 The financial statements of ShaMaran Petroleum Corporation for the year ended 31 December 2009 were audited by another auditor who expressed an unmodified opinion on those statements on 26 were audited by another auditor who expressed an unmodified opinion on those statements on 26 were audited by another auditor who expressed an unmodified opinion on those statements on 26 March 2010. PricewaterhouseCoopers LLP (signed) PricewaterhouseCoopers LLP Chartered Accountants, Licensed Public Accountants Chartered Accountants, Licensed Public Accountants London PricewaterhouseCoopers LLP, 1 Embankment Place, London WC2N 6RH PricewaterhouseCoopers LLP, 1 Embankment Place, London WC2N 6RH T: +44 (0) 20 7583 5000, F: +44 (0) 20 7822 4652, www.pwc.co.uk T: +44 (0) 20 7583 5000, F: +44 (0) 20 7822 4652, www.pwc.co.uk registered in England with registered number PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership registered in England with registered number PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services Authority for designated PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services Authority for designated PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services Authority for designated investment business. SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Balance Sheets   (Expressed in thousands of United States Dollars)  ______________________________________________________________________________  Note                          As at December 31,                     2010                            2009  58,684 124 2,656 447 74 61,985 44,282 150,222 194,504 63,565 31 ‐ 376 847 64,819 ‐ 185,180 185,180 256,489 249,999 5,142 14 103 12,643 2,719 20,621 ‐ 350 350 20,971 432,506 ‐ 3,867 5 (200,860) 235,518 2,050 37 12 ‐ 2,817 4,916 170 350 520 5,436 379,673 61,349 3,360 4  (199,823) 244,563 256,489 249,999 ASSETS   Current assets  Cash and cash equivalents   Accounts receivable  Inventory  Prepaid expenses and other assets   Discontinued operations Non‐current assets  Investment in company Property, plant and equipment   LIABILITIES  Current liabilities  Accounts payable and accrued expenses   Net payable to joint venture partner  Income taxes payable  Deferred consideration  Discontinued operations Non‐current liabilities   Other long‐term liabilities   Discontinued operations SHAREHOLDERS’ EQUITY   Share capital   Shares to be issued   Contributed surplus   Accumulated other comprehensive income  Deficit   6 8 4 7 9 7 4 4 10 10 10 5 Commitments and contingencies (note 15)  See accompanying notes to the Consolidated Financial Statements.   Approved on behalf of the Board:  ____________________  Cameron Bailey, Director    ____________________  Keith Hill, Director  22                                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Operations and Deficit   (Expressed in thousands of United States Dollars, except for per share data)  ______________________________________________________________________________  Note For the year ended December 31,               2010                                         2009  139 594 514 1,247 1,353 (416) 27 (2,215) (1,251) 4 81 (77) (1,037) 77 (960) (1,037) 6 2,378 546 2,930 636 (310) ‐ (4,943) (4,617) 1,687 12 1,675 (359) 1,600 1,241 2,916 (199,823) (200,860) (202,739)  (199,823) 0.00 0.00 0.00   0.00 0.00 0.00 536,164 536,164 0.005 0.005 0.01 0.005 0.005 0.01 346,639 346,639 10 12 7 11 4 4 Expenses   Depreciation   General and administrative  Stock‐based compensation   Other expenses/(income)  Guarantee fees  Interest income   Loss from investment in company  Foreign exchange gain   Net income before income taxes  Income tax expense  Net (loss)/income from continuing operations Discontinued operations  Loss from operations   Gain on asset disposal  Net (loss)/income  Deficit, beginning of the year  Deficit, end of the year  Basic income per share:  Continuing operations  Discontinued operations Diluted income per share: Continuing operations  Discontinued operations Weighted average number of common shares: Continuing operations  Discontinued operations See accompanying notes to the Consolidated Financial Statements. 23                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Comprehensive Income   (Expressed in thousands of United States Dollars)  ______________________________________________________________________________  Net (loss)/income  Other comprehensive income:  Exchange gains arising from translation of the  financial statements of a foreign operation  Comprehensive (loss)/income  See accompanying notes to the Consolidated Financial Statements.   For the year ended December 31, 2009 2010 2,916 (1,037) 1 (1,036) 4 2,920 24             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Cash Flows   (Expressed in thousands of United States Dollars)  ______________________________________________________________________________  Note For the year ended December 31, 2009 2010 Operating activities of continuing operations  Net (loss)/income from continuing operations Adjustments for non‐cash items:  Depreciation  Stock‐based compensation  Loss from investment in company   Exchange gains   Changes in working capital: Accounts receivable  Short term investments Prepaid expenses and other assets  Accounts receivable from joint venture partner Inventories  Accounts payable and accrued expenses  Net payable to joint venture partner  Income taxes payable  Investment activities of continuing operations Property, plant and equipment  Investment in company Financing activities of continuing operations Proceeds net of costs on issuance of shares Effect of exchange rate changes on cash and cash  equivalents  Cash flows from/(used in) continuing operations Cash flows from/(used in) discontinued operations  Change in cash and cash equivalents  4 Cash and cash equivalents, beginning of the year Cash and cash equivalents, end of the year  See accompanying notes to the Consolidated Financial Statements.   (77) 139 514 27 (2,215) (93) ‐ (71) ‐ (2,656) 3,092 (23) 91 (1,272) (26,900) (26,666) (53,566) 47,826 47,826 2,216 (4,796) (85) (4,881) 63,565 58,684 1,675 6 546 ‐ (4,943) (31) (358) ‐ (126) ‐ 1,850 ‐ 12 (1,369) (91,230) ‐ (91,230) 96,598 96,598 4,947 8,946 9,337 18,283 45,282 63,565 25                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  1. NATURE OF OPERATIONS  ShaMaran  Petroleum  Corp.  (“ShaMaran”  and  formerly  Bayou  Bend  Petroleum  Ltd.,  together  with  its  subsidiaries the “Company”) is incorporated under the British Columbia Business Corporations Act.    On October 16, 2009, the Company changed its name to ShaMaran Petroleum Corp. from Bayou Bend  Petroleum  Ltd.  with  an  effective  date  of  October  21,  2009.    The  Company’s  shares  trade  on  the  TSX  Venture Exchange under the symbol of “SNM” (formerly “BBP”).  The Company is engaged in the business of oil and gas exploration and development, and is currently in  the  pre‐production  stages  of  an  exploration  and  development  campaign  in  respect  of  petroleum  properties located in the Kurdistan Region of Iraq (“Kurdistan”).  The Company conducts its operations  through wholly owned subsidiary entities.  Oil  and  gas  operations  are  subject  to  extensive  controls  and  regulations  imposed  by  various  levels  of  government that may be amended from time to time. The Company’s operations may require licenses  and  permits  from  various  governmental  authorities  in  the  countries  in  which  it  operates.  Under  the  production  sharing  contracts  the  Company  has  entered  into,  the  Kurdish  Regional  Government  is  required to assist in obtaining all permits and licenses from any government agencies in the Kurdistan  Region  and  from  any  other  government  administration  in  Iraq.  There  can  be  no  assurance  that  the  Company  will  be  able  to  obtain  all  necessary  licenses  and  permits  that  may  be  required  to  carry  out  exploration and development of its projects.  The political and security situation in Iraq is not settled.  Issues relating to federalism and the autonomy  of  the  various  regions  of  Iraq  could  adversely  impact  the  Company’s  interest  in  the  Kurdistan  Region,  including the ability to export any hydrocarbons as a result of our activities.  2. SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES  (a) Basis of Presentation  These  Consolidated  Financial  Statements  include  the  accounts  of  the  Company  and  its  wholly  owned  subsidiaries and its proportionate interest in joint ventures, and have been prepared in accordance with  generally accepted accounting principles in Canada.   On May 28, 2009, the Company sold to a third party substantially all of its oil and gas properties located  in the United States in the Gulf of Mexico.  The financial results relating to these properties have been  reported as discontinued operations.  Refer to note 4.   The  significant  accounting  policies  followed  by  the  Company  have  been  applied  consistently  in  the  preparation  of  these  consolidated  financial  statements.    These  accounting  policies  are  summarized  below.  26                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (b)  Going concern   These Consolidated Financial Statements have been prepared assuming that the Company will into the  foreseeable future be able to realize its assets and liabilities as they come due in the normal course of  business.   The  ability of  the Company to continue as  a going  concern and  to  successfully carry out its  business plan is primarily dependent upon the continued support of its shareholders, the discovery of  economically  recoverable  reserves,  the  resolution  of  remaining  political  uncertainties  in  Iraq,  and  the  ability of the Company to obtain financing to develop reserves.   In  the  absence  of  current  production  revenues,  the  Company  is currently  dependent  upon  its  existing  financial  resources  which  include  approximately  $58.7  million  of  cash  and  cash  equivalents  as  at  December  31,  2010  to  satisfy  its  obligations  and  finance  its exploration  and  evaluation  programme  in  Kurdistan. Failure to meet these exploration and evaluation commitments could put the related licence  interests at risk of forfeiture.  The  Directors  believe  that  based  on  the  forecasts  and  projections  they  have  prepared,  the  resources  available will be sufficient for the Company and its subsidiaries to satisfy its contractual obligations and  commitments and to continue as a going concern for the foreseeable future, being at least the next 12  months.  Due  to  high  levels  of planned  expenditure as  a  result  of  the  significant  exploration  campaign  over the next 12 months, the Company may require additional financing. The Company has a number of  financing possibilities which it believes it would be able to pursue if and when required. Nevertheless,  the possibility remains that the Company’s operations and the availability of additional finance could be  significantly  affected  by  adverse  exploration  and  appraisal  results,  geopolitical  events  in  the  region,  macroeconomic conditions or other risks.  (c) Cash and Cash Equivalents  The  Company  considers  cash  and cash  equivalents to include  amounts held in  banks and highly liquid  investments with remaining maturities at point of purchase of 90 days or less.  The Company places its  excess cash and cash equivalents with institutions of high‐credit worthiness.  (d) Short‐term investments  Short‐term investments are accounted for at fair market value and consist of securities backed by the  full credit of the United States Government with maturities of less than one year.  (e) Investment  The  Company  uses  the  equity  method  to  account  for  its  33.5%  investment  in  General  Exploration  Partners  Inc  on  the  basis  that  it  has  significant  influence  in  the  operating,  financing,  and  investing  decisions of this company.  27                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (f) Inventories  Inventories  of  drilling  equipment  and  consumable  materials  are  stated  at  the  lower  of  cost  or  net  realizable  value,  cost  being  determined  on  a  first‐in,  first‐out  (“FIFO”)  method.    Net  realizable  value  represents the estimated selling price less all estimated costs of completion and costs to be incurred in  marketing, selling and distribution.   (g) Property Plant and Equipment (PP&E)  i. Petroleum Properties  Exploration  well  costs  are  initially  capitalized  and,  if  subsequently  determined  to  have  not  found  sufficient  reserves  to  justify  commercial  production,  are  charged  to  dry  hole  expense.    Exploration  well  costs  that  have  found  sufficient  reserves  to  justify  commercial  production,  but  those  reserves  cannot be classified as proved, continue to be capitalized as long as sufficient progress is being made  to assess the reserves and economic viability of the well or related project.    Expenses  incurred  which  are  recoverable  as  Petroleum  Costs  under  the  terms  of  the  Company’s  Production Sharing Contracts are capitalized with a resulting reduction to general and administrative  expense.  In  the  current  year  the  Company  has  capitalized  such  expenses  in  the  amount  of  $4,823  (2009: $426).  Producing properties and significant unproved properties are assessed annually, or more frequently  as economic events dictate, for potential impairment.  Any impairment loss is the difference between  the  carrying  value  of  the  asset  and  its  fair  value.    Fair  value  is  calculated  as  the  present  value  of  estimated expected future cash flows from proved, probable and, as appropriate, possible reserves.  The Company engages independent reserve evaluators in order to determine the extent to which it  has reserves.  The Company is currently engaged in exploration operations in Kurdistan, as described in note 9. The  Company  has  no  reserves  to  form  the  basis  for  an  estimate  of  future  net  cash  flow  from  the  corresponding  petroleum  properties.    The  Company  has  considered  the  conditions  in  CICA  Accounting  Guideline  11  for  impairment  which  includes  significant  unfavorable  economic,  legal,  regulatory,  environmental,  political  and  other  factors.  In  addition,  the  Company’s  continued  execution  of  its  business  plan  is  a  key  factor  considered  as  part  of  the  assessment  of  the  in  recoverability  of  the  carrying  amount  of  the  properties.  Whenever  events  or  changes  circumstances  indicate  that  the  carrying  amount  of  a  property  in  the  development  stage  may  be  impaired, capitalized costs are written down to the estimated recoverable amount. As at December  31, 2010 the Company has capitalized $149,692 (2009: $184,953) related to this project. No revenues  have been generated from  this project to date and no impairment was  identified  at  December 31,  2010.  28                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  ii. Corporate PP&E  Corporate PP&E includes office equipment, furniture and other assets not used directly in petroleum  operations, which are stated at historical cost less accumulated depreciation.   iii. Depreciation, Depletion and Amortization (DD&A)  Capitalized costs of proved oil and gas properties are depleted using the unit of production method.   For  purposes  of  these  calculations,  production  and  reserves  of  oil  are  converted  to  cubic  feet  of  natural gas on an energy equivalent basis at a ratio of one barrel (bbl) of oil to six thousand cubic feet  (mcf) of natural gas.  Successful  exploratory  wells  and  development  costs  are  depleted  over  proved  developed  reserves.   However,  to  the  extent  significant  development  costs  are  incurred  in  connection  with  proved  undeveloped  reserves,  such  costs  are  excluded  from  depletion  until  the  reserves  are  developed.   Acquired resource properties with proved reserves are depleted over proved reserves.  Acquisition  costs  of  probable  reserves  are  not  depleted  or  amortized  while  under  active  evaluation  for  commercial reserves.   Costs are transferred to depletable  costs as  proved reserves  are recognized.   Costs associated with significant development projects are not depleted until commercial production  commences.    Corporate PP&E are depreciated using the straight‐line method as follows:   Computer and information technology assets over 3 years   Furniture and fixtures over 5 years.  (h) Asset Retirement Obligations  The  fair  value  of  the  statutory,  contractual  or  legal  liability  associated  with  the  retirement  and  reclamation of oil and gas properties is recorded when incurred, with a corresponding increase to the  carrying  amount of the  related petroleum properties.   The increase to capitalized  costs  is depleted  to  earnings  on  a  unit  of  production  basis  over  the  life  of  the  proved  reserves  for  each  property.   Subsequent changes in the estimated fair value of the asset retirement obligation (ARO) are capitalized  and depleted over the remaining useful life of the underlying petroleum properties.  ARO liabilities are carried at their discounted present value and are accreted over time for the change in  their present value.  Actual expenditures incurred are charged against the accumulated obligation.  (i) Revenue Recognition  Revenues  from  the  sale  of  petroleum  and  natural  gas  are  recorded  when  title  passes  to  an  external  party and collection is reasonably assured.  29                           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (j) Income Taxes  The Company follows the asset and liability method of accounting for income taxes.  Under this method  current  income  taxes  are  recognized  for  the  estimated  income  taxes  payable  for  the  current  year.   Future income taxes are recognized for temporary differences between the tax and accounting basis of  assets and liabilities and for the benefit of losses available to be carried forward for tax purposes that  are likely to be realized.  Future tax assets and liabilities are measured using enacted or substantively enacted tax rates expected  to  apply  to  taxable  income  in  the  years  in  which  those  temporary  differences  are  expected  to  be  recovered or settled.  The effect of future tax assets and liabilities of a change in tax rates is recognized  in income in the period that included the date of enactment or substantive enactment.  (k) Stock‐Based Compensation  All  stock‐based  awards  made  to  employees  and  non‐employees  are  measured  and  recognized  using  a  fair  value  based  method.    Accordingly,  the  fair  value  of  the  options  at  the  date  of  the  grant  is  determined and charged to operations, with the offsetting credit to contributed surplus, on a straight‐ line basis over the vesting period.  If and when the stock options are ultimately exercised, the applicable  amounts of contributed surplus are transferred to share capital.  (l) Loss per Share  Basic  earnings  per  share  is  computed  by  dividing  income  available  to  common  shareholders  by  the  weighted average number of common shares outstanding during the year.  The computation of diluted  earnings per share assumes the conversion, exercise or contingent issuance of securities only when such  conversion, exercise or issuance would have a dilutive effect on earnings per share.  The dilutive effect  of outstanding options and warrants and their equivalents is reflected in diluted earnings per share by  application  of  the  treasury  stock  method.    The  treasury  stock  method  assumes  that  the  proceeds  received from the exercise of in‐the‐money stock options are used to repurchase common shares at the  average market price for the reporting period.  (m) Joint Interests  Substantially  all  of  the  Company’s  exploration  and  development  activities  are  conducted  jointly  with  others.  Accordingly, the financial statements reflect only the Company’s proportionate interest in such  activities.  30                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (n) Use of Estimates  The preparation of consolidated financial statements in accordance with Canadian GAAP requires that  management make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets and liabilities  and  disclosure  of  contingent  assets  and  liabilities  at  the  date  of  the  financial  statements  and  the  reported amounts of revenues and expenses during the reporting period.  These estimates are subject  to measurement uncertainty.  Actual results could differ from and affect the results reported in these  consolidated financial statements.  In  the  accounting  for  oil  and  gas  interests,  amounts  recorded  for  depletion  and  amounts  used  for  impairment  test  calculations  are  based  on  estimates  of  oil  and  gas  reserves  and  future  cash  flows,  including  development  costs.    By  their  nature,  the  estimates  of  reserves  and  the  related  future  cash  flows are subject to measurement uncertainty and the impact on the consolidated financial statements  of future periods could be material.  (o) Foreign Currency Translation  Activities  denominated  in  currencies  other  than  the  U.S.  dollar  are  translated  using  the  temporal  method.    Under  this  method,  monetary  assets  and  liabilities  denominated  in  other  currencies  are  translated  into  U.S.  dollars  at  the  exchange  rate  in  effect  at  the  balance  sheet  date.    Non‐monetary  assets and liabilities denominated in other currencies are translated at rates in effect on the dates the  assets  were  acquired  or  liabilities  were  assumed.    Revenues  and  expenses  are  translated  at  rates  approximating exchange rates in effect at the time of the transactions.  Gains and losses on translation  are reflected in the Statement of Operations and Deficit.  The accounts of the Company’s self‐sustaining foreign operations are translated into U.S. dollars using  the  current  rate  method.  Assets  and  liabilities  are  translated  at  the  exchange  rate  in  effect  at  the  balance  sheet  date  and  revenue  and  expenses  are  translated  at  exchange  rates  which  approximate  those  prevailing  at  the  transaction  dates.  Gains  or  losses  arising  from  the  translation  of  the  financial  statements  of  the  self‐sustaining  foreign  operations  are  deferred  in  the  accumulated  other  comprehensive income account in shareholders’ equity.  (p) Changes in Accounting Standards  i. Financial instruments:  Effective  for  fiscal  years  ending  on  or  after  September  30,  2009,  the  Company  has  adopted  the  enhanced  disclosure  requirements  of  amended  CICA  Section  3862,  Financial  Instruments  ‐  Disclosures.  Refer to note 13 for fair value measurement disclosures using a fair value hierarchy that  reflects the significance of the inputs in making the measurements.  31                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  ii. Goodwill and intangible assets:  On  January 1,  2009,  the  Company  adopted  the  new  requirements  of  the  CICA  Handbook  Section  3064,  Goodwill  and  Intangible  Assets.    This  new  accounting  standard,  which  applies  to  fiscal  years  beginning on or after October 1, 2008, replaces Section 3062, Goodwill and Other Intangible Assets.   Section 3064 expands on the standards for recognition, measurement, and disclosure of goodwill and  intangible  assets.    The  adoption  of  this  new  standard  did  not  have  any  impact  on  the  Company’s  financial statements, disclosures, or results of operations.  iii. Credit risk and the fair value of financial assets and liabilities:  On January 23, 2009, the CICA Emerging Issues Committee (EIC) issued EIC‐173, Credit Risk and the  Fair  Value  of  Financial  Assets  and  Liabilities.    EIC‐173  is  effective  for  interim  and  annual  financial  statements ending on or after January 20, 2009.  EIC‐173 provides guidance which requires that an  entity  consider  its  own  credit  risk  and  the  credit  risk  of  counterparties  when  determining  the  fair  value  of  financial  assets  and  liabilities.    Adoption  of  this  guidance  is  to  be  applied  retrospectively  without restatement to prior periods.  The Company has evaluated the impact of this new standard  and concluded that it does not have a material impact on its financial statements.  (q) Comparability  Certain  prior  year  information  and  amounts  has  been  reclassified  to  conform  with  the  current  year’s  presentation.  3. FUTURE ACCOUNTING STANDARDS  International Financial Reporting Standards  In February 2008 the Canadian Accounting Standards Board confirmed that Canadian generally accepted  accounting  principles  (“Canadian  GAAP”)  will  be  converged  with  International  Financial  Reporting  Standards (“IFRS”) for fiscal years commencing January 1, 2011.  The transition from Canadian GAAP to  IFRS  will  be  applicable  for  the  Company  for  the  first  quarter  of  2011  when  the  Company  will  prepare  both  the  current  and  comparative  financial  information  using  IFRS.    While  IFRS  uses  a  conceptual  framework similar to Canadian GAAP, there are significant differences on recognition, measurement and  disclosures.  While the effects of IFRS have not yet been fully determined, the Company has identified  key areas which are likely to be impacted by changes in accounting policy and disclosures, including the  accounting for petroleum properties, income taxes, and asset retirement obligations.  32                           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  4. DISCONTINUED OPERATIONS  On May 28, 2009, the Company sold to a third party substantially all of its petroleum properties located  in  the  United  States  in  the  Gulf  of  Mexico.  The  financial  position  of  discontinued  operations  included  within the Consolidated Balance Sheet is as follows:                           As at December 31,                         2010                     2009  ASSETS   Current assets  Short‐term investments Accounts receivable  Prepaid expenses and other assets   LIABILITIES  Current liabilities  Accounts payable and accrued expenses   Asset retirement obligation   Non‐current liabilities   Asset retirement obligation   NET LIABILITIES  ‐ 59 15 74 1,378 1,341 2,719 350 3,069 2,995 79 535 233 847 1,816 1,001 2,817 350 3,167 2,320 The current and non‐current portion of the Company’s asset retirement obligation (“ARO”) pertaining to  discontinued  operations  relate  to  the  remaining  interests  the  Company  holds  in  petroleum  properties  located  in  the  United  States.  The  liability  was  determined  based  on  the  Company’s  remaining  net  ownership interest in the corresponding wells and facilities, agreed and estimated costs to abandon and  reclaim the wells and facilities and the estimated timing of the costs to be incurred in future periods.  In  the year 2010 the Company agreed to a program to decommission and remediate a property which has  resulted in an increase by $340 in the ARO included as a current liability.   33                           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  4. DISCONTINUED OPERATIONS (continued)  The results of discontinued operations included in the Consolidated Statement of Operations and Deficit  are as follows:  For the year ended December 31,               2010                                       2009 Revenue  Oil and gas sales  Royalties  Net revenues  Expenses  Operating  Exploration  Dry hole costs  Asset retirement obligation  Accretion  Depletion, depreciation and amortization  Foreign exchange gain  General and administrative  Other income  Interest income  Net loss  Discontinued operations  Loss from operations  Gain on asset disposals   Net income / (loss)  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 340 ‐ ‐ ‐ 704   1,044 7 (1,037) (1,037) 77 (960) 2,089 (431) 1,658 761 810 21 200 12 447 (3,282) 3,072 2,041 24 (359) (359) 1,600 1,241 During  the  year  ended  December  31,  2010  the  remaining  inventories  in  the  United  States  from  discontinued  operations  were  sold  for  gross  proceeds  of  $277,  and  a  resulting  gain  of  $77.    In  the  comparable period in 2009 the Company sold substantially all of its oil and gas properties located in the  United States for gross proceeds of $12,487 and a resulting gain on asset disposals of $1,600.  34                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  4. DISCONTINUED OPERATIONS (continued)  The cash flows relating to discontinued operations in the Consolidated Statement of Cash Flows are as  follows:  For the year ended December 31,               2010                                       2009 Operating activities of discontinued operations Income / (loss) from discontinued operations Adjustments for non‐cash items:  Depletion, depreciation and amortization  Impairment of properties Dry hole costs  Accretion  Gain on asset disposals  Unrealized foreign exchange gain   Changes in working capital: Accounts receivable  Accounts receivable from joint venture partner Short term investments Prepaid expenses  Accounts payable and accrued expenses Asset retirement obligation  Investing activities of discontinued operations Property, plant & equipment  Proceeds from sale of assets   Cash flows from/(used in) discontinued operations (960) ‐ ‐ ‐ ‐ (77) ‐ 476 ‐ 79 218 (438) 340   (362) ‐ 277 277 (85) 5. ACCUMULATED OTHER COMPREHENSIVE INCOME  Accumulated other comprehensive income is comprised as follows:  As at December 31, 2008  Reclassification of cumulative foreign currency translation gain Gain on currency translation of the financial statements of a  foreign operation during the year  As at December 31, 2009   Gain on currency translation of the financial statements of a  foreign operation during the year  As at December 31, 2010  1,241 447 200 21 12 (1,600) (3,282)  1,377 163 1,295 ‐ (2,151) 426 (1,851) (1,299) 12,487 11,188 9,337 3,282 (3,282) 4 4 1 5 The financial statements of the Swiss entity of the Company have been translated from Swiss Francs into  the reporting currency of the Company with a resulting currency translation gain of $1 for year ended  December 31, 2010 (2009: gain of $4).  35                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  5. ACCUMULATED OTHER COMPREHENSIVE INCOME (continued)  Consistent with the sale during 2009 of substantially all of the Company’s petroleum properties located  in the United States, the cumulative foreign currency translation gain of $3,282 which originated in 2007  was reclassified.  Accordingly, the amount was reflected in the loss from discontinued operations for the  year ended December 31, 2009.    6. CASH AND CASH EQUIVALENTS  Cash and cash equivalents consist primarily of cash deposits held in Canadian dollars.    7. INVESTMENT IN COMPANY   On August 27, 2010, ShaMaran Ventures BV, a wholly owned subsidiary of the Company entered into a  Subscription Agreement and a Shareholders Agreement with Aspect Energy International, LLC (“Aspect”)  to acquire 33.5% of the fully‐diluted share capital of General Exploration Partners Inc (“GEP”), a wholly  owned  subsidiary  of  Aspect.  GEP  holds  an  80%  working  interest  in  the  Production  Sharing  Contract  (“PSC”) in respect of the Atrush Block Oil and Gas Exploration Area located in Kurdistan.  The  total  consideration  exchanged  for  the  investment  in  GEP  was  $45.1  million  comprised  of  cash  payments totaling $24.3 million and share consideration of $5.0 million, representing 12.5 million shares  of the Company, and an obligation to contribute the next $15.8 million in cash required to fund GEP’s oil  exploration and development operations, which will be repaid on a first in first out basis from a portion  of available petroleum production in the future.    Of  the  $15.8  million  obligation  $12,643  remained  at  December  31,  2010  and  is  reported  as  deferred  consideration  under  current  liabilities  on  the  balance  sheet.    The  Company  has  also  reported  in  the  Consolidated Statement of Operations and Deficit a loss from investment in the amount of $27 which  corresponds  to  33.5%  of  the  net  loss  reported  by  GEP  over  the  period  from  August  27,  2010  to  December 31, 2010 in the amount of $81.      8. INVENTORIES   Inventories were comprised as follows:  Drilling equipment and consumable materials                                    As at December 31,                                  2010                         2009 ‐ 2,656 ‐ 2,656 36                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  9. PROPERTY PLANT AND EQUIPMENT  Property plant and equipment is comprised as follows:  As at December 31, 2009   Petroleum properties – Kurdistan   Corporate PP&E  As at December 31, 2010   Petroleum properties – Kurdistan   Corporate PP&E  Accumulated  depreciation Net book  value Cost 184,953 233 185,186 149,692 690 150,382 ‐ (6) (6) ‐ (160) (160) 184,953 227 185,180 149,692 530 150,222 No  depletion  has  been  attributed  to  the  costs  of  petroleum  properties  located  in  Kurdistan,  as  the  related  operations  are  currently  in  the  pre‐production  exploration  stage  and,  currently,  there  is  no  corresponding production or reserves.  In August 2010 the Company executed agreements with the Kurdistan Regional Government (“KRG”) to  amend the Pulkhana Block 10 and the Arbat Block PSCs, waiving the Company of its previous contractual  requirement  to  issue  150  million  common  shares  of  the  Company  to  the  KRG.    Accordingly,  an  adjustment  was  made  to  reduce  the  carrying  value  of  petroleum  properties  by  $61,349,  which  represented  the  amount  previously  capitalized  in  respect  of  the  previous  contractual  requirement.   Refer also to note 10(b).     10. SHARE CAPITAL AND CONTRIBUTED SURPLUS  (a) Share capital and contributed surplus  The Company is authorized to issue an unlimited number of common shares with no par value.   Share capital and contributed surplus are comprised as follows:  Balance at December 31, 2008      Shares issued on private placement      Shares issued (acquisition)  Stock options exercised during the year      Stock option expense during the year   Balance at December 31, 2009   Shares issued (acquisition, see note 7)   Shares issued on private placement    Stock options exercised during the year   Stock options expense during the year  Balance at December 31, 2010  37 Number of shares 308,756,088 140,000,000 50,000,000 790,000 ‐ 499,546,088 12,500,000 111,111,106 25,000 ‐ 623,182,194 Share capital 250,899 96,250 31,966 558 ‐ 379,673 5,000 47,813 20 ‐ 432,506 Contributed  surplus 3,024 ‐ ‐ (210) 546 3,360 ‐ ‐ (7) 514 3,867                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (b) Shares to be issued   In August 2010 the Company executed agreements with the Kurdistan Regional Government to amend  the Pulkhana Block 10 and the Arbat Block PSCs.  The amendments waive the Company of its previous  contractual  requirement  to  issue  150  million  common  shares  of  the  Company  to  the  KRG,  which  was  comprised of 100 million shares due on signing of the PSCs plus a further 50 million shares due 30 days  prior to the expiry of the first exploration sub‐period in the Pulkhana Block, and in exchange require the  Company  to  contribute  20%  of  its  profit  oil  share  (produced  oil,  less  royalty  and  cost  oil)  from  the  Pulkhana Block 10 PSC and the Arbat Block PSC as capacity building payments to the Government.    The  amount  previously  reported  as  shares  to  be  issued  of  $61,349  has  been  reversed  with  a  corresponding decrease to the cost of the Company’s petroleum properties within property, plant and  equipment.  Refer also to note 9.    (c) Share options  The  Company  has  an established share  purchase  option  plan  whereby  a  committee  of  the  Company’s  board  of  directors  may,  from  time  to  time,  grant  up  to  a  total  of  10%  of  the  issued  share  capital  to  directors, officers, employees or consultants.  The number of shares under option at any specific time to  any one optionee shall not exceed 5% of the issued and outstanding common shares of the Company.   The  term  of  any  options  granted  under  the  plan  will  be  fixed  by  the  Board  of  Directors  and  may  not  exceed  five  years  from  the  date  of  grant.    A  four  month  hold  period  may  be  imposed  by  the  stock  exchange  from  the  date  of  grant.    Vesting  terms  are  at  the  discretion  of  the  Board  of  Directors.    All  issued stock options have terms of three to five years and vest over periods of up to three years.  The  exercise prices reflect trading values of the Company’s shares at grant date.  Movement during the year in stock options issued and outstanding is as follows:  Outstanding at December 31, 2009  Granted  Exercised  Cancelled/forfeited  Outstanding at December 31, 2010  Number of  options 4,110,000 1,390,000 (25,000) (915,000) 4,560,000 Weighted average exercise price (Cdn $) 0.82 0.51 0.48 1.20 0.65 At  December  31,  2010  there  were  3,155,000  options  exercisable  at  an  average  exercise  price  of  Cdn  $0.69 per share with a weighted average remaining life of 2.13 years.   38                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (c) Share options (continued)  The incentive stock options issued and outstanding are as follows:  Expiry date  April 24, 2011  January 18, 2012  March 27, 2012  September 10, 2014  September 30, 2014  January 3, 2015  March 25, 2015  May 11, 2015  August 9, 2015  September 22, 2015  October 1, 2015  October 20, 2015  Number of options  outstanding at  December 31, 2010 1,210,000 300,000 150,000 875,000 710,000 600,000 100,000 75,000 75,000 315,000 125,000 25,000 4,560,000 Exercise price  (Cdn $) 0.48 1.20 2.15 0.67 0.64 0.47 0.60 0.43 0.43 0.54 0.64 0.78 The Company recognizes compensation expense on stock options granted to both employees and non‐ employees using the fair value method at the date of grant, which the Company records as an expense.  The stock option compensation expense is calculated using the Black‐Scholes option pricing model.  The  weighted average fair value of options granted and the assumptions used in their determination are as  follows:   Expected dividend yield  Risk‐free interest rate (weighted average)  Expected stock price volatility (weighted average) Expected option life in years (weighted average) Grant date fair value (weighted average)                  As at December 31,                   2010                    2009 0% 3.32% 85.77% 3.98 Cdn $0.48  0% 3.21% 86.95% 4.11 Cdn $0.37 Stock option compensation expense for the year ended December 31, 2010 was $514 (2009: $546).   Option pricing  models require the input  of highly  subjective assumptions including  the expected price  volatility.  Changes in the subjective input assumptions can materially affect the fair value estimate, and  therefore the existing models do not necessarily provide a reliable single measure of the fair value of the  Company’s stock options.  39                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  11. INCOME TAXES  (a) Income tax expense  The  provision  for  income  taxes  reflects  an  effective tax  rate  which differs  from  Federal  and  Provincial  statutory tax rates.  The main differences are as follows:  Income / (loss) from continuing operations before income tax Corporate income tax rate Computed income tax expense / (recovery)  Increase / (decrease) resulting from:   Non‐taxable foreign exchange gain   Share issuance costs charged to share capital  Non‐deductible compensation expense   Foreign tax rate differences   Effect of change in tax rates   Change in valuation allowance   Effect of changes in foreign exchange rates  Other  Income tax expense from continuing operations The components of the future income tax assets are as follows:   Non‐capital losses    Share issue costs carried forward   Properties – tax basis over carrying value   Exploration expenses   Future income tax assets before allowance   Valuation allowance  Future income tax asset  (b) Tax losses carried forward  For the year ended December 31,                                  2010                         2009 1,687 30.0% 506 (77) 30.0% (23) (664) (204) 154 182 233 586 (200) 17 81 (1,482) (1,402) 164 12 448 2,254 (446) (42) 12                                    As at December 31,                                  2010                         2009 60,366 61,715 2,033 1,447 1,160 1,279 803 764 64,323 65,244 (64,323) (65,244) ‐ ‐ The Company has tax losses and costs which are available to apply to future taxable income as follows:   Canadian losses from operations   Canadian exploration expenses   Canadian unamortized share issue costs   Dutch losses from operations   U.S. Federal losses from operations   U.S. Federal – tax basis in excess of carrying values of properties Total  For the year ended December 31,                                  2010                         2009 7,401 10,774 3,057 3,210 7,577 5,606 ‐ 1,446 167,188 167,807 3,654 3,315 188,538 192,497 40                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (b) Tax losses carried forward (continued)  The  Canadian  losses  from  operations  may  be  used  to  offset  future  Canadian  taxable  income  and  will  expire over the period from 2015 to 2030.  The Canadian exploration expenses may be carried forward  indefinitely  to  offset  future  taxable  Canadian  income.    Canadian  unamortized  share  issue  costs  may  offset future taxable Canadian income of years 2011 to 2014.  The U.S. Federal losses are available to  offset future taxable income in the United States through 2030.  12. RELATED PARTY TRANSACTIONS  Namdo  Management  Services  Ltd.  (“Namdo”)  provides  corporate  administrative  support  and  investor  relation services to the Company under an agreement which commenced  April 1,  2007.   The Company  incurred fees for these services and associated reimbursable costs during the current year of $185 (2009:  $214), respectively.  Namdo is a private corporation owned by a shareholder of the Company.  There was  no amount owing to this related party at December 31, 2010 (2009: Nil).   Mile High Holdings Ltd., a private corporation associated with a shareholder of the Company, provided  transportation services to the Company relating to its fundraising activities in the amount of $152 during  year ended December 31, 2010 (2009: $385).  There was $12 owing to this related party at December 31,  2010 (2009: $385).   During the year ended December 31, 2010, the Company incurred legal fees of $41 (2009: $217) with a  law  firm  in  which  an  officer  of  the  Company  is  a  partner.    There  was  no  amount  owing  to  this  related  party at December 31, 2010 (2009: Nil).   The Company receives services from various subsidiary companies of Lundin Petroleum AB (“Lundin”), a  shareholder of the Company.  Lundin charges for the year ended December 31, 2010 were $2,673 (2009:  $1,245).  The  charges  were  comprised  of  G&G  and  other  technical  service  costs  of  $382  (2009:  $317),  reimbursement  for  Company  travel  and  related  expenses  of  $601  (2009:  $207),  office  rental,  administrative and building services of $328 (2009: $86), and charges of $1,362 (2009: $635) relating to a  guarantee  provided  to  the  KRG  on  behalf  of  the  Company  in  respect  of  its  minimum  financial  commitments, charged at a rate of 3% per annum through to June 30, 2010, thereafter charged at 1.5%  per annum, and payable semi‐annually.  The amount owing to Lundin at December 31, 2010 was $214  (2009: $767).  Total amounts owing to related parties as at December 31, 2010 was $226 (2009: $1,152). The Company  was owed no amounts by related parties at the reporting dates.  All transactions with related parties are recorded at amounts agreed to by the parties and are made on  the same terms and conditions as with non‐related parties.  41                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  13. FINANCIAL INSTRUMENTS AND RISK MANAGEMENT  The  Company’s  financial  instruments  consist  of  cash  and  cash  equivalents,  short‐term  investments,  accounts receivable, accounts payable, accrued expenses and advances from joint interest holders.    Cash  and cash equivalents and investments are designated  as held for trading and therefore carried at  fair value, with unrealized gain or loss recorded in interest income.  The  carrying  amounts  reported  in  the  consolidated  balance  sheet  for  short  term  financial  assets  and  liabilities,  which  includes  accounts  receivable,  accounts  payable,  accrued  expenses  and  advances  from  joint  interest  holders  approximate  fair  values  due  to  the  immediate  or  short‐term  maturities  of  these  financial instruments.  The following is a classification of fair value measurements recognized in the consolidated balance sheet  using a fair value hierarchy that reflects the significance of the inputs used in making the measurements.  Financial assets  Held for trading securities: Cash and cash equivalents Total  Fair value measurement at reporting using:  December 31, 2010 Quoted prices in  active markets  identical assets (Level 1) 58,684  58,684 58,684 58,684 Significant other  observable inputs (Level 2)  ‐  ‐ Significant unobservable inputs (Level 3) ‐ ‐ The Company is exposed in varying degrees to a variety of financial instrument related risks.  Credit Risk  Credit  risk  is  the  risk  of  financial  loss  to  the  Company  if  a  customer  or  counterparty  to  a  financial  instrument  fails  to  meet  its  contractual  obligations.    The  Company  manages  its  credit  risk  through  its  counterparty ratings and credit limits.  The Company is mainly exposed to credit risk on its cash and cash  equivalents  and  accounts  receivable.    To  manage  this  risk  the  Company  maintains  its  excess  cash  on  account in instruments having a minimum credit rating of R‐1 (mid) or better (as measured by Dominion  Bond Rate Services) or the equivalent thereof according to a recognized bond rating service.  Accounts receivable are primarily with joint venture partners in the oil and gas industry and are subject to  normal industry credit risks.  Joint venture receivables are typically collected within one to two months of  the  joint  venture  bill  being  issued  to  the  partner.    The  Company  mitigates  the  risk  from  joint  venture  receivables by obtaining partner approval of capital expenditures prior to starting a project.   42                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  Liquidity Risk  Liquidity risk is the risk that the Company will  incur  difficulties meeting its  financial  obligations  as  they  become due.  The Company’s approach to managing liquidity is to ensure, as far as possible, that it will  have  sufficient  liquidity  to  meet  its  liabilities  when  due,  without  incurring  unacceptable  losses  or  risk  harm to the Company’s reputation.  The Company prepares annual capital expenditure budgets, which are regularly monitored and updated  as considered necessary.  The Company uses authorizations for expenditures on both operating and non‐ operating projects to further manage capital expenditures.    Market Risk  Market risk is the risk that changes in market prices, such as foreign exchange rates, commodity prices  and  interest  rates,  will  affect  the  Company’s  net  earnings  or  the  value  of  financial  instruments.    The  objective of market risk management is to manage and control market risk exposures within acceptable  limits, while maximizing returns.  The significant market risk exposures to which the Company is exposed are foreign currency, commodity  price and interest rate risks.  Foreign currency risk – The Company maintains a portion of its cash in Canadian dollars.  The Company’s  operations are conducted in U.S. dollars.  The Company’s operating results and cash flows are affected to  varying  degrees  by the changes in  the Canadian dollar  vis‐à‐vis the U.S.  dollar.   Company expenditures  are  incurred  predominately  in  U.S.  dollars.    The  Company  has  not  entered  into  any  agreements  or  purchased any instruments to hedge possible currency risks.  At December 31, 2010, the Company had $50,364 denominated in Canadian dollars.  As of December 31,  2010, with other variables unchanged, a 1% strengthening of the U.S. dollar against the Canadian dollar  would increase the net loss by $500 due to this financial asset.  Commodity price risk – The prices that the Company received for its crude oil and natural gas production  may  have  had  a  significant  impact  on  its  revenue  and  cash  provided  by  operating  activities.    Any  significant  price  decline  in  commodity  prices  would  have  adversely  affected  the  amount  of  funds  available for capital reinvestment purposes.  The Company did not use derivative financial instruments to  manage its exposure to this risk.  Interest rate risk – The Company’s bank accounts earn interest income at variable rates.  The Company’s  future interest income is exposed to changes in short‐term rates.  At December 31, 2010, the Company  had  $50,364  denominated  in  Canadian  dollars.    As  of  December  31,  2010,  with  other  variables  unchanged, a 0.25% weakening of the interest rate on Canadian funds on deposit would increase the net  loss by approximately $126 due to this financial asset.  43                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  14. CAPITAL DISCLOSURE  The Company’s objective when managing capital is to safeguard the Company’s ability to continue as a  going concern such that it can provide returns for shareholders and benefits for other stakeholders.  The  Company  considers  its  capital  structure  to  include  shareholders’  equity  and  working  capital.    The  Company manages the capital structure and makes adjustments to it in the light of changes in economic  conditions and the risk characteristics of the underlying assets.  In order to maintain or adjust its capital  structure,  the  Company  may  issue  new  shares  or  sell  assets  to  settle  liabilities.    The  Company  is  not  subject to externally imposed capital requirements.    The components of the Company’s capital structure are as follows:  Current assets  Current liabilities  Working capital  Shareholders’ equity  15. COMMITMENTS AND CONTINGENCIES  (a) Production Sharing Contracts (“PSC”)                  As at December 31,                   2010                    2009 64,819 (4,916) 59,903 244,563 61,985 (20,621) 41,364 235,518 The Company entered into two PSCs during the year 2009, which govern its petroleum operations in two  separate petroleum exploration and development properties, the Pulkhana Block 10 and the Arbat Block,  located in the Kurdistan Region of Iraq.    Under  the  terms  of  the  Pulkhana  PSC,  the  Company  holds  a  60%  undivided  interest  in  the  petroleum  operations,  Petoil  Petroleum  and  Petroleum  Products  International  Exploration  and  Production  Inc  (“Petoil”) holds a 20% interest and the remaining 20% is held by the Kurdistan Regional Government (the  “KRG”). The Company is required to pay 100% of the minimum financial commitment in respect of the  first  exploration  sub‐period,  which  is  36  months  from  the  commencement  of  the  PSC  with  option  to  extend by one year. Under the terms of the Pulkhana PSC, the Company is the operator and collectively  with Petoil, represent the “Contractor”.    Under the terms of the Arbat  PSC, the Company holds a 60% undivided interest in the petroleum  operations, the KRG holds a 20% interest and the remaining 20% is a third party interest which the KRG  has the option to assign to a third party or parties. The Company is required to pay 100% of the  minimum financial commitment in respect of the first exploration sub‐period or until such time as the  KRG’s reserved 20% interest has been sold, following which the Company will pay 75% of the forward  costs and receive a reimbursement for 25% of the costs incurred to that date.  Under the terms of the  Arbat PSC, the Company is the operator and represents the “Contractor”.    44                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (a) Production Sharing Contracts (continued)  The PSCs contemplate a minimum financial commitment of $61 million in respect of the first exploration  sub‐period for the Pulkhana and Arbat Blocks combined. The PSCs also require the Contractor to fund  certain personnel, training, environmental, and technological assistance projects, during the period over  which the contracts are in effect.  As at December 31, 2010, the Company had executed $11.0 million of  its  minimum  financial  obligations  through  the  completion  of  its  two  dimensional  (“2D”)  seismic  acquisition program in both Blocks.     All qualifying petroleum costs incurred by the Contractor shall be recovered from a portion of available  petroleum production, defined under the terms of the PSCs. At any time during the exploration period  the Contractor has the right to terminate the PSCs, by surrendering the entire contract area.  All modifications to the PSC’s are subject to the approval of the KRG.  (b) Amendment  and  Novation  Agreement  to  the  Block  42  Option  Agreement  (“K42  Option  Agreement”)  During the year 2009 the Company became party to the K42 Option Agreement between the KRG and  Oil Search (Iraq) Limited (“OSIL”), which allows an option to the Company and OSIL to enter into with  the  KRG  a  PSC  relating  to  the  exploration  and  development  of  petroleum  resources  in  the  Block  K42  contract area located in Kurdistan Region of Iraq, the terms of which have been agreed in principle.    In  accordance  with  the  K42  Block  PSC,  OSIL  is  the  operator  and,  collectively  with  the  Company,  represent the “Contractor”. Upon exercise of the option, the Company would acquire not less than an  undivided 20% interest in the petroleum operations in respect of the K42 Block contract area, with OSIL  holding a 60% interest and the KRG holding the remaining 20%.  If either the Company or OSIL elect not  to  exercise  its  option  in  respect  of  the  Contract  the  other  party  has  the  option  to  acquire  the  exiting  party’s rights and obligations.  This  K42  Option  Agreement  requires  the  Contractor  to  conduct  certain  seismic  services,  including  the  acquisition of 200 kilometers of seismic surveying, within the option period of 18 months commencing  October 1, 2009, which is extendable for a further three months.  Provided that the seismic services are  completed prior to the expiry of the option period, the option to enter into a PSC may be exercised by  providing written notice to the KRG.  The Contractor is to pay 100% of all the costs incurred during the  option period, 25% of which are to be paid by the Company.    The Company estimates that it has concluded its minimum commitments under the K 42 Option as at  December 31, 2010.   All qualifying petroleum costs incurred by the Contractor during the option period would be recoverable  from a portion of available petroleum production, defined under the terms of the PSC.   45                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements   For the years ended December 31, 2010 and 2009  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise indicated)  ______________________________________________________________________________  (c) Net Profit Interest  During 2009 the Company entered into a non‐legally binding heads of agreement (“HOA”) which offered  a net profit interest to certain parties in the Pulkhana and Arbat PSC’s, and if granted, the K42 PSC.  This  non‐legally binding HOA has not been formalized into a legally binding agreement.   46   SHAMARAN PETROLEUM CORP. DIRECTORS  CORPORATE INFORMATION  Keith C. Hill  Director, Chairman  Vancouver, British Columbia  Pradeep Kabra  Director, President & Chief Executive Officer  Geneva, Switzerland  Brian D. Edgar  Director  Vancouver, British Columbia  Gary S. Guidry  Director  Calgary, Alberta  Alexandre Schneiter  Director  Anieres, Switzerland  J. Cameron Bailey  Director  Calgary, Alberta  CORPORATE OFFICE  885 West Georgia Street  Suite 2101  Vancouver, British Columbia V6C 3E8  Telephone: +1‐604‐689‐7842  Facsimile:   +1‐604‐689‐4250  Website: www.shamaranpetroleum.com  OPERATIONS OFFICE  5 Chemin de la Pallanterie  1222 Vésenaz  Switzerland  Telephone: +41‐22‐560‐8600  Facsimile: +41‐22‐560‐8601  BANKER  HSBC Bank Canada  Vancouver, British Columbia  AUDITOR  PricewaterhouseCoopers LLP  London, UK  TRANSFER AGENT  OFFICERS  Computershare Trust Company of Canada  Brenden Johnstone  Chief Financial Officer  Geneva, Switzerland  Kevin E. Hisko  Corporate Secretary  Vancouver, British Columbia  Vancouver, British Columbia  STOCK EXCHANGE LISTING  TSX Venture Exchange  Trading Symbol: SNM  INVESTOR RELATIONS  Sophia Shane  Vancouver, British Columbia  47                                                                                                                   

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above