ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2011

Plain-text annual report

ShaMaran Petroleum Corp  Annual Report  For the year ended December 31, 2011    SHAMARAN PETROLEUM CORP.  MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS  For the year ended December 31, 2011   (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”  together  with  its  subsidiaries  the  “Company”)  is  prepared  as  of  March  28,  2012.   The   MD&A  should be read in conjunction with the audited consolidated financial statements for the year ended December 31,  2011 together with the accompanying notes.  Unless  otherwise stated herein all monetary amounts are expressed  in US dollars (“USD”).  The financial statements of the Company have been prepared in accordance with International Financial Reporting  Standards  (“IFRS”)  as  required  for  Canadian  public  listed  entities  with  year  ends  beginning  on  or  after  January  1,  2011.  In  reporting  periods  prior  to  the  year  2011  the  Company’s  financial  statements  were  prepared  under  Canadian generally accepted accounting principles.  Overview  ShaMaran is a Canadian‐based oil and gas company with interests in two 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  to  the  petroleum  properties.   ShaMaran   trades  on  the  TSX  Venture  Exchange  and  the NASDAQ OMX First North Exchange (Stockholm) under the symbol “SNM”.    Highlights   A major oil discovery in the Atrush Block was announced by the Company on April 13, 2011. The Atrush 1 well  flowed  at  rates  totalling  over  6,393  bopd  of  26.5  API  oil  from  three  tests  in  the  Middle  and  Upper  Jurassic  reservoirs and well analysis indicated that the intervals are capable of much higher rates when completed for  production. The well was drilled in budget and on time to a total depth of 3,400 meters.    The  Appraisal  Work  Programme  and  Budget  on  the  Atrush  Block  has  been  submitted  to  the  KRG.  The  Programme  consists  of  3D  seismic  and  a  number  of  appraisal  wells  and  studies.  3D  seismic  acquisition  is  in  progress  and  the  construction  of  the  location  for  the  Atrush‐2  appraisal  well  is  underway  with  drilling  operations planned to commence in May 2012. Planning for an Early Production facility to conduct a long term  test in the field is also underway.  The Company’s 100% owned subsidiary ShaMaran Petroleum BV entered into a production sharing contract  (“PSC”)  on  July  27,  2011  in  respect  of  the  Taza  Block  (formerly  Block  K42)  in  the  Kurdistan  Region  of  Iraq.    ShaMaran holds a 20% working interest in the PSC, and Oil Search Iraq Limited (“OSIL”) is the operator with a  60%  working  interest  in  the  PSC.   The  Kurdistan  Regional  Government  of  Iraq  (“KRG”)  holds  a  20%  working  interest  in  the  PSC  with  costs  carried  by  ShaMaran  and  OSIL.   Planning   is  underway  for  an  exploration  well  with drilling operations expected to commence near the end of the second quarter of 2012.   Operations  were  discontinued  in  December  2011  in  Pulkhana  after  disappointing  testing  results  from  the  Pulkhana  9  well.   On   January  17,  2012  the  Company  signed  a  final  binding  agreement  with  the  KRG  to  relinquish to the KRG the 60% working interests previously held in each of the Arbat and Pulkhana Production  Sharing Contracts.    1                In  February  2012  the  Company  received  a  Detailed  Property  Report  (“the  Report”)  from  its  third  party  auditors, McDaniel & Associates Consultants Ltd. The Report includes 124,782 Mboe as best estimate of Gross  Estimated  Contingent  Resources  and  87,910  Mboe  as  the  unrisked  best  estimate  of  Gross  Estimated  Prospective  Resources  net  to  ShaMaran  for  the  Company's  two  assets.  These  estimates  are  exclusive  of  amounts relating to the Pulkhana and Arbat Blocks which were relinquished in January 2012.    Cash  proceeds  of  $CAD  51.0  million  were  raised  by  the  Company  ($CAD  49.7  million  net  of  issuance  costs)  through a private placement of 127.5 million common shares at $CAD 0.40 per share which was concluded on  November 15, 2011. In May 2011 the Company raised cash proceeds of $CAD 50.4 million ($CAD 49.5 million  net of issuance costs) through a private placement of 56 million common shares at $CAD 0.90 per share which  was concluded on May 5, 2011.        The cash balance of the Company was $49.1 million as at December 31, 2011.   Operations in Kurdistan  The Company had at December 31, 2011 direct working interests in each of the Pulkhana Block, the Arbat Block  and the Taza Block (formerly Block K42) and 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 40 mid to large size international oil companies.  On January 17, 2012 ShaMaran signed a final binding agreement with the KRG to relinquish to the KRG the 60%  working  interests  which  it  then  held  in  each  of  the  Arbat  and  Pulkhana  Production  Sharing  Contracts  ("PSC").  Under  the  terms  of  the  agreement  the  PSC  for  each  of  the  Pulkhana and Arbat  blocks  was  terminated  whereby  ShaMaran's  interests  in  both  PSCs  are  relinquished.  This  asset  realignment  relieved  the  Company  from  the  remaining work program obligations of Pulkhana and Arbat blocks, and allows ShaMaran to focus its activities and  resources on the Atrush and Taza Blocks, which the Company considers to be their most prospective blocks.  Atrush Block  The Atrush Block is located approximately 85 km northwest of Erbil, the capital of the Kurdish administered part of  Iraq, and is 269 square kilometers in area.  The topography is similar to the Shaikan Block to the south which had a  major discovery reported by Gulf Keystone Petroleum Ltd in January 2010.  Immediately to the north of the Atrush  Block is the Sarsang block where Hillwood International Energy also made an oil discovery in the Swara Tika‐1 well.  The structures located on the Block contain multiple stacked oil reservoirs in the Cretaceous, Jurassic and Triassic  sections and due to a high‐degree of fracturing are capable of high production rates.    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.  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.  2         GEP acquired 143 km of 2D seismic data (covering the Atrush Block) data in 2008. 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 consisting of ten drill stem tests (DSTs) commenced on January 30, 2011  and was completed on the April 3, 2011. Following notification to the KRG of a major Jurassic oil discovery on the  April 4, 2011 the operator GEP submitted an Appraisal Work Program which consists of 3D seismic, appraisal wells  and studies leading to the possible installation of an Early Production facility in 2012 to conduct a long term test in  the field. 3D seismic acquisition operations commenced on the block in July 2011 and planning for the Atrush‐2  well is currently in progress, with the well location under construction.  Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.    Taza Block (formerly Block K42)  Taza  Block  located  is  a  511  square  kilometer  exploration  area  located  in  the  South  of  Kurdistan  immediately  northeast of the Pulkhana Block and on trend with the giant producing 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.  The  Company’s  100%  owned  subsidiary  ShaMaran  Petroleum  BV  entered  into  a  production  sharing  contract  (“PSC”) on July 27, 2011 in respect of the Taza Block.   ShaMaran holds a 20% working interest in the PSC, and Oil  Search  Iraq  Limited  (“OSIL”)  is  the  operator  with  a  60%  working  interest  in  the  PSC.   The  Kurdistan  Regional  Government of Iraq (“KRG”) holds a 20% working interest in the PSC with costs carried by ShaMaran and OSIL.  The  Company had previously been a party to an option agreement in respect of the Taza Block with the KRG and OSIL.   ShaMaran and OSIL exercised their option to convert that agreement into the PSC.    The acquisition of 232 line‐kilometers of 2D seismic data was concluded in May 2010 and identified a significant 90  square kilometer four‐way dip closed structure, with structural relief of between 150 and 300m. This closure lies  on the structural trend between the Jambur field and the Western Zagros Sarqala oil discovery to the south (with  reported test rates of over 9,000 barrels of oil per day from the Jeribe formation). The Jeribe will be one of the  main  targets  for  the  upcoming  exploration  well  on  the  identified  prospect  which  is  in  the  planning  phase  with  drilling operations expected to commence near the end of the second quarter of 2012.  Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.    Pulkhana Block  Operations were discontinued in the Pulkhana block after disappointing test results from the Pulkhana 9 well. The  Pulkhana Block PSC was fully relinquished to the KRG with an effective date of January 17, 2012.     The Pulkhana Block is a 529 square kilometer appraisal/development area located in southern Kurdistan.   Prior to relinquishing this PSC the Company was 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. retained a 20% interest in the PSC and the KRG holds the remaining 20%.  The  Company was required to pay  100%  of  the  minimum  financial  commitment  in  respect  of  the  first  exploration  phase,  following  which  the  Company would pay 75% of the forward costs.    3           Pulkhana‐9 was spudded by the Company on April 3, 2011 and a total depth of 2,333 meters was reached on July  23,  2011.  A  comprehensive  testing  program  of  six  well  tests  ("DST")  recovered  oil  from  four  separate  reservoir  intervals, including two new reservoirs that predrilling had not been recognized as having resource potential. Due  to  the  inability  to  obtain  sustained  flow  rates  the  Company  opted  to  sidetrack  the  well  targeting  the  lower  two  zones  (Shiranish  and  Balambo  formations)  using  open  hole  "barefoot"  testing.  The  well  was  sidetracked  successfully,  however  the  targeted  formations  flowed  only  limited  quantities  of  oil  to  surface  during  open  hole  testing.  Refer also to the discussion under “Commitments” in this MD&A.    Arbat Block  On January 17, 2012 the Company completed the relinquishment to the KRG of the Arbat Block PSC.     The Arbat Block (formerly Block G) is a 973 square kilometer exploration area located in eastern Kurdistan.   Prior to relinquishing this PSC the Company was the operator of the project and held a 60% undivided interest in  the PSC with the KRG holding a 20% interest and the remaining 20% a third party interest which the KRG has the  option  to  assign  to  a  third  party  or  parties.  The  Company  was  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 would 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 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.  During the year 2011 the Company had initiated planning for the first well and had initiated an infill 2D seismic  program in an attempt to establish a second drillable prospect. As a result of the decision to relinquish the PSC the  seismic program was terminated December 22, 2011.   Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.    4           Selected Annual Information  The following is a summary of selected annual financial information for the Company:   ($000s, except per share data)  Continuing operations  General and administrative expenses  Share‐based payments  Depreciation and amortisation expense  Share of loss of associate  Impairment losses  Finance cost  Finance income  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 1,000)           For the year ended December 31,  2011  2010  2009*  (1,082)  (264)  (221)  (271)  (207,504)  (1,777)  518  (137)  (210,738)  ‐  (1,279)  ‐  1,078  (201)  (210,939)           (0.31)           ‐           (0.31)           (0.31)           ‐           (0.31)  151,239  29,798  125,259  807,984        (594)           (570)           (139)             (27)            ‐          (1,353)          2,631              (81)            (133)               ‐          (1,037)                ‐               77            (960)        (1,093)         ‐         ‐            ‐          ‐          ‐            ‐    (2,378)           (546)               (6)               ‐             ‐            (636)         5,253             (12)         1,675         1,658        (2,041)              24         1,600         1,241         2,916  0.005  0.005  0.01  0.005  0.005  0.01     256,489        44,009      235,518      623,182      249,999       59,903     244,563     499,546  *The amounts for 2009 are presented in accordance with Canadian GAAP and have not been restated to conform to IFRS.  5                                                                                                                                                Summary of principal changes in annual information  The Company spent $103 million on exploration and evaluation activities in 2011, its second full year of operations  in Kurdistan, consisting primarily of drilling, workover and testing costs incurred on the Pulkhana 8 and Pulkhana 9  wells  and  a  capacity  building  payment  issued  to  the  KRG  associated  with  the  signing  of  the  Taza  Block  PSC.   The   Company recorded an expense in December 2011 of $207.5 million to provide for the impairment of exploration  and  evaluation,  inventory,  and  property  plant  and  equipment  assets  relating  to  the  Pulkhana  and  Arbat  Blocks  which were ultimately relinquished to the KRG in January 2012. Also during the year 2012 the Company increased  by $7.5 million its investment in GEP, the company operating the Atrush Block, primarily through cash contributions  which were required to fund the work program and budget on the Atrush Block. To finance its 2011 operations the  Company raised funds in May and November 2011 through the issuance of a total of 183.5 million shares for gross  proceeds of $99.8 million ($98.7 million net of issuance costs).  As a result of these developments the total assets  and shareholders’ equity reported at the end of the year 2011 have decreased relative to the amounts reported in  2010 while common shares outstanding have increased.  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 income items of continuing operations are explained in detail as follows:  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   General and administrative expense incurred  Expenses and PSC overhead capitalized as E&E assets  Net general and administrative expenses  For the year ended December 31, 2010 2,526 1,053 485 416 414 327 196 5,417 (4,823) 594 2011 3,623 1,459 1,025 1,159 643 413 300 8,622 (7,540) 1,082 The  Company  capitalizes  as  E&E  assets  those  general  and  exploration  expenses  incurred  which  relate  to  the  operational  aspects  of  the  Company’s  E&E  activities.   In   addition  the  PSCs  governing  the  Company’s  petroleum  properties  in  Kurdistan  allow  the  operating  company  to  include  within  petroleum  costs  an  annual  exploration  overhead  charge  calculated  on  a  sliding  scale  percentage  of  annual  exploration  costs.   The  exploration  overhead  charge qualifies as recoverable petroleum costs under the term of the PSCs and will be recovered from a portion of  available petroleum production (produced oil less royalty oil) in the future.    The increase over the prior year G&A expenses incurred is due to the relative increase in current year technical and  support required by the additional exploration operations on the Company’s petroleum properties.   6                   Share‐Based Payments  In $000     Share‐based payments  For the year ended December 31, 2010 570 2011 264 The  share‐based  payments  expense  results  from  the  vesting  of  stock  options  granted  in  the  years  from  2009  to  2011.  A total of 25,000 stock options were granted during the year ended December 31, 2011 (2010: 1,390,000).   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.    Depreciation and Amortisation  In $000   Depreciation and amortisation  For the year ended December 31, 2010 139 2011 221 Depreciation  and  amortisation  corresponds  to  cost  of  use  of  the  furniture  and  IT  equipment  at  the  Company’s  technical and administrative offices located in Switzerland and Kurdistan.  Share of loss of associate  In $000   Loss from investment in GEP  For the year ended December 31, 2010 27 2011 271 The  loss  relates  to  the  Company’s  pro‐rata  portion  of  the  net  loss  incurred  by  GEP  in  conducting  exploration  operations on the Atrush Block in Kurdistan. The Company acquired its 33.5% interest in GEP on August 27, 2010.     Impairment losses  In $000   Write down of inventory to net realizable value  Provision for impairment of exploration and evaluation assets  Write down of property plant and equipment to liquidation values  Total impairment losses  For the year ended December 31, 2010 ‐ ‐ ‐ ‐ 2011 1,243 205,862 399 207,504 As a result of the suspension in December 2011 of all operations associated with the Pulkhana and Arbat Blocks, and  the relinquishment of these PSCs completed on January 17, 2012, the Company has determined that at December  31, 2011 there was impairment in the value of the exploration and evaluation assets incurred in respect of these  PSCs and of certain drilling inventory and property, plant and equipment items which would no longer be used in  drilling programs associated with the Pulkhana and Arbat Blocks due to their cancellation.  Finance cost  In $000   Guarantee fees   Foreign exchange loss   Total finance cost  For the year ended December 31, 2010 1,353 ‐ 1,353 2011 915 862 1,777 7                         The Company has incurred fees in respect of a guarantee of the minimum financial obligations under the Pulkhana  and  Arbat  PSCs.  The  guarantee  which  was  provided  to  the  KRG  by  a  related  company  on  behalf  of  ShaMaran  became effective on August 29, 2009 and was charged at a rate of 3.0 % per annum up to June 30, 2010 and at 1.5%  thereafter. Refer also to the discussions under “Commitments” and “Related Party Transactions” in this MD&A.    The  foreign  exchange  loss  in  2011  results  primarily  from  holding  cash  and  cash  equivalents  denominated  in  Canadian dollars while the Canadian dollar weakened during the year against the United States dollar which is the  reporting currency of the Company.   Finance income  In $000   Interest income   Foreign exchange gain   Total finance income  For the year ended December 31, 2010 416 2,215 2,631 2011 518 ‐ 518 The  foreign  exchange  gain  in  2010  results  primarily  from  holding  cash  and  cash  equivalents  denominated  in  Canadian dollars while the Canadian dollar strengthened during the year against the United States dollar which is  the reporting currency of the Company.   Interest income represents bank interest earned on cash and investments in marketable securities.  The increase in  the amounts reported in 2011 relative to the amount reported in the year 2010 is primarily due to higher interest  rates received on the cash balances as well as higher average cash balances held throughout the year.  Income tax expense  In $000   Income tax expense  For the year ended December 31, 2010 81 2011 137 Income tax expense relates to provisions for income tax on service income generated in Switzerland. The amount  reported in 2011 has increased relative to the amount reported in 2010 due to a higher tax base relating to the cost  of additional services incurred to support the higher levels of exploration activity in the year 2011.    8                   Results of Discontinued Operations  The main components of discontinued operations are explained as follows:  Expenses  In $000   Legal, accounting and audit fees   Management and consulting fees   General and other office expenses   Revision to asset retirement obligation   Total expenses  For the year ended December 31, 2010 246 308 144 339 1,037 2011 137 3 61 1,078 1,279 The revision to asset retirement obligation in 2011 relates to the provision for site restoration costs relating to the  remaining interests the Company holds in petroleum properties located in the United States.  The  provision was  determined based  on  the  Company’s  remaining  net  ownership  interest  in  the  corresponding  wells  and  facilities,  estimated  costs  to  abandon  and  reclaim  the  wells  and  facilities  and  the  estimated  timing  of  the  costs  to  be  incurred in future periods.    The  decrease  in  fees  and  expenses  in  the  year  2011  relative  to  the  year  2010  is  due  to  the  reduction  in  activity  associated with the Company’s United States based operations following the sale in 2009 of substantially all of the  properties located there. The decrease in fees and expenses in the year 2011 relative to the year 2010 is due to the  reduction  in  activity  associated  with  the  Company’s  United  States  based  operations  following  the  sale  in  2009  of  substantially  all  of  the  properties  located  there.  The  legal,  management  and  consulting  fees  which  the  Company  continues to incur are related to the decommissioning and windup of its remaining properties and legal entities in  the United States.   Gain on disposal of assets  In $000   Gain on asset disposal  For the year ended December 31, 2010 77 2011 1,078 The  Company  received  in  April  2011  a  cash  payment  of  $1,078  in  respect  of  a  2009  agreement  for  the  sale  of  petroleum properties located in the United States which allowed for a deferred purchase payment on the basis of  proved reserves as defined at December 31, 2010.  The gain of $77 reported in year 2010 relates to the disposal of  all remaining inventories located in the United States.   9                   Selected Quarterly Information  The following is a summary of selected quarterly financial information for the Company:  (In $000s, except per share data)  For the quarter ended  Dec 31  Sep 30  Jun 30  Mar 31  Dec 31  Sep 30  Jun 30  Mar 31  2011  2011  2011  2010  2010  2010  2010  2010  Continuing operations  General and admin. (exp.) / recovery  Share‐based payments  Depreciation and amortisation  Share of recovery / (loss) of associate  Impairment losses  Finance cost   Finance income  Income tax expense  (283)  (21)  (55)  11  (207,504)  (251)  552  (31)  202  (70)  (58)  (173)  ‐  (2,780)  147  (32)  Net inc. / (loss) from continuing ops.  (207,582)  (2,764)  (837)  (114)  (56)  (30)  ‐  (229)  367  (33)  (932)  (164)  (59)  (52)  (79)  ‐  (227)  1,162  (41)  540  628   (83)  (43)  46   ‐   9   1,961   (38)  2,480   (643)  (73)  (41)  (73)  ‐  (457)  600   (16)  (360)  (161)  (29)             ‐    ‐  (2,212)  74  (14)  (219)  (254)   (26)             ‐    ‐  (458)  1,760  (13)  (703)  (2,702)  790  Discontinued operations  Expenses   Gain on sale of assets  Net from discontinued ops.  Net income / (loss)  Basic loss, $ per share:   Continuing operations   Discontinued operations  Diluted loss, $ per share:   Continuing operations   Discontinued operations  (34)  ‐  (34)  (46)             ‐    (1,121)      1,078    (78)             ‐    (73)             ‐    (47)             ‐    (728)             ‐    (46)  (43)  (975)  (78)  462  (73)  (47)  (728)  2,407   (750)  (3,430)  (188)  77  (111)  679  (207,616)  (2,810)  (0.28)  ‐  ‐  ‐  (0.28)             ‐    (0.28)  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐             ‐               ‐    ‐             ‐    ‐             ‐               ‐               ‐               ‐               ‐       ‐    ‐  ‐  ‐  ‐             ‐               ‐    ‐             ‐    ‐             ‐               ‐               ‐               ‐               ‐      ‐    ‐  ‐  ‐  ‐             ‐    Summary of principal changes in fourth quarter information  (0.28)  In the fourth quarter of 2011 the Company completed drilling and testing the Pulkhana 9 well and the workover and  testing of the Pulkhana 8 well and subsequently suspended all operations in respect the Pulkhana and Arbat Blocks.    The  net  loss  in  the  fourth  quarter  was  primarily  driven  by  the  impairment  losses  associated  with  the  decision  to  relinquish the Pulkhana and Arbat Blocks.  Off‐Balance Sheet Arrangements  The Company has no off‐balance sheet arrangements.  Outstanding Share Data  As  of  December  31,  2011  the  Company  had  807,983,860  shares  outstanding  and  3,233,334  stock  options  outstanding under its employee incentive stock option plan.  No warrants were outstanding.  10                                                                                                                                  The Company concluded a private placement on November 15, 2011 and issued 127.5 million common shares at  $CAD 0.40 per share for gross cash proceeds of $CAD 51.0 million ($CAD 49.7 million net of issuance costs).    On May 5, 2011 a private placement of an additional 56 million common shares at $CAD 0.90 per share resulted in  total cash proceeds of $CAD 50.4 million ($CAD 49.5 million net of issuance costs).    During  the  year  2011  a  quantity  of  25,000  (2010:  1,390,000)  share  options  were  granted  while  cancellations  of  share options were 50,000 (2010: 915,000).   A quantity of 1,301,666 (2010: 25,000) options were exercised during  the year 2011 resulting in cash proceeds of $CAD 636  (2010: $CAD 12,000).   Related Party Transactions  In $000  Namdo Management Services Ltd.   Mile High Holdings Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Vostok Naphta Investment Ltd.  Lundin Petroleum AB  Total  Purchases of services  during the year  2010 2011           Amounts owing  as at December 31 2010 2011 361 103 56 24 2,176 2,720 185 152 41 ‐ 2,673 3,051 7 19 14 ‐ 78 118 ‐ 12 ‐ ‐ 214 226 Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  owned  by  a  shareholder  of  the  Company  which  has  provided corporate administrative support and investor relation services to the Company.    Mile High Holdings Ltd. is a private corporation associated with a shareholder of the Company which has provided  transportation services to the Company in relation to its fundraising activities.    McCullough O’Connor Irwin LLP is a law firm in which an officer of the Company is a partner which has provided  legal services to the Company.    Vostok Naphta Investment Ltd. is a corporation traded on the NASDAQ OMX Nordic Exchange in Stockholm (trading  symbol VNIL SDB) associated with a shareholder of the Company and which has provided investor relations services  to the Company in relation to its fundraising activities in Sweden.   The  Company  receives  services  from  various  subsidiary  companies  of  Lundin  Petroleum  AB  (“Lundin”),  a  shareholder of the Company.  Lundin charges during the year ended December 31, 2011 of $2,176 (2010: $2,673)  were comprised of G&G and other technical service costs of $195 (2010: $382), reimbursement for Company travel  and related expenses of $611 (2010: $601), office rental, administrative and building services of $455 (2010: $328)  and  $915  (2010:  $1,362)  relating  to  a  guarantee  provided  to  the  KRG on  behalf  of  the  Company  in  respect  of  its  minimum financial commitments, payable semi‐annually and charged at a rate of 1.5 % per annum (3.0% prior to  July 1, 2010).   Included  within  general  and  administrative  expenses  are  contributions  totalling  $1,025  made  in  the  year  2011  (2010: $485) to a charitable foundation whose Chairman is a major shareholder of the Company. Funds from this  charity, in part, are used for community investment activity in Kurdistan.   All  transactions  with  related  parties  are  in  the  normal  course  of  business  and  are  made  on  the  same  terms  and  conditions as with parties at arm’s length.  11                 Liquidity and Capital Resources  Working capital at December 31, 2011 totaled $29.8 million compared to $44.0 million at December 31, 2010.    The overall cash position of the Company decreased by $9.6 million during the year 2011 compared to an increase  in cash of $4.9 million during the year 2010.  The primary components of the movement in funds are discussed in  the following paragraphs.    The operating activities of the Company during the year 2011 resulted in an increase in the cash position by $10.5  million compared to a decrease by $2.3 million in the year 2010. Increased trade payable balances are the primary  reason for the increase in 2011 cash position due to operating activities.    Net cash used in investment activities during the year 2011 was $119.7 million compared to funds used in 2010 in  the amount of $52.7 million. The main components of cash used was $100.1 million spending on E&E costs related  to  the  Company’s  petroleum  properties  in  Kurdistan,  which  included  a  payment  to  the  KRG  of  $20  million  as  a  capacity building bonus in respect of the Taza Block PSC, and $20.4 million in cash contributions to GEP to fund joint  operations on the Atrush Block and to pay down the deferred purchase consideration which was outstanding at the  end of the year 2010.    The Company received financing funds net of issuance costs amounting to $99.8 million during the year 2011 ($CAD  99.2  million)  in  respect  of  May  and  November  private  placements  of  a  total  of  183.5  million  common  shares  of  ShaMaran and an additional $661 in cash was received from the exercise of share options in the year 2011.  During  the  year  2010  the  Company  received  financing  funds  net  of  issuance  costs  of  $47.8  million  ($CAD  49.3  million)  relating to the private placement in September of 111.1 million common shares of the Company.   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 believes that based on the forecasts and projections they have prepared and a  number  of  financing  initiatives  which  are  being  pursued  the  Company  and  its  subsidiaries  will  have  resources  sufficient to satisfy contractual obligations and commitments under agreed work programs. Although the Company  is confident that it will be able to raise sufficient funds there is no assurance at the date these financial statements  were approved that these financing initiatives will be successful.  Continuing operations are dependent on discovery  of economic oil and gas reserves and ultimately on the attainment of profitable operations.    The share based payments reserve decreased by $140 in the year 2011 because the value of stock options exercised  during  the  year  exceeded  the  issuance  of  share‐based  payments.  In  the  year  2010  the  share  based  payments  reserve increased by $563 relating to the issuance of share‐based payments.  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 share based payments are transferred to share capital.   Commitments  Production Sharing Contracts   At December 31, 2011 the Company held direct and indirect interests in four production sharing contracts (“PSCs”)  which  govern  petroleum  operations  in  the  Atrush,  Taza  (formerly  K42),  Pulkhana  and  Arbat  Block  petroleum  exploration and development properties located in Kurdistan.    12                     The PSCs contemplate minimum financial commitments during the first exploration sub‐period and also require the  Contractor  to  fund  certain  community  development,  personnel,  training,  environmental,  and  technological  assistance  projects  during  the  period  over  which  the  contracts  are  in  effect.    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.  As at December 31, 2011, the Company the outstanding commitments of the Company were as follows:  In $000  General Exploration Partners Inc  Taza Block PSC  Pulkhana Block PSC (*see Note below)  Arbat Block PSC (*see Note below)  Office and other  Total commitments  2012 27,002 4,417 30,000 20,000 125 81,544 2013 ‐ 1,667 ‐ ‐ ‐ 1,667 2014 ‐ 1,667 ‐ ‐ ‐ 1,667 Thereafter  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  Total 27,002 7,751 30,000 20,000 125 84,878 * Note: The Company took the decision in December 2011 to relinquish to the KRG the Pulkhana and Arbat Block  PSCs  and  immediately  suspend  all  operations  associated  with  those  two  PSCs.    The  relinquishment  was  subsequently  completed  in  January  17,  2012  whereby  the  Company  was  released  from  any  further  obligation  under these two PSCs in exchange for fees totaling $25 million which were paid to the KRG on January 25, 2012.    ShaMaran holds 33.5% of the issued shares of General Exploration Partners Inc (“GEP”) which holds an 80% working  interest in the Atrush Block PSC. Marathon Oil Corporation holds the remaining 20% interest with the KRG holding  an option to acquire up to a 25% interest in the PSC prior to 180 days after declaration of a commercial discovery.  GEP is responsible for 80% of the approved annual work program and budget within the appraisal period now in  progress.  The  Company  currently  holds  a  20%  working  interest  in  the  Taza  PSC,  and  Oil  Search  Iraq  Limited  (“OSIL”)  is  the  operator  with  a  60%  working  interest  in  the  PSC.   The  KRG  holds  a  20%  working  interest  in  the  PSC  with  costs  carried by ShaMaran and OSIL.  The Company had previously been a party to an option agreement in respect of the  Taza  Block  with  the  KRG  and  OSIL.   ShaMaran  and  OSIL  exercised  their  option  on  July  27,  2011  to  convert  that  agreement into the PSC.    At December 31, 2011 the Company held at a 60% undivided interest in the Pulkhana Block PSC, Petoil Petroleum  and  Petroleum  Products  International  Exploration  and  Production  Inc  (“Petoil”)  held  a  20%  interest  and  the  remaining  20%  was  held  by  the  Kurdistan  Regional  Government  (the  “KRG”).  The  Company  was  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.  The Company held at December 31, 2011 a 60% undivided interest in the Arbat PSC, the KRG held a 20% interest  and the remaining 20% was a third party interest which the KRG held the option to assign to a third party or parties.  The Company was 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 would  have paid 75% of the forward costs and receive a reimbursement for 25% of the costs incurred to that date.    13         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.    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.  14                                 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  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.   15                             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.  16                       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  using  International  Financial Reporting Standards (“IFRS”).  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,  share‐based  payments,  amortisation  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.  17                           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.    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,  2011.  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).   The Company’s crude oil and natural gas contingent resources for all four of the Company’s assets as of December  31, 2011 were estimated to be as follows:  COMPANY GROSS ESTIMATED CONTINGENT RESOURCES AS OF DECEMBER 31, 2011      MBBL, MMCF (1) (2) (3) (4)  Crude Oil (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)  Total Company (Mboe)  Low Estimate (1C)  Best Estimate (2C)  High Estimate (3C)  82,276  16,462  85,020  143,618  28,279  148,331  257,315  50,956  265,807  Mean (3) Estimate  159,388  31,651  164,663   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 for all four of the Company’s assets as  of December 31, 2011 were estimated to be as follows:  COMPANY GROSS ESTIMATED PROSPECTIVE RESOURCES AS OF DECEMBER 31, 2011     MBBL, MMCF (1) (2) (3) (4)  Crude Oil (Mbbl)  Condensate (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)  Total Company (Mboe)  Unrisked  Low  Estimate  58,351  2,801  224,156  98,512  Unrisked Best  Estimate  133,935  6,912  494,500  223,264  Unrisked  Mean  Estimate  165,327  8,868  592,963  273,022  Unrisked High  Estimate  310,185  17,108  1,077,592  506,892  Risked (2) Mean  Estimate  70,401  4,840  196,031  107,912   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.   18                    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.  As the Pulkhana and Arbat Blocks were relinquished January 17, 2012 (after the effective date of McDaniel’s report)  the contingent and prospective resources excluding these blocks were summarized by McDaniels as follows:  COMPANY GROSS ESTIMATED CONTINGENT RESOURCES   EXCLUDING PULKHANA AND ARBAT BLOCKS  AS OF DECEMBER 31, 2011      MBBL, MMCF (1) (2) (3) (4) (5)  Crude Oil (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)  Total Company (Mboe)  Low Estimate (1C)  Best Estimate (2C)  High Estimate (3C)  71,149  16,243  73,856  120,177  27,630  124,782  209,641  49,379  217,871  Mean (3) Estimate  132,272  30,846  137,413   These estimates are provided for information purposes only as they exclude Pulkhana and Arbat Blocks.   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  excluding  the  Pulkhana  and  Arbat  Blocks as of December 31, 2011 were estimated to be as follows:  COMPANY GROSS ESTIMATED PROSPECTIVE RESOURCES   EXCLUDING PULKHANA AND ARBAT BLOCKS  AS OF DECEMBER 31, 2011     MBBL, MMCF (1) (2) (3) (4) (5)  Crude Oil (Mbbl)  Condensate (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)  Total Company (Mboe)  Unrisked Low  Estimate  31,031  1,861  60,739  43,016  Unrisked Best  Estimate  61,302  4,402  133,235  87,910  Unrisked  Mean  Estimate  70,616  5,674  166,635  104,062  Unrisked High  Estimate  120,749  10,884  312,564  183,726  Risked (2) Mean  Estimate  45,439  4,325  126,554  70,856   These estimates are provided for information purposes only as they exclude Pulkhana and Arbat Blocks.   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.  19                   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, 2011.    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.    International Financial Reporting Standards  International  Financial  Reporting  Standards  (“IFRS”)  replaced  Canadian  GAAP  for  publicly  accountable  enterprises  for  with  fiscal  years  commencing  January 1,  2011.   The  Company  has  adopted  IFRS  for  the  interim  and  annual  periods beginning on January 1, 2011 and has reported comparative information for the year 2010.    The overall impact of the adjustments to the balance sheet, statement of comprehensive income and statement of  cash flows conversion from Canadian GAAP to IFRS is considered to be insignificant.  The following notes explain the adjustments made in converting from Canadian GAAP to IFRS:  i. ii. In  accordance  with  IFRS  6  Exploration  for  and  evaluation  of  Mineral  Resources  the  Company’s  accounting  policy  is  to  record  as  E&E  assets  those  costs  of  exploring  and  evaluating  oil  and  gas  properties  including  payments to acquire the legal right to explore, costs of technical services and studies, seismic acquisition and  exploratory drilling and testing.  Under Canadian GAAP these costs were included within PP&E as petroleum  properties.   Accordingly,   the  conversion  from  Canadian  GAAP  to  IFRS  has  increased  intangible  assets  and  reduced PP&E by $185.0 million at January 1, 2010 and $149.9 million at December 31, 2010.   IFRS  2  Share‐based  payments  requires  that  the  cost  of  equity‐settled  share‐based  payments  granted  to  directors, employees and other third parties is expensed over the vesting period using the graded method of  amortisation rather than a straight‐line method which was the method used by the Company under Canadian  GAAP.   As   a  result  the  conversion  from  Canadian  GAAP  to  IFRS  has  increased  the  share  based  payments  reserve and reduced accumulated deficit at the date of transition by $45 and increased share based payment  expenses by $56 for the year ended December 31, 2010.    Information relating to the Company’s accounting policies and transition to IFRS is included in notes 2, 3 and 5 of  the Consolidated Financial Statements.   Outlook  The outlook for the year 2012 for the two blocks which the Company holds interests in Kurdistan is as follows:   Atrush Block  The  operating  company  (GEP)  had  completed  more  than  half  of  the  planned  309  square  kilometers  for  the  3D  seismic acquisition program by the end of December 2011 when operations were suspended because of the winter  weather. Operations to acquire the balance portion of the 3D Seismic will commence by the end of the first quarter  2012  and  are  likely  to  be  completed  by  the  end  of  second  quarter  2012.  The  Atrush‐2  well  location  is  under  construction and GEP is in the process of tendering for a rig for a planned commencement of drilling operations in  May 2012.  20                         Taza Block (Formerly Block K42)  Preparations for drilling the first Taza exploration well will continue over the coming months. The surface location of  the well has been selected and civil engineering works for site access road and the site preparation are under way.   The planned commencement of drilling operations is for the end of the second quarter of 2012.  New Ventures  As part of its normal business the Company continues to evaluate new opportunities in the region.   Budget  The capital and operating budget approved by the Board of Directors for the year 2012 was for $80.6 million. The  budget  contains  amounts  relating  to  the  work  programs  of  the  two  Kurdistan  petroleum  properties,  net  to  the  Company, as follows: $29.3 million for the Atrush Block, $16.3 million for the Taza Block, combined relinquishment  fees for the Pulkhana and Arbat Blocks of $25.0 million, $3.8 million in final costs to windup operations in Pulkhana  and  Arbat  and  $6.2  million  in  G&A  support  and  corporate  costs.    The  Company  has  a  number  of  financing  possibilities which will be pursued as required and is confident that it will obtain the resources sufficient to satisfy  its contractual obligations and commitments under the agreed budgets.  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.  Based on current reports oil exports from Kurdistan are now around 175,000 bopd. Several major international oil  companies, most recently Exxon Mobil, have acquired properties in Kurdistan over the last two years. In addition,  the  KRG  announced  in  May  2011  that  KRG  contractors  would  receive  first  payment  for  oil  exports  of  around  50  percent (US$243 million) of net revenues derived from the export of over 5 million barrels of oil from the Kurdistan  Region  between  the  start  of  February  2011  and  March  27  and  on  June  6  and  September  21  one  of  the  KRG  contractors, DNO International ASA, confirmed that it had received payment for exports in the amounts of $103.7  million and 60.0 million, respectively. These are extremely positive developments for the region.   21               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.    22           Auditor’s Report 19 April 2012 Independent Auditor’s Report To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2011, 31 December 2010 and 1 January 2010 and comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2011, 31 December 2010 and 1 January 2010 and comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2011, 31 December 2010 and 1 January 2010 and the Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and the Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and the Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Flow for the years ended 31 December 2011 and 31 December 2010, and the Consolidated Statement of Cash Flow for the years ended 31 December 2011 and 31 December 2010, and the Flow for the years ended 31 December 2011 and 31 December 2010, and the related notes including a summary of significant accounting policies. related notes including a summary of significant accounting policies. Petroleum Corp, which Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements on and fair presentation of these consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements Management is responsible for the preparati and for such internal control as management in accordance with International Financial Reporting Standards, and for such internal control as management in accordance with International Financial Reporting Standards ements that are free from determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial statements that are free from determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial stat material misstatement, whether due to fraud or error. material misstatement, whether due to fraud or error. Auditor’s responsibility Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audits. We Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audits. We Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audits. We Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards conducted our audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards conducted our audits in accordance with require that we comply with ethical requirements and plan and perform the audits to obtain reasonable require that we comply with ethical requirements and plan and perform the audits to obtain reasonable 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 material misstatement. assurance about whether the consolidated financial statements are free from material misst assurance about whether the consolidated financial statements are free from material misst An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the 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, including the consolidated financial statements. The procedures selected depend on the auditor’s judgment, including the consolidated financial statements. The procedures selected depend on the auditor’s judgment, including the assessment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud al misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud al misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud or error. In making those risk assessments, the auditor considers internal control relevant to the entity’s or error. In making those risk assessments, the auditor considers internal control relevant to the entity’s or error. In making those risk assessments, the auditor considers internal control relevant to the entity’s ments in order to design audit procedures preparation and fair presentation of the consolidated financial statements in order to design audit procedures preparation and fair presentation of the consolidated financial state that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control. An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting policies used An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting and the reasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall and the reasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall and the reasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. presentation of the consolidated financial statements. ppropriate to provide a We believe that the audit evidence we have obtained in our audits is sufficient and appropriate to provide a We believe that the audit evidence we have obtained in our audits is sufficient and 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 egistered in England with registered number OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership registered in England with registered number OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership r PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by Authority for designated investment business. 23Opinion In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the consolidated In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the consolidated In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the consolidated balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp as at 31 December 2011, 31 December 20 10 and 1 January 2010 and balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp as at 31 December 2011, 31 December 2010 and 1 January 2010 and its financial performance and its cash flows for the years ended 31 December 2011 and 31 December 2010 in its financial performance and its cash flows for the years ended 31 December 2011 and 31 December 2010 in its financial performance and its cash flows for the years ended 31 December 2011 and 31 December 2010 in accordance with International Financial Reporting Standards. accordance with International Financial Reporting Standards. going concern Emphasis of matter – going concern , which is not modified, we have considered the adequacy of e financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of able to raise sufficient funds, there is no Although the Company is confident that it will be able to raise sufficient funds, there is no In forming our opinion on the financial statements the disclosures made in Note 2 to the financial statements concerning the Company’s ability to continue as a the disclosures made in Note 2 to the financial statements concerning the Company’s ability to continue as a the disclosures made in Note 2 to the financial statements concerning the Company’s ability to continue as a going concern. Although the Company is confident that it will be assurance that financing initiatives which the company will pursue will be successful. The lack of sufficient assurance that financing initiatives which the company will pursue will be successful. The lack of sufficient assurance that financing initiatives which the company will pursue will be successful. The lack of sufficient committed funding for the next 12 months indicates the existence of a material uncertainty which may cast committed funding for the next 12 months indicates the existence of a material uncertainty which may c committed funding for the next 12 months indicates the existence of a material uncertainty which may c significant doubt about the company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not significant doubt about the company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not significant doubt about the company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not was unable to continue as a going concern. include the adjustments that would result if the Company was unable to continue as a going concern. include the adjustments that would result if the Company (Signed) “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 egistered in England with registered number OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership registered in England with registered number OC303525. The registered office of PricewaterhouseCoopers LLP is a limited liability partnership r PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by the Financial Services PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by PricewaterhouseCoopers LLP is 1 Embankment Place, London WC2N 6RH. PricewaterhouseCoopers LLP is authorised and regulated by Authority for designated investment business. 24SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Comprehensive Income   (Expressed in thousands of United States Dollars, expect for per share data)  ______________________________________________________________________________  Note For the year ended December 31,  2010 2011  Expenses from continuing operations  General and administrative expenses  Share based payments  Depreciation and amortisation expense  Impairment losses  Share of loss of associate  Operating loss  Finance costs  Finance income  Net finance (costs) / income    Loss before income tax expense   Income tax expense   Net loss from continuing operations  Discontinued operations  Loss from discontinued operations  Net loss for the year  Other comprehensive income:  Currency translation differences  Total other comprehensive income / (loss)  Total comprehensive loss for the year  Earnings per share:  Continuing operations  Basic and diluted   Discontinued operations  Basic and diluted   Continuing and discontinued operations  Basic and diluted  7  19  8  15  9  10  11  12  18  18  18  (1,082)  (264)  (221)  (207,504)  (271)  (209,342)  (1,777)  518  (1,259)  (210,601)  (137)  (210,738)  (201)  (210,939)  (23)  (23)  (594) (570) (139) ‐ (27) (1,330) (1,353) 2,631 1,278 (52) (81) (133) (960) (1,093) 1 1 (210,962)  (1,092) (0.31)  ‐  (0.31)  ‐ ‐ ‐ The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.   25                                                                                                                                                           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Balance Sheet  (Expressed in thousands of United States Dollars)  ______________________________________________________________________________  Note  December 31, 2011 December 31,  2010  January 1,  2010  Assets  Non‐current assets   Intangible assets  Property, plant and equipment  Investment in associate  Current assets  Other current assets   Inventories  Other receivables  Cash and cash equivalents   13  14  15  16  Assets associated with discontinued operations  12  Total assets  Liabilities  Current liabilities  Accounts payable and accrued expenses  Current tax liabilities  Deferred consideration  17  15  Non‐current liabilities   Other long‐term liabilities   Liabilities associated with discontinued operations  12  Total liabilities  Equity  Share capital   Equity share rights  Share based payments reserve   Cumulative translation adjustment  Accumulated deficit   Total equity  Total liabilities and equity  18  13  45,836  382  51,835  98,053  647  3,328  105  49,085  53,165  21  149,892  330  44,282  194,504  447  2,656  124  58,684  61,911  74  185,035  145  ‐  185,180  376  ‐  31  63,565  63,972  847  151,239  256,489  249,999  23,245  122  ‐  23,367  ‐  ‐  2,613  25,980  533,349  ‐  3,828  (18)  (411,900)  125,259  151,239  5,156  103  12,643  17,902  ‐  ‐  3,069  20,971  432,506  ‐  3,968  5  (200,961)  235,518  2,087  12  ‐  2,099  170  170  3,167  5,436  379,673  61,349  3,405  4  (199,868)  244,563  256,489  249,999  The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  The amended financial statements were approved by the Board of Directors and authorized for issue on April 19,  2012 and signed on its behalf:  /s/Cameron Bailey____________________    /s/Keith Hill____________________  J. Cameron Bailey, Director   Keith  C. Hill, Director  26                                                                                                                              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Changes in Equity  (Expressed in thousands of United States Dollars)  ______________________________________________________________________________  Share  capital Equity share rights  Share based  payments  reserve Cumulative translation adjustment Accumulated  deficit Total  Balance at January 1, 2010  379,673 61,349 3,405 Total comprehensive loss for the year  ‐ Transactions with owners in their capacity as  as owners:  Shares issued on acquisition  Private placement  Transaction costs  Share‐based payments  Share options exercised  5,000 48,492 (679) ‐ 20 52,833 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Release of rights to equity shares  ‐ (61,349) ‐ ‐ ‐ ‐ 570 (7) 563 ‐ 4 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (199,868) 244,563 (1,093) (1,092) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 5,000 48,492 (679) 570 13 53,396 (61,349) Balance at December 31, 2010  432,506 Total comprehensive loss for the year  ‐ Transactions with owners in their capacity as  as owners:  Private placements  Transaction costs  Share‐based payments  Share options exercised  Balance at December 31, 2011  101,953 (2,175) ‐ 1,065 100,843 533,349 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 3,968 5 (200,961) 235,518 ‐ (23) (210,939) (210,962) ‐ ‐ 264 (404) (140) 3,828 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 101,953 (2,175) 264 661 100,703 (18) (411,900) 125,259 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  27                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Cash Flows   (Expressed in thousands of United States Dollars)  ______________________________________________________________________________  Note 9, 10   8    19  15  Operating activities  Net loss for the year from continuing operations  Adjustments for:  Interest income  Foreign exchange loss / (gain)  Depreciation and amortisation expense  Income tax  Impairment losses  Share‐based payment expense  Share of loss of associates  Capitalized expenses  Changes in trade and other receivables  Changes in other current assets  Changes in inventories  Changes in accounts payable and accrued expenses  Cash used in discontinued operations  Net cash inflows / (outflows) from operating activities  Investing activities  Exploration, evaluation and other intangible assets  Property, plant and equipment  Investment in associate  Interest received on cash deposits  Cash provided by discontinued operations  Net cash outflows to investing activities  Financing activities  Proceeds net of costs on issuance of shares   Net cash inflows from financing activities  Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents  Change in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents, beginning of the year  Cash and cash equivalents, end of the year  For the year ended December 31, 2010 2011 (210,738) (518) 862 221 19 207,504 264 271 (1,656) 19 (200) (1,915) 18,089 (1,682) 10,540 (100,087) (735) (20,467) 518 1,078 (119,693) 100,439 100,439 (885) (9,599) 58,684 49,085 (133) (416) (2,215) 139 91 ‐ 570 27 ‐ (93) (71) (2,656) 3,069 (562) (2,250) (26,376) (324) (26,666) 416 277 (52,673) 47,826 47,826 2,216 4,881 63,565 58,684 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  28                                                                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  1. General Information  ShaMaran Petroleum Corp. (“ShaMaran” and together with its subsidiaries the “Company”) is incorporated under  the Business Corporations Act, British Columbia, Canada.  The address of the registered office is Suite 2601 Oceanic  Plaza, 1066 West Hastings Street, Vancouver, British Columbia V6C 3X1.  The  Company’s shares trade on the TSX  Venture Exchange and NASDAQ OMX First North Exchange (Stockholm) under the symbol “SNM”.  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”).    2. Basis of Preparation and adoption of IFRS  The  Canadian  Accounting  Standards  Board  confirmed  in  February  2008  that  International  Financial  Reporting  Standards (“IFRS”) will replace Canadian Generally Accepted Accounting Principles (“Canadian GAAP”) for publicly  accountable enterprises effective for financial periods commencing on or after January 1, 2011.  In these financial  statements the term “Canadian GAAP” refers to Canadian GAAP before the adoption of IFRS.  Accordingly, these consolidated financial statements have been prepared in accordance with IFRS applicable to the  preparation  of  annual  financial  statements,  including  IFRS  1,  First‐time  Adoption  of  IFRS,  as  issued  by  the  International Accounting Standards Board (“IASB”) and the IFRS Interpretations Committee.    In  accordance  with  regulatory  request  the  Company  has  amended  these  consolidated  financial  statements  to  present  on  the  balance  sheet  the  statement  of  financial  position  on  the  date  of  transition  to  IFRS,  information  which was disclosed in note 5 in the financial statements approved on March 28, 2012.  The consolidated financial statements have been prepared under the historical cost convention except for certain  financial assets and financial liabilities that are recognized at fair value through profit or loss.  The  preparation of  financial  statements  in  conformity  with  IFRS  requires  the  use  of  certain  critical  accounting  estimates.  It  also  requires management to exercise its judgment in the process of applying the Company’s accounting policies.    The  accounting  policies  applied  in  these  consolidated  financial  statements  are  based  on  IFRS  issued  and  outstanding at the date these financial statements were approved for issuance by the Board of Directors.   These  consolidated  financial  statements  should  be  read  in  conjunction  with  the  Company’s  annual  financial  statements for the year ended December 31, 2010 prepared in accordance with Canadian GAAP.  Disclosures of  IFRS information for the year ended December 31, 2010 are included in note 5.   These consolidated financial statements have been prepared on the going concern basis which assumes that the  Company will be able to realize into the foreseeable future its assets and liabilities in the normal course of business  as  they  come  due.   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  disputes  in  Iraq  and  the  ability  of  the  Company to obtain additional financing to develop reserves.    In  the  absence  of  current  production  revenues,  the  Company  is  currently  dependent  upon  its  existing  financial  resources  which  include  $49.1  million  of  cash  and  cash  equivalents  as  at  December  31,  2011  to  satisfy  its  obligations and finance its exploration and evaluation program in Kurdistan. Failure to meet these exploration and  evaluation commitments could put the related license interests at risk of forfeiture.  29              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The Company believes that based on the forecasts and projections they have prepared and a number of financing  initiatives  which  will  be  pursued  as  required  the  Company  and  its  subsidiaries  will  have  sufficient  resources  to  satisfy  its  contractual  obligations  and  commitments  under  the  agreed  work  program  over  the  next  12  months.  Although the Company is confident that it will be able to raise sufficient funds there is no assurance at the date  these financial statements were approved that these financing initiatives will be successful.   The lack of sufficient  committed funding for the next 12 months indicates a material uncertainty which may cast significant doubt over  the Company’s ability to continue as a going concern. These consolidated financial statements do not include the  adjustments that would result if the Company is unable to continue as a going concern.   Refer also to note 23.  3. Significant accounting policies  The  preparation  of  these  consolidated  financial  statements  in  accordance  with  IFRS  resulted  in  changes  to  the  accounting  policies  as  compared  with  the  annual  consolidated  financial  statements  at  December  31,  2010  prepared  under  Canadian  GAAP.    The  accounting  policies  set  out  below  have  been  applied  consistently  to  all  periods presented in these consolidated financial statements and have been applied in preparing an opening IFRS  balance sheet at January 1, 2010 for the purposes of the transition to IFRS.  The impact of the transition to IFRS on  the Company’s reported financial position, financial performance and cash flows including the nature of significant  changes in accounting policies from those used in the Company’s consolidated financial statements for the year  ended December 31, 2010 is included in note 5.       (a) Basis of consolidation  The  consolidated  financial  statements  incorporate  the  financial  statements  of  the  Company  and  its  subsidiaries,  entities controlled by the Company.  Control is achieved where the Company has the power to govern the financial  and  operating  policies  of  an  investee  entity  so  as  to  obtain  benefits  from  its  activities.   Subsidiaries   are  fully  consolidated from the date on which control is obtained by the Company and are de‐consolidated from the date  that control ceases.   Intercompany  balances  and  unrealized  gains  and  losses  on  intercompany  transactions  are  eliminated  upon  consolidation.   (b) Investments in associates  Associates are entities over which the Company is in a position to exert significant influence but not control or joint  control.   Significant   influence  is  the  power  to  participate  in  the  financial  and  operating  policy  decisions  of  the  investee but not control or jointly control those policies.   Investments in associates are accounted for using the equity method whereby investments are initially recognized  at cost and subsequently adjusted by the Company’s share of the associate’s post acquisition profits or losses and  movements  in  other  comprehensive  income.  Losses  of  an  associate  in  excess  of  the  Company’s  interest  in  that  associate  are  recognized  only  to  the  extent  that  the  Company  has  incurred  legal  or  constructive  obligations  to  make payments on behalf of the associate.   Any excess of the cost of the acquisition over the Company’s share of the fair value of the identifiable assets and  liabilities of the associate at the date of acquisition is recognized as goodwill.  The  goodwill is included within the  carrying amount of the investment and is assessed for impairment as part of that investment.  If the carrying value  of  the  investment  is  greater  than  its  recoverable  amount  the  impairment  loss  is  recognized  directly  in  the  statement of comprehensive income.  30         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Where a group company transacts with an associate of the Company unrealized gains are eliminated to the extent  of the Company’s interest in the relevant associate.  Unrealized losses are also eliminated unless the transaction  provides  evidence  of  impairment  of  the  asset  transferred  in  which  case  appropriate  provision  for  impairment  is  made.    The Company assesses at each year‐end whether there is any objective evidence indicating that the carrying value  of its interests in associates may exceed its recoverable amount.  If impaired the carrying value of the Company’s  investment in associates is written down to its estimated recoverable amount, the higher of the fair value less cost  to  sell  and  value  in  use  with  a  provision  for  impairment  recorded  in  the  statement  of  comprehensive  income  during the period of impairment.   (c) Interest in joint ventures  A  joint  venture  is  a  contractual  arrangement  whereby  the  Company  and  other  parties  undertake  an  economic  activity that is subject to joint control.  Where the Company undertakes its activities under joint venture arrangements directly, the Company’s share of  jointly controlled assets and any liabilities incurred jointly with other joint ventures are recognized in the financial  statements of the relevant company and classified according to their nature.   Liabilities and expenses incurred directly in respect of interests in jointly controlled assets are accounted for on an  accrual basis.  Income from the sale or use of the Company’s share of the output of jointly controlled assets and its  share of the joint venture expenses are recognized when it is probable that the economic benefit associated with  the transactions will flow to/from the Company and the amount can be reliably measured.   (d) Business combinations  The acquisition method of accounting is used to account for business combinations.  The consideration transferred  is  measured  at  the  aggregate  of  the  fair  values  at  the  date  of  acquisition  of  assets  given,  liabilities  incurred  or  assumed,  and  equity  instruments  issued  by  the  Company  in  exchange  for  control  of  the  acquiree.  Acquisition  related costs  are  expensed  as  incurred.  The  identifiable assets,  liabilities  and  contingent  liabilities  that  meet  the  conditions for recognition under IFRS 3 Business Combinations are recognized at their fair value at the acquisition  date.   (e) Non‐current assets held for sale and discontinued operations   Non‐current assets (or disposal groups) are classified as assets held for sale when their carrying amount is to be  recovered principally through a sale transaction and a sale is considered highly probable.  They are measured at  the lower of carrying amount and fair value less costs to sell.    The  results  of  a  component  of  the  Company  that  represent  a  major  line  of  business  or  geographical  area  of  operations that has either been disposed of (by sale, abandonment or spin‐off) or is classified as held for sale is  reported as discontinued operations.  The  financial statements of the Company include amounts and disclosures  pertaining to discontinued operations in accordance with IFRS 5 Non‐current Assets Held for Sale and Discontinued  Operations.   (f) Foreign currency translation  Functional and presentation currency  Items included in the financial statements of each of the Company’s subsidiaries are measured using the currency  of the primary economic environment in which the subsidiary operates (the “functional currency”).  The functional  and presentation currency of the Company is United States Dollars.  31     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The results and financial position of subsidiaries that have a functional currency different from the presentation  currency are translated into the presentation currency as follows:   Assets and liabilities are translated at the closing exchange rate at the date of that balance sheet;   Income and expenses are translated at the average exchange rate for the period in which they were incurred as  a reasonable approximation of the cumulative effect of rates prevailing on transaction dates; and   All  resulting  exchange  differences  are  recognized  in  other  comprehensive  income  as  part  of  the  cumulative  translation reserve.  Transactions and balances  Transactions  in  currencies  other  than  the  functional  currency  are  recorded  in  the  functional  currency  at  the  exchange  rates  prevailing  on  the  dates  of  the  transactions  or  valuation  where  items  are  re‐measured.     At   each  balance sheet date, monetary assets and liabilities that are denominated in foreign currencies are translated at the  rates prevailing at the balance sheet date. Exchange differences are recognized in the statement of comprehensive  income during the period in which they arise.    (g) Exploration and evaluation costs and other intangible assets  Exploration and evaluation assets   The Company applies the full cost method of accounting for exploration and evaluation (E&E) costs in accordance  with  the  requirements  of  IFRS 6 Exploration  for  and Evaluation  of  Mineral  Resources.   All  costs  of exploring  and  evaluating oil and gas properties are accumulated and capitalized to the relevant property contract area and are  tested on a cost pool basis as described below.   Pre‐license costs:  Costs incurred prior to having obtained the legal rights to explore an area are expensed directly to the statement  of comprehensive income.   Exploration and evaluation costs:  All E&E costs are initially capitalized as E&E assets and include payments to acquire the legal right to explore, costs  of technical services and studies, seismic acquisition, exploratory drilling and testing.  Tangible assets used in E&E activities such as the Company’s vehicles, drilling rigs, seismic equipment and other  property, plant and equipment (“PP&E”) used by the Company’s exploration function are classified as PP&E.  To  the extent that such tangible assets are consumed in exploring and evaluating a property the amount reflecting  that  consumption  is  recorded  as  part  of  the  cost  of  the  intangible  asset.   Such   intangible  costs  include  directly  attributable overhead including the depreciation of PP&E utilized in E&E activities together with the cost of other  materials consumed during the E&E phases such as tubulars and wellheads.   E&E costs are not depreciated prior to the conclusion of appraisal activities.   Treatment of E&E assets at conclusion of appraisal activities:  E&E  assets  are  carried  forward  until  a  contractual  area  is  capable  of  commercial  development  and  are  then  assessed for impairment.  The carrying value of the E&E assets after any impairment loss is then reclassified as oil  and  gas  assets  within  PP&E.    E&E  assets  that  are  not  capable  of  commercial  development  remain  capitalized  at  cost  less  accumulated  amortisation  and  are  subject  to  the  impairment  test  set  out  below.   Such   E&E  assets  are  depreciated on a unit of production basis over the life of the commercial reserves attributed to the cost pool to  which they relate.   32     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Other intangible assets  Other intangible assets that have finite useful lives such as computer software licenses are measured at cost and  amortized over their expected useful economic lives as follows:    Computer software  3 years  (h) Property, plant and equipment (“PP&E”)  Oil and gas assets  Oil  and  gas  assets  comprise  of  development  and  production  costs  for  areas  where  technical  feasibility  and  commercial  viability  have  been  established  and  include  any  E&E  assets  transferred  after  conclusion  of  appraisal  activities  as  well  as  costs  of  development  drilling,  completion,  gathering  and  production  infrastructure,  directly  attributable overheads, borrowing costs capitalized, and the cost of recognizing provisions for future restoration  and decommissioning.  Oil and gas costs are accumulated separately for each contract area.    Depreciation of oil and gas assets:  Oil and gas assets are depreciated using the unit of production method based on proved and probable reserves  using  estimated  future  prices  and  costs  and  taking  into  account  future  development  expenditures  necessary  to  bring those reserves into production.   Other property, plant and equipment  Property,  plant  and  equipment  assets  excluding  oil  and  gas  assets  described  above  are  carried  at  cost  less  accumulated  depreciation  and  any  recognized  impairment  loss.   Cost   includes  expenditures  that  are  directly  attributable  to  the  acquisition  of  the  asset.   S ubsequent  costs  are  included  in  the  assets’  carrying  value  or  recognized as a separate asset as appropriate only when it is probable that future economic benefits associated  with the item will flow to the Company and the cost can be measured reliably.    Repairs and maintenance costs are charged to the statement of comprehensive income during the period in which  they are incurred.   The  carrying  amount  of  an  item  of  PP&E  is  derecognized  on  disposal  or  when  no  future  economic  benefits  are  expected from its use or disposal.  The gain or loss arising on the disposal or retirement of an asset is determined  as  the  difference  between  the  sales  proceeds  and  the  carrying  amount  of  the  asset  and  is  recognized  in  the  statement of comprehensive income during the period.    Depreciation and amortisation is provided to expense the cost of the PP&E assets on a straight‐line basis over their  estimated useful lives on the followed bases:   Furniture, fixtures and office equipment over 5 years   Computer and information technology assets over 3 years  (i) Impairment of non‐financial assets:  E&E  assets  and  oil  and  gas  assets  are  assessed  for  impairment  when  facts  and  circumstances  suggest  that  the  carrying amount may exceed its recoverable amount.  Such indicators include:   the period for which the Company has the right to explore in the specific area has expired during the period or  will expire in the near future, and is not expected to be renewed.   substantive expenditure on further exploration for and evaluation of mineral resources in the specific area is  neither budgeted nor planned.   exploration for and evaluation of resources in the specific area have not led to the discovery of commercially  viable  quantities  of  mineral  resources  and  the  Company  has  decided  to  discontinue  such  activities  in  the  specific area.  33     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________   sufficient  data  exist  to  indicate  that,  although  a  development  in  the  specific  area  is  likely  to  proceed,  the  carrying amount of the E&E asset is unlikely to be recovered in full from successful development or by sale.   extended decreases in prices or margins for oil and gas commodities or products   a significant downwards revision in estimated volumes or an upward revision in future development costs.  For  the  purpose  of  impairment  testing  the  assets  are  aggregated  into  cash  generating  unit  (“CGU”)  cost  pools  based on their ability to generate largely independent cash flows. The recoverable amount of a CGU is the greater  of its fair value less costs to sell and its value in use. Fair value is determined to be the amount for which the asset  could be sold in an arm’s length transaction.  Fair  value  less  costs  to  sell  may  be  determined  using  discounted  future  net  cash  flows  of  proved  and  probable  reserves using forecast prices and costs. Value in use is determined by estimating the present value of the future  net cash flows expected to be derived from the continued use of the asset or CGU.   Where conditions giving rise to the impairment subsequently reverse the effect of the impairment charge is also  reversed  as  a  credit  to  the  statement  of  comprehensive  income  net  of  any  depreciation  that  would  have  been  charged since the impairment.   (j) Revenue recognition  Revenues from the sale of hydrocarbons are recognized when title passes to an external party and collection is  reasonably assured which is normally upon delivery of products and customer acceptance.  Interest income is accrued on a time proportion basis by reference to the principal outstanding and at the effective  interest rate applicable.   (k) Taxation  The income tax expense comprises current income tax and deferred income tax.     The current income tax is the expected tax payable on the taxable income for the period. It is calculated on the  basis of the tax laws enacted or substantively enacted at the balance sheet date and includes any adjustment to  tax payable in respect of previous years.   Deferred income tax is the tax recognized in respect of temporary differences between the carrying amounts of  assets  and  liabilities  in  the  financial  statements  and  the  corresponding  tax  bases  and  is  accounted  for  using  the  balance sheet liability method.  Deferred income tax liabilities are generally recognized for all taxable temporary  differences and deferred income tax assets are recognized to the extent that it is probable that taxable profits will  be available against which deductible temporary differences can be utilized.  Deferred income tax is not recorded if  it arises from the initial recognition of an asset or liability in a transaction other than a business combination that,  at the time of the transaction, affects neither the accounting profit nor loss.   Deferred  income  tax  liabilities  are  recognized  for  taxable  temporary  differences  arising  on  investments  in  subsidiaries and associates and interests in joint ventures except where the Company is able to control the reversal  of the temporary difference and it is probable that the temporary difference will not reverse in the foreseeable  future.   The carrying amount of deferred tax assets is reviewed at each balance sheet date and reduced to the extent that  it  is  no  longer  probable  that  sufficient  taxable  profits  will  be  available  to  allow  all  or  part  of  the  asset  to  be  recovered.   34     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Deferred  income  tax  is  calculated at  the  tax  rates  that  are  expected  to  apply  in the year  when  the deferred tax  liability is settled or the asset is realized.  Deferred tax is charged or credited in the statement of comprehensive  income except when it relates to items charged or credited directly to equity in which case the deferred tax is also  recognized directly in equity.  Deferred tax assets and liabilities are offset when there is a legally enforceable right  to offset current tax assets against current tax liabilities and when they relate to income taxes levied by the same  taxation authority and the Company intends to settle its current tax assets and liabilities on a net basis.   (l) Inventories  Inventories of drilling equipment and consumable materials, which normally include casing, tubing, downhole tools  and wellhead equipment, are stated at the lower of cost or net realizable value and 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.  (m) Financial instruments  Financial assets and liabilities are recognized in the Company’s balance sheet when the Company becomes a party  to the contractual provisions of the instrument.  Financial assets are derecognized when the contractual rights to  cash flows from the assets expire or the Company transfers the financial asset and substantially all the risks and  rewards  of  ownership.    The  Company  derecognizes  financial  liabilities  when  the  Company’s  obligations  are  discharged, cancelled or expire.    Financial assets and liabilities are offset and the net amount reported in the balance sheet when there is a legally  enforceable right to offset the recognized amounts and there is an intention to settle on a net basis or realize the  asset and settle the liability simultaneously.   Classification and measurement   The Company classifies its financial assets and liabilities at initial recognition in the following categories:   Financial  assets  and  liabilities  at  fair  value  through  profit  or  loss  are  those  assets  and  liabilities  acquired  principally  for  the  purpose  of  selling  or  repurchasing  in  the  short‐term  and  are  recognized  at  fair  value.   Transaction  costs  are  expensed  in  the  statement  of  comprehensive  income  and  gains  or  losses  arising  from  changes  in  fair  value  are  also  presented  in  the  statement  of  comprehensive  income  within  other  gains  and  losses in the period in which they arise.  Financial  assets and liabilities at fair value through profit or loss are  classified  as  current  except  for  the  portion  expected  to  be  realized  or  paid  beyond  twelve  months  of  the  balance sheet date, which is classified as non‐current.    Available‐for‐sale investments are non‐derivative financial instruments that are designated in this category or  not classified in any other category. They usually comprise marketable securities and investments in debt and  equity  securities.   Available ‐for‐sale  investments  are  initially  recognized  and  subsequently  measured  at  fair  value. Gains and losses arising from changes in the fair value are recognized in other comprehensive income.   Available‐for‐sale  investments  are  classified  as  non‐current  unless  the  investment  matures  within  the  next  twelve months or management expects to dispose of them within twelve months. Interest on available‐for‐sale  investments  is  calculated  using  the  effective  interest  method  and  is  recognized  in  the  statement  of  comprehensive  income  within  interest  income.   Dividends   on  available‐for‐sale  equity  instruments  are  recognized in the statement of comprehensive income as other gains and losses when the company’s right to  receive  payment  is  established.   When   an  available‐for‐sale  investment  is  sold  or  impaired  the  accumulated  gains or losses are moved from accumulated other comprehensive income to the statement of comprehensive  income within other gains and losses.  35     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________   Loans and receivables comprise of trade receivables and cash and cash equivalents and are financial assets with  fixed  or  determinable  payments  that  are  not  quoted  on  an  active  market  and  are  generally  included  within  current assets due to their short‐term nature.  Loans and receivables are initially recognized at fair value and  are  subsequently  measured  at  amortized  cost  using  the  effective  interest  method  less  any  provision  for  impairment.     Financial liabilities at amortized cost comprise of trade and other payables and are initially recognized at the  fair  value  of  the  amount  expected  to  be  paid  and  are  subsequently  measured  at  amortized  cost  using  the  effective interest rate method.  Financial liabilities are classified as current liabilities unless the Company has an  unconditional right to defer settlement for at least 12 months after the balance sheet date.   Impairment of financial assets  At each reporting date, the Company assesses whether there is objective evidence indicating that a financial asset  is impaired including:     Significant financial difficulty of the issuer.   A breach of contract such as delinquency in interest or principal payments.   Active market for that financial asset disappears because of financial difficulties   Observable  data  indicating  that  there  is  a  measureable  decrease  in  the  estimated  future  cash  flows  from  a  portfolio of financial assets since the initial recognition of those assets.  If evidence of impairment exists the Company recognizes an impairment loss in the statement of comprehensive  income as follows:   Financial assets carried at amortized cost ‐ the impairment loss is the difference between the amortized cost of  the  loan  or  receivable  and  the  present  value  of  the  estimated  future  cash  flows  discounted  using  the  instrument’s effective interest rate.    Available for sale financial assets – the impairment loss is the difference between the original cost of the asset  and its fair value at the measurement date less any impairment losses previously recognized in the statement  of comprehensive income.     Impairment losses on financial assets carried at amortized cost are reversed in subsequent periods if the amount  of the loss decreases and the decrease can be related objectively to an event occurring after the impairment was  recognized.  Impairment losses on available‐for‐sale equity investments are not reversed.   (n) Cash and cash equivalents  Cash  and  cash  equivalents  are  comprised  of  cash  on  hand  and  demand  deposits  and  other  short‐term  liquid  investments that are readily convertible to a known amount of cash with three months or less maturity.   (o) Provisions  Provisions are recognized when the Company has a present obligation, legal or constructive, as a result of a past  event when it is probable that the Company will be required to settle the obligation and a reliable estimate can be  made of the obligation.  The  amount  recognized  as  a  provision  is  the  best  estimate  of  the  consideration  required  to  settle  the  present  obligation  at  the  balance  sheet  date,  taking  into  account  the  risks  and  uncertainties  surrounding  the  obligation.   When a provision is measured using the cash flows estimates to settle the present obligation its carrying amount is  the present value of those cash flows.   36     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Decommissioning and site restoration  Provisions  for  decommissioning  and  site  restoration  are  recognized  when  the  Company  has  a  present  legal  or  constructive obligation to dismantle and remove production, storage and transportation facilities and to carry out  site  restoration  work.     The   provision  is  calculated  as  the  net  present  value  of  the  Company’s  share  of  the  expenditure expected to be incurred at the end of the producing life of each field using a discount rate that reflects  the market assessment of the time value  of money at that date.  Unwinding  of the discount on the provision is  charged  to  the  statement  of  comprehensive  income  within  finance  costs  during  the  period.    The  amount  recognized as the provision is included as part of the cost of the relevant asset and is charged to the statement of  comprehensive income in accordance with the Company’s policy for depreciation and amortisation.     Changes  in  the  estimated  timing  of  decommissioning  and  site  restoration  cost  estimates  are  dealt  with  prospectively by recording an adjustment to the provision and a corresponding adjustment to the relevant asset.    (p) Share‐based payments  The Company issues equity‐settled share‐based payments to certain directors, employees and third parties.  The  fair value of the equity settled share‐based payments is measured at the date of grant and is expensed using the  graded  method  of  amortisation  over  the  period  in  which  the  recipients  become  fully  entitled  to  the  equity  instrument (the “vesting period”).  The cumulative expense recognized for equity‐settled share‐based payments at  each balance sheet date, represents the Company’s best estimate of the number of equity instruments that will  ultimately  vest.   The  charge  or  credit  for  the  period  and  the  corresponding  adjustment  to  contributed  surplus  during  the  period  represents  the  movement  in  the  cumulative  expense  recognized  for  all  equity  instruments  expected  to  vest.   The  fair  value  of  equity‐settled  share‐based  payments  is  determined  using  the  Black‐Scholes  option pricing model.      (q) Pension obligations  Pensions are the most common long‐term employee benefit. The pension schemes are funded through payments  to  insurance  companies.  The  Company’s  pension  obligations  consist  of  defined  contribution  plans.  A  defined  contribution  plan  is  a  pension  plan  under  which  the  Company  pays  fixed  contributions.  The  Company  has  no  further  payment  obligations  once  the  contributions  have  been  paid.  The  contributions  are  recognized  as  an  expense when they are due.  (r) Share capital  Common shares are classified as equity. Incremental costs directly attributable to the issue of new shares or share  options are shown in equity as a deduction, net of tax, from the proceeds.  (s) Accounting standards issued but not yet applied  IFRS  7:  Financial  Instruments:  Disclosures  –  In  2011,  IASB  issued  amendments  to  IFRS  7  Financial  Instruments:  Disclosures relating to disclosure requirements for the offsetting of financial assets and liabilities when offsetting is  permitted  under  IFRS.  The  disclosure  amendments  are  required  to  be  adopted  retrospectively  for  periods  beginning January 1, 2013.  IFRS 10: Consolidated Financial Statements – In 2011, the IASB issued IFRS 10 which provides additional guidance  to determine whether an investee should be consolidated. The guidance applies to all investees, including special  purpose entities. The standard is required to be adopted for periods beginning January 1, 2013.  IFRS  11:  Joint  Arrangements  –  In  2011,  the  IASB  issued  IFRS  11  which  presents  a  new  model  for  determining  whether an entity should account for joint arrangements using proportionate consolidation or the equity method.  An entity will have to follow the substance rather than legal form of a joint arrangement and will no longer have a  choice of accounting method. The standard is required to be adopted for periods beginning January 1, 2013.  37 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  IFRS 12: Disclosure of Interests in Other Entities – In 2011, the IASB issued IFRS 12 which aggregates and amends  disclosure requirements included within other standards. The standard requires a company to provide disclosures  about subsidiaries, joint arrangements, associates and unconsolidated structured entities. The standard is required  to be adopted for periods beginning January 1, 2013.  IFRS  13:  Fair  Value  Measurement  –  In  2011,  the  IASB  issued  IFRS  13  to  provide  comprehensive  guidance  for  instances where IFRS requires fair value to be used. The standard provides guidance on determining fair value and  requires  disclosures  about  those  measurements.  The  standard  is  required  to  be  adopted  for  periods  beginning  January 1, 2013.  IAS  1:  Presentation  of  Items  of  Other  Comprehensive  Income  –  In  2011,  the  IASB  issued  amendments  to  IAS  1  Presentation of Financial Statements to split items of other comprehensive income (OCI) between those that are  reclassified to income and those that are not. The standard is required to be adopted for periods beginning on or  after July 1, 2012.  IAS 27: Separate Financial Statements – The IASB issued amendments to IAS 27 Separate Financial Statements to  coincide with the changes made in IFRS 10, but retains the current guidance for separate financial statements.  IAS  28:  Investments  in  Associates  and  Joint  Ventures  –  The  IASB  issued  amendments  to  IAS  28  Investments  in  Associates and Joint Ventures to coincide with the changes made in IFRS 10 and IFRS 11.  The  Company  is  currently  assessing  the  impact,  if  any,  that  the  adoption  of  these  standards  will  have  on  its  financial statements.  4. Critical accounting judgments and key sources of estimation uncertainty   In  the  application  of  the  Company’s  accounting  policies,  which  are  described  in  note  3,  management  has  made  judgments,  estimates  and  assumptions  about  the  carrying  amounts  of  the  assets,  liabilities,  revenues,  expenses  and related disclosures.  These estimates and associated assumptions are based on historical experience, current  trends,  and  other  factors  that  management  believes  to  be  relevant  at  the  time  these  consolidated  financial  statements were prepared. Actual results may differ as future events and their effects cannot be determined with  certainty  and  such  differences  could  be  material.   Ma nagement  reviews  the  accounting  policies,  underlying  assumptions, estimates and judgments on an on‐going basis to ensure that the financial statements are presented  fairly in accordance with IFRS.   The following are the critical judgments and estimates that management has made in the process of applying the  Company’s accounting policies in these consolidated financial statements:   (a) Oil and gas reserves  The business of the Company is the exploration and development of oil and gas reserves in Kurdistan.  Estimates of  commercial  oil  and  gas  reserves  are  used  in  the  calculations  for  impairment,  depreciation  and  amortisation  and  decommissioning provisions.  Changes in estimates of oil and gas reserves resulting in different future production  profiles  will  affect  the  discounted  cash  flows  used  for  impairment  purposes,  the  anticipated  date  of  site  decommissioning and restoration, and the depreciation charges based on the unit of production method.     In  March  2011,  the  Company  commissioned  an  independent  reserves  and  resources  report  from  McDaniel  &  Associates to estimate the Company’s reserves and resources at December 31, 2010.  The reserves and resources  estimates provided in the report were used in the calculations for impairment, depreciation and amortisation and  decommissioning provisions within these consolidated financial statements.   38           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (b) Impairment of E&E and PP&E assets  IAS 36 Impairment of Assets and IFRS 6 Exploration of and Evaluation of Mineral Resources require that a review  for impairment be carried out if events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of an asset  may  not  be  recoverable.   The   recoverable  amounts  are  determined  with  reference  to  value  in  use  calculations.   The key assumptions for the value in use calculations are those regarding production flow rates, discount rates,  and fiscal terms under the Production Sharing Contracts governing the Company’s assets and expected changes to  selling prices and direct costs during the period.  These assumptions reflect management’s best estimates based  on historical experiences, past practices and expectations of future changes in the oil and gas industry.     (c) Decommissioning and site restoration provisions  The  Company  recognizes  a  provision  for  decommissioning  and  site  restoration  costs  expected  to  be  incurred  in  order to remove and dismantle production, storage and transportation facilities and to carry out site restoration  work. The provisions are estimated taking into consideration existing technology and current prices after adjusting  for  expected  inflation  and  discounted  using  rates  reflecting  current  market  assessments  of  the  time  value  of  money  and  where  appropriate,  the  risks  specific  to  the  liability.   The  Company  makes  an  estimate  based  on  its  experience and historical data.  Refer also to note 12.    (d) Share‐based payments  The  Company  issues  equity‐settled  share‐based  payments  to  certain  directors,  employees  and  third  parties.   In   accordance with IFRS 2 Share‐based payments, in determining the fair value of options granted, the Company has  applied the Black‐Scholes model and as a result makes assumptions for the expected volatility, expected life, risk‐ free rate, behavioral considerations and expected dividend yield.  The  fair value of options granted at December  31, 2011 is shown in note 19.   5. Transition to IFRS  The accounting policies indicated in note 3 have been applied in preparing these consolidated financial statements  for the year ended December 31, 2011, the comparative information for year ended December 31, 2010 and the  opening IFRS consolidated balance sheet on the transition date, January 1, 2010.   In  preparing  the  opening  IFRS  consolidated  balance  sheet  within  these  consolidated  financial  statements  the  Company  has  adjusted  amounts  previously  reported  in  accordance  with  Canadian  GAAP  within  the  comparative  financial information for the year ended December 31, 2010.  IFRS  1  First‐time  Adoption  of  International  Financial  Reporting  Standards  (“IFRS  1”),  provides  certain  mandatory  exceptions  and  optional  exemptions  for  first‐time  adopters  of  IFRS.   The   Company  has  transitioned  to  IFRS  in  accordance with IFRS 1 and has chosen to apply no optional exemptions.   39         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The  following  disclosures  demonstrate  and  explain  how  the  Company’s  financial  position,  financial  performance  and cash flows have been affected by the transition to IFRS from Canadian GAAP:   (b) Reconciliation  of  assets  and  liabilities  previously  reported  under  Canadian  GAAP  (“CGAAP”)  to  IFRS  is  as  Note 5 (c) i.  i.  follows:   Assets  Non‐current assets   Intangible assets  Property, plant and      equipment  Investments in associate  Current assets  Other current assets   Inventories  Other receivables  Cash and cash equivalents   Assets associated with   discontinued operations  Total assets  Liabilities  Current liabilities  Accounts payable and      accrued expenses   Current tax liabilities  Deferred consideration  Non‐current liabilities   Other long‐term liabilities   Liabilities associated with  discontinued operations  Total liabilities  Equity  At December 31, 2010  Adj. CGAAP IFRS  CGAAP At January 1, 2010  Adj. IFRS ‐ 149,892 149,892  ‐  185,035 185,035 150,222 (149,892) ‐ ‐ 44,282 194,504 330  185,180 (185,035) ‐ ‐ ‐  194,504  185,180  44,282  447 2,656 124 58,684 61,911 74 256,489 5,156 103 12,643 17,902 ‐ ‐ 3,069 20,971 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 447  2,656  124  58,684  61,911  376  ‐  31  63,565  64,972  74  847  256,489  249,999  5,156  103  12,643  17,902  2,087  12  ‐  2,099  ‐  ‐  170  170  3,069  3,167  20,971  5,436  ‐   ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 145 ‐ 185,180 376 ‐ 31 63,565 63,972 847 249,999 2,087 12 ‐ 2,099 170 170 3,167 5,436 Share capital   Equity share rights  Share based payments reserve   Cumulative translation adjustment   Accumulated deficit   Total equity  Total liabilities and equity  ii  ii  432,506 ‐ 3,867 5 (200,860) 235,518 256,489 ‐ ‐ 101 ‐   (101) ‐ 432,506  379,673  61,349  ‐  3,360  3,968  4  5  (200,961) (199,823)  235,518  244,563  ‐ ‐ 45 ‐ (45) ‐ 379,673 61,349 3,405 4 (199,868) 244,563 ‐ 256,489  249,999  ‐ 249,999 40                                                                                                                                                                                                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (c) Reconciliation of comprehensive income as previously reported under Canadian GAAP (“CGAAP”) to IFRS is as  follows:  Note 5(c)  CGAAP  Adj.  IFRS  Year ended  December 31, 2010  ii Continuing operations  General and administrative expenses  Share based payments  Depreciation and amortisation expense  Share of loss of associate  Operating loss  Finance costs  Finance income  Net finance income  Income / (loss) before income tax expense  Income tax expense  Net loss from continuing operations  Discontinued operations  Loss from discontinued operations  Net loss for the year  Other comprehensive income:  Currency translation differences  Total other comprehensive income  (594)  (514)  (139)  (27)  (1,274)  (1,353)  2,631  1,278  4  (81)  (77)  ‐ (56) ‐ ‐ (56) ‐ ‐ ‐ (56) ‐ (56) (594) (570) (139) (27) (1,330) (1,353) 2,631 1,278 (52) (81) (133) (960)  ‐ (960) (1,037)  (56) (1,093) 1  1  ‐ ‐ 1 1 Total comprehensive loss for the year  (1,036)  (56) (1,092) Earnings per share:  Continuing operations  Basic and diluted   Discontinued operations  Basic and diluted   Continuing and discontinued ops.  Basic and diluted  ‐  ‐  ‐  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (d) The  following  IFRS  conversion  adjustments  have  been  adopted  by  the  Company  in  order  to  present  these  consolidated financial statements in accordance with IFRS.    i. In accordance with IFRS 6 Exploration for and evaluation of Mineral Resources the Company’s accounting  policy  is  to  record  as  E&E  assets  those  costs  of  exploring  and  evaluating  oil  and  gas  properties  including  payments to acquire the legal right to explore, costs of technical services and studies, seismic acquisition  and  exploratory  drilling  and  testing.   Under   Canadian  GAAP  these  costs  were  included  within  PP&E  as  petroleum  properties.   Accordingly,   the  conversion  from  Canadian  GAAP  to  IFRS  has  increased  intangible  assets and reduced PP&E by $185.0 million at January 1, 2010 and $149.9 million at December 31, 2010.   41                                                                                                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  ii. IFRS  2  Share‐based  payments  requires  that  the  cost  of  equity‐settled  share‐based  payments  granted  to  directors, employees and other third parties is expensed over the vesting period using the graded method  of  amortisation  rather  than  a  straight‐line  method  which  was  the  method  used  by  the  Company  under  Canadian  GAAP.   As   a  result  the  conversion  from  Canadian  GAAP  to  IFRS  has  increased  the  share  based  payments  reserve  and  reduced  accumulated  deficit  at  the  date  of  transition  by  $45  and  increased  share  based payment expenses by $56 for the year ended December 31, 2010.    (e) The  transition  from  Canadian  GAAP  to  IFRS  had  no  significant  impact  on  cash  flows  generated  by  the  Company over the reporting periods ended January 1, 2010 and December 31, 2010.  6. Business and geographical segments  The  Company operates  in  one  business  segment,  the  exploration  and  development  of  oil  and  gas  assets,  in  one  geographical segment, the Kurdistan Region of Iraq.  As a result, in accordance with IFRS 8 Operating Segments,  the Company has presented its financial information collectively for one operating segment.  Refer to note 12 for  disclosure of the Company’s discontinued operations.   7. General and administrative expenses  General and administrative expenses incurred  General and administrative expenses capitalized as E&E assets  General and administrative expenses   For the year ended December 31,  2010 2011  8,622  (7,540)  1,082  5,417 (4,823) 594 The  Company  capitalizes  as  E&E  assets  those  general  and  administrative  expenses  incurred  which  relate  to  the  operational aspects of the Company’s E&E activities.  Refer also to note 13.  8. Impairment losses  For the year ended December 31,  2010 2011  Write down drilling inventory to net realizable value  Provision for impairment of exploration and evaluation assets  Write down of property, plant and equipment to liquidation values  Total impairment losses  1,243  205,862  399  207,504  ‐ ‐ ‐ ‐ The above indicated losses relate to the suspension in December 2011 of all operations in the Pulkhana and Arbat  Blocks  and  to  the  subsequent  relinquishment  of  the  Pulkhana  and  Arbat  production  sharing  contracts  completed  January 17, 2012.  Refer also to notes 13, 14, 16, 20 and 23.  9. Finance cost  Guarantee fees  Foreign exchange loss  For the year ended December 31,  2010 2011  915  862  1,777  1,353 ‐ 1,353 42                                                                                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Guarantee fees relate to a guarantee provided by Lundin Petroleum AB, a shareholder of the Company, to the KRG  on behalf of the Company in respect of its minimum financial commitments payable semi‐annually and charged at a  rate  of  1.5%  per  annum.  Prior  to  July  2010  the  rate  was  3%  per  annum.   Refer   also  to  note  22  for  related  party  disclosures.   For the year ended December 31, 2011 the foreign exchange loss of $862 resulted primarily from holding cash and  cash equivalents denominated in Canadian dollars while the Canadian dollar weakened during the reporting period  against the United States dollar which is the reporting currency of the Company.  10. Finance income  Interest income  Foreign exchange gain  For the year ended December 31,  2010 2011  518  ‐  518  416 2,215 2,631 Interest income represents bank interest earned on cash and investments in marketable securities.    For the year ended December 31, 2010 the foreign exchange gain of $2.2 million resulted primarily from holding  cash  and  cash  equivalents  denominated  in  Canadian  dollars  while  the  Canadian  dollar  strengthened  during  the  reporting period against the United States dollar which is the reporting currency of the Company.  11. Taxation  (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:  For the year ended December 31,  2010 2011  Loss from continuing operations before income tax  Corporate income tax rate  Computed income tax 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 (210,601)  26.5%  (55,809)  228  (583)  70  13,474  54  42,064  110  529  137  (52) 30.0% (23) (664) (204) 154 182 233 586 (200) 17 81 The  Company’s  income  tax  expense  relates  to  a  provision  for  income  tax  on  service  income  generated  in  Switzerland.  The income tax is calculated at the effective tax rate of 25% prevailing in this jurisdiction.    43                                                                                                      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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 assets  (b) Tax losses carried forward  For the year ended December 31,  2010 2011  104,218  1,098  1,279  784  107,379  (107,379)  ‐  61,715 1,447 1,279 803 65,244 (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 2011  15,948  3,134  4,199  207,138  168,008  3,654  402,081  10,774 3,210 5,606 1,446 167,807 3,654 192,497 The Canadian losses from operations may be used to offset future Canadian taxable income and will expire over  the period from 2016 to 2031.  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 2012 to 2015.  The U.S. Federal losses are available to offset future taxable income in the United  States through 2031.  12. Discontinued operations  During May of 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   results  of  the  discontinued  operations  included  in  the  consolidated  statement of comprehensive income are as follows:  Expenses  General and administrative, other  Revision to asset retirement obligation  Operating loss  Gain on disposal of assets  Net loss attributable to discontinued operations  For the year ended December 31, 2010 2011  201  1,078  1,279  1,078  201  698 339 1,037 77 960 During  the  year  ended  December  31,  2010  the  remaining  inventories  in  the  United  States  from  discontinued  operations were sold for gross proceeds of $0.3 million resulting in a gain on asset disposals of $0.1 million.   44                                                                                                                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The major classes of assets and liabilities included in the consolidated balance sheet are as follows:  Assets  Trade and other receivables  Other assets   Liabilities  Trade payables and accrued expenses  Provision  Net liabilities   2011 ‐ 21 21 539 2,074 2,613 2,592 2010 59 15 74 1,378 1,691 3,069 2,995 The  provision  relates  to  site  restoration  costs  pertaining  to  the  remaining  interests  the  Company  holds  in  petroleum  properties  located  in  the  United  States.    The  provision  was  determined  based  on  the  Company’s  remaining net ownership interest in the corresponding wells and facilities, estimated costs to abandon and reclaim  the wells and facilities and the estimated timing of the costs to be incurred in future periods.    13. Intangible assets  At January 1, 2010  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2010  Opening net book value  Additions  Release of rights to equity shares   Amortisation expense  Exchange differences   Net book value  At December 31, 2010  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2011  Opening net book value  Additions  Amortisation expense  Impairment losses  Exchange differences   Net book value  At December 31, 2011  Cost  Accumulated amortisation  Provision for impairment  Net book value  Exploration and  evaluation assets Other intangible  assets 184,953 ‐ 184,953 184,953 26,088 (61,349) ‐ ‐ 149,692 149,692 ‐ 149,692 149,692 101,894 ‐ (205,861) ‐ 45,725 251,586 ‐ (205,861) 45,725 84 (2) 82 82 186 ‐ (61) (7) 200 270 (70) 200 200 1 (97) ‐ 7 111 271 (160) ‐ 111 Total 185,037 (2) 185,035 185,035 26,274 (61,349) (61) (7) 149,892 149,962 (70) 149,892 149,892 101,895 (97) (205,861) 7 45,836 251,857 (160) (205,861) 45,836 45                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The  PSCs  governing  the  Company’s  petroleum  properties  in  Kurdistan  allow  the  Company  to  include  within  petroleum  costs  an  annual  exploration  overhead  charge  calculated  on  a  sliding  scale  percentage  of  annual  exploration costs.  The exploration overhead charge qualifies as recoverable petroleum costs under the term of the  PSCs and will be recovered from a portion of available petroleum production (produced oil less royalty oil) in the  future.  Exploration overhead charges of $1.7 million were capitalized during year ended December 31, 2011 (2010:  $0.6 million).  The  cumulative total exploration overhead charge included in intangible E&E assets was $2.5 million  at December 31, 2011 (2010: $0.8 million).  Refer also to note 7.  In August 2010 the Company executed agreements with the Kurdistan Regional Government (“KRG”) to amend the  Pulkhana Block 10 and the Arbat Block PSCs relieving the Company of its previous contractual requirement to issue  150  million  common  shares  of  the  Company  to  the  KRG.   As   a  result  during  2010  an  adjustment  was  made  to  reduce  the  carrying  value  of  the  Company’s  exploration  and  evaluation  assets  by  $61,349,000  representing  the  amount previously capitalized in relation to this right to receive equity shares.  Refer also to note 17.     On July 26, 2011 the Company entered into a PSC in respect of the Taza Block (formerly Block K42) in Kurdistan.   Pursuant to the terms of the PSC the Company paid a $20 million capacity building bonus in September 2011.    In December 2011 the Company took the decision to relinquish to the KRG the Pulkhana and Arbat Block PSCs and  immediately  suspend  all  operations  associated  with  those  two  production  sharing  contracts.   The   Company  has  recorded a provision to expense all exploration and evaluation expenses, which includes acquisition costs, capacity  building  payments  to  the  KRG,  costs  of  acquiring  seismic  data,  and  drilling  and  testing  costs  which  have  been  incurred  by  the  Company  on  these  two  Blocks  up  to  December  31,  2011.  The  relinquishment  was  completed  on  January 17, 2012.  Refer also to notes 8 and 23.  Other  intangible  assets  comprise  computer  software  licenses.   The  amortisation  charge  is  presented  as  part  of  general and administrative expenses within the Company’s consolidated statement of comprehensive income.     46       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  14. Property, plant and equipment  At January 1, 2010  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2010  Opening net book value  Additions  Depreciation expense  Exchange differences   Net book value  At December 31, 2010  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2011  Opening net book value  Additions  Disposals  Depreciation expense  Impairment losses  Exchange differences   Net book value  At December 31, 2011  Cost  Accumulated depreciation  Provision for impairment  Net book value  Oil and Gas  equipment  Computer  equipment Furniture and office equipment ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  678  (171)  (160)  (174)  ‐  173  507  (160)  (174)  173  121 (4) 117 117 82 (55) (7) 137 203 (66) 137 137 36 (7) (78) (17) 5 76 232 (139) (17) 76 29 (1) 28 28 189 (23) (1) 193 217 (24) 193 193 13 (19) (46) (10) 2 133 203 (60) (10) 133 Total  150 (5) 145 145 271 (78) (8) 330 420 (90) 330 330 727 (197) (284) (201) 7 382 942 (359) (201) 382 As  a  result  of  the  decision  to  relinquish  the  Pulkhana  and  Arbat  PSCs  the  Company  has  determined  that  at  December  31,  2011  there  is  an  impairment  in  value  of  certain  property  plant  and  equipment  employed  in  the  exploration  operations  associated  with  these  production  sharing  contracts  and  has  recorded  a  provision  for  impairment on these assets. Refer also to notes 8 and 23.  The impairment provision remaining at year end reflects the impairment losses incurred during the year less the  book value of those impaired assets disposed of during the year.  15. Investment in associate  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.  47                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The  total  consideration  exchanged  for  the  investment  in  GEP  was  $45.1  million  comprised  of  cash  payments  totaling $24.3 million, 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.   During   the  year  ended  December  31,  2011  the  Company  completed  payment  of  this  obligation.  The  investment has been accounted for using the equity method.  The Company’s investment in GEP included in the balance sheet is explained as follows:  Cumulative cash contributions  Common share contribution  Deferred consideration  Acquisition costs  Share of net losses since acquisition  Recovery of costs from partner  Total investment in associate  2011 47,827 5,000 ‐ 204 (298) (898) 51,835 2010  27,360 5,000 12,643 204 (27) (898) 44,282 The share of loss from associate included in the statement of comprehensive income is explained as follows:  Total loss of associate  Company’s 33.5% share of loss of associate  16. Inventories  Drilling and downhole equipment  Provision for impairment  Total inventories  For the year ended December 31, 2010 2011  (809)  (271)  2011 4,570 (1,242) 3,328 (81) (27) 2010  2,656 ‐ 2,656 The Company has determined that at December 31, 2011 there was impairment in the value of certain inventory  items which were to be used in the drilling programs in the Pulkhana and Arbat Blocks as a result of its decision in  December 2011 to suspend all operations associated with these drilling programs. Refer also to notes 8 and 23.  17. Accounts payable and accrued expenses  Trade accounts payable  Accrued expenses  Net payables to joint venture partners  Total accounts payable and accrued expenses  2011 17,409 4,379 1,457 23,245 2010  879 4,263 14 5,156 The accounts payable and accrued expense balance at December 31, 2011 includes charges and estimates directly  related to the exploration activities in the amounts of $15.6 million in the Pulkhana Block, $3.0 million in the Arbat  Block and $3.2 million in other charges related to other exploration and corporate activities.  48                                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  18. Share capital  The Company is authorized to issue an unlimited number of common shares with no par value.  The Company’s  issued share capital is as follows:  Balance at January 1, 2010  Corporate acquisition  Private placement, net of issuance costs  Share options exercised  Balance at December 31, 2010  Private placement, net of issuance costs  Share options exercised  Balance at December 31, 2011  Refer also to note 23.  Equity share rights  Number of  shares 499,546,088 12,500,000 111,111,106 25,000 623,182,194 183,500,000 1,301,666 807,983,860 $000 379,673 5,000 47,813 20 432,506 99,778 1,065 533,349 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  relieve  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  signature  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.  In  exchange  the  amendments  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.  Accordingly  the  amount  previously  recognized  as  equity share rights of $61,349,000 was reversed with a corresponding decrease to the cost of the Company’s E&E  assets.  Refer also to note 13.    Earnings per share  The earnings per share amounts were as follows:  Continuing operations:  Net loss from continuing operations, in dollars  Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted loss per share from continuing operations, in dollars  Discontinued operations:  Net loss from discontinued operations, in dollars  Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted loss per share from discontinued operations, in dollars  Continuing and discontinued operations:  Net loss from continuing and discontinued operations, in dollars   Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted loss per share from continuing and discontinued operations,     in dollars  2011 2010  210,738,707 677,001,536 0.31 201,189 677,001,536 ‐ 210,939,896 677,001,536 133,381 536,164,313 ‐ 958,823 536,164,313 ‐ 1,093,204 536,164,313 0.31 ‐ 49              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  19. Share‐based payments  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 option holder 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  share  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.  Movements in the Company’s share options outstanding are explained as follows:   Outstanding at January 1, 2010  Granted  Exercised  Cancelled/forfeited  Outstanding at December 31, 2010  Granted  Exercised  Cancelled/forfeited  Outstanding at December 31, 2011  Number of Share options 4,110,000 1,390,000 (25,000) (915,000) 4,560,000 25,000 (1,301,666) (50,000) 3,233,334 Weighted average exercise price CAD 0.82 0.51 0.48 1.20 0.65 0.80 0.49 0.43 0.72 The  cancelled/forfeited  options  during  the  year  ended  December  31,  2011  were  held  by  an  employee  who  resigned from the Company.  Share options exercisable:   At January 1, 2010  At December 31, 2010     At December 31, 2011  2,245,000 3,155,000 2,803,335 0.82 0.69 0.75 The Company recognizes compensation expense on share 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  share  based  payment 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 share price volatility (weighted average)  Expected option life in years (weighted average)  Grant date fair value (weighted average)  2011 2010 0% 3.20% 86.94% 4.12 CAD 0.36 0% 3.21% 86.95% 4.11 CAD 0.37  Share based payment expense for the year ended December 31, 2011 was $264 (2010: $570).   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  share  options.  50                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  20. Commitments   Production Sharing Contracts (“PSC”)  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.   In   addition  the  Company  entered  into  a  third  PSC  in  July  2011  in  respect  of  the  Taza  Block  (formerly  Block K42) petroleum exploration and development property also located in Kurdistan.  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”.    The Company holds a 60% undivided interest in the petroleum operations under the terms of the Arbat  PSC, while  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”.    ShaMaran holds a 20% working interest in the Taza PSC, and Oil Search Iraq Limited (“OSIL”) is the operator with a  60% working interest in the PSC.  The KRG holds a 20% working interest in the PSC with costs carried by ShaMaran  and OSIL.  The Company had previously been a party to an option agreement in respect of the Taza Block with the  KRG and OSIL.  ShaMaran and OSIL exercised their option on July 27, 2011 to convert that agreement into the PSC.    ShaMaran holds 33.5% of the issued shares of General Exploration Partners Inc (“GEP”) which holds an 80% working  interest in the Atrush Block PSC. Marathon Oil Corporation holds the remaining 20% interest with the KRG holding  an option to acquire up to a 25% interest in the PSC prior to 180 days after declaration of a commercial discovery.  GEP is responsible for 80% of the approved annual work program and budget within the appraisal period now in  progress.   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.  The PSCs contemplate minimum financial commitments during the first exploration sub‐period and also require the  Contractor  to  fund  certain  community  development,  personnel,  training,  environmental,  and  technological  assistance projects during the period over which the contracts are in effect.    As at December 31, 2011, the outstanding commitments of the Company were as follows:  Pulkhana Block PSC  Arbat Block PSC  General Exploration Partners Inc  Taza Block PSC  Office and other  Total commitments  2012 30,000 20,000 27,002 4,417 125 81,544 2013 ‐ ‐ ‐ 1,667 ‐ 1,667 2014 ‐ ‐ ‐ 1,667 ‐ 1,667 Thereafter ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Total 30,000 20,000 27,002 7,751 125 84,878 51           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  In December 2011 the Company took the decision to relinquish to the KRG the Pulkhana and Arbat Block PSCs and  immediately  suspend  all  operations  associated  with  those  two  production  sharing  contracts.    The  relinquishment  was subsequently completed in January 17, 2012 whereby the Company was released from further obligation under  these two PSCs in exchange for payments totaling $25 million.  Refer also to notes 8 and 23.  21. Financial instruments  Financial assets  The financial assets of the Company on the balance sheet dates are explained as follows:  Note  Loans and receivables  2010  2011 Available‐for‐sale investments 2010  2011 Current assets  Other receivables   Other current assets, excluding prepaid expense   Cash and cash equivalents  Financial assets associated with discontinued  operations  Total financial assets  105 68 49,085 ‐ 49,258 124 91 58,684 59 58,958 12  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  Financial  assets  classified  as  loans  and  receivables  are  initially  recognized  at  fair  value  and  are  subsequently  measured at amortized cost using the effective interest method less any provision for impairment.    Financial  assets  classified  as  available‐for  sale  are  recognized  at  fair  value  with  gains  and  losses  arising  from  changes in fair value recognized in other comprehensive income.   The carrying amount of the Company’s financial assets approximates their fair value and none of which are past  due.   Financial liabilities   The financial liabilities of the Company on the balance sheet dates are explained as follows:  Current financial liabilities  Accounts payable and accrued expenses  Current tax liabilities  Deferred consideration   Financial liabilities associated with discontinued operations  Total financial liabilities  Note  2011 2010 17  15  12  23,245 122 ‐ 2,613 25,980 5,156 103 12,643 3,069 20,971 Financial liabilities are initially recognized at the fair value of the amount expected to be paid and are subsequently  measured at amortized cost using the effective interest rate method.  All financial liabilities have been classified as  current as payment is expected within the next twelve months.   Capital risk management  The  Company  manages  its  capital  to  ensure  that  entities  within  the  Company  will  be  able  to  continue  as  a  going  concern,  while  maximizing  return  to  shareholders.   The   Company  is  not  exposed  to  externally  imposed  capital  requirements.  The capital structure of the Company consists of cash and cash equivalents and equity, comprising  issued share capital, reserves and retained earnings as disclosed in the consolidated statement of changes in equity.  Given the current stage of development of the Company’s assets, it is the Company’s policy to finance operations  through the issuance of equity instruments.  Accordingly the Company has no debt at December 31, 2011.   52                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Significant accounting policies  Details of the significant accounting policies and methods adopted, including the criteria for recognition, basis of  measurement  and  the  basis  on  which  income  and  expenses  are  recognized  in  respect  of  each  class  of  financial  assets and liability are disclosed in note 3.   Financial risk management objectives  The  Company’s  management  monitors  and  manages  the  Company’s  exposure  to  financial  risks  facing  the  operations.  These financial risks include market risk (including commodity price, foreign currency and interest rate  risks), credit risk and liquidity risk.    The Company does not presently hedge against these risks as the benefits of entering into such agreements is not  considered to be significant enough as to outweigh the significant cost and administrative burden associated with  such hedging contracts.   Commodity price risk  The  prices  that  the  Company  receives  for  its  oil  and  gas  production  may  have  a  significant  impact  on  the  Company’s  revenues  and  cash  flows  provided  by  operations.   World   prices  for  oil  and  gas  are  characterized  by  significant fluctuations that are determined by the global balance of supply and demand and worldwide political  developments  and  in  particular  the  price  received  for  the  Company’s  oil  and  gas  production  in  Kurdistan  is  dependent  upon  the  Kurdistan  government  and  its  ability  to  export  production  outside  of  Iraq.    A  significant  decline in the price at which the Company can sell future oil and gas production could adversely affect the amount  of  funds  available  for  capital  reinvestment  purposes  as  well  as  the  Company’s  value  in  use  calculations  for  impairment test purposes.   The Company does not hedge against commodity price risk, however given that the Company is in the exploration  and development stage, it is not exposed to significant commodity price risk.     Foreign currency risk management  The Company maintains a substantial portion of its cash and cash equivalents in Canadian dollars; however, the  Company’s operations are conducted predominantly in United States dollars. As a result, the Company is exposed  to foreign currency risk due to exchange rate fluctuations between the Canadian dollar (“CAD”) and the reporting  currency of the Company, the United States dollar (“USD”).   In  addition,  Company  entities  undertake  certain  transactions  denominated  in  foreign  currencies,  being  any  currency other than the functional currency of the Company entity.   The Company has elected not to hedge its exposure to the risk of changes in foreign currency exchange rates.   The carrying amounts of the Company’s principal monetary assets and liabilities denominated in foreign currency  at the reporting date are as follows:  Canadian dollars in thousands (“CAD 000”)  Swiss francs in thousands (“CHF 000”)       Assets  2011 2010        Liabilities  2011 2010 42,165 685 50,432 243 618 346 90 597 53             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Foreign currency sensitivity analysis:  The  Company  is  exposed  primarily  to  movements  in  CAD  against  the  USD,  the  presentational  currency  of  the  Company.  Funds are raised through the issuance of equity instruments in CAD and are held in CAD until they are  required to fund operations at which time they are converted into USD.  Sensitivity analyses have been performed  to indicate how the profit or loss would have been affected by changes in the exchange rates between the USD  and CAD.  The analysis below is based on a strengthening of the USD by 1% against the USD in which the Company  has  significant  assets  and  liabilities  at  the  end  of  respective  period.    A  movement  of  1%  reflects  a  reasonably  possible sensitivity when compared to historical movements over a three to five year timeframe.  The sensitivity  analysis  includes  only  outstanding  foreign  currency  denominated  monetary  items  and  adjust  their  translation  at  the period end for a 1% change in foreign currency rates.  A positive number in the table below indicates an increase in profit where USD weakens 1% against the CAD on the  basis of the CAD assets and liabilities held by the Company at the balance sheet dates.  For a 1% strengthening of  the USD against the CAD there would be an equal and opposite impact on the profit or loss.  Income statement  Interest rate risk management         Assets  2011 2010        Liabilities  2011 2010 408 488 (6) (1) The Company earns interest income at variable rates on its cash and cash equivalents and is therefore exposed to  interest rate risk due to a fluctuation in short‐term interest rates.   The Company’s policy on interest rate management is to maintain a certain amount of funds in the form of cash  and cash equivalents for short‐term liabilities and to have the remainder held on relatively short‐term deposits.   Interest rate sensitivity analysis:   Based on exposure to the interest rates for cash and cash equivalents at the balance sheet date a 0.5% increase or  decrease would not have a material impact on the Company’s profit or loss for the year.  A rate of 0.5% is used as  it represents management’s assessment of the reasonably possible changes in interest rates.   Credit risk management  Credit risk is the risk that a counterparty will default on its contractual obligations resulting in financial loss to the  Company.  The Company is primarily exposed to credit risk on its cash and cash equivalents and trade and other  receivables.  Trade and other receivables 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 risks arising from joint venture receivables  by obtaining partner approval of capital expenditures prior to starting a project.   The Company manages credit risk by monitoring counterparty ratings and credit limits and by maintaining excess  cash  and  cash  equivalents  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.  The carrying amount of the Company’s financial assets recorded in the consolidated financial statements represent  the Company’s maximum exposure to credit risk.   54         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Liquidity risk management  Liquidity risk is the risk that the Company will have difficulties meeting its financial obligations as they become due.   In  common  with  many  oil  and  gas  exploration  companies,  the  Company  raises  financing  for  its  exploration  and  appraisal activities in discrete tranches in order to finance its activities for limited periods.  The  Company seeks to  raise additional funding as and when required.  The Company anticipates making substantial capital expenditures in  the  future  for  the  acquisition,  exploration,  development  and  production  of  oil  and  gas  reserves  and  as  the  Company’s projects move into the development stage, specific financing, including the possibility of debt, may be  required to enable future development to take place. The financial results of the Company will impact its access to  the capital markets necessary to undertake or complete future drilling and development programs.  There can be no  assurance that debt or equity financing, or future cash generated by operations, would be available or sufficient to  meet  these  requirements  or,  if  debt  or  equity  financing  is  available,  that  it  will  be  on  terms  acceptable  to  the  Company.     It  is  presently  the  Company’s  policy  to  finance  its  business  by  means  of  internally  generated  funds  and  external  share  capital.    The  Company  manages  liquidity  risk  by  maintaining  adequate  cash  reserves  and  by  continuously  monitoring forecast and actual cash flows.  Annual capital expenditure budgets are prepared, which are regularly  monitored and updated as considered necessary.  In addition, the Company requires authorizations for expenditure  on both operating and non‐operating projects to further manage capital expenditures.    The  maturity  profile  of  the  Company’s  financial  liabilities  are  indicated  by  their  classification  in  the  consolidated  balance sheet as “current” or “non‐current”, and further information relevant to the Company’s liquidity position is  disclosed in the Company’s going concern assessment in note 2.   22. Related party transactions  Namdo Management Services Ltd.   Mile High Holdings Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Vostok Naphta Investment Ltd.  Lundin Petroleum AB  Total  Purchases of services  during the year  2010 2011           Amounts owing at the reporting dates 2010 2011 361 103 56 24 2,176 2,720 185 152 41 ‐ 2,673 3,051 7 19 14 ‐ 78 118 ‐ 12 ‐ ‐ 214 226 Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  owned  by  a  shareholder  of  the  Company  which  has  provided corporate administrative support and investor relation services to the Company.    Mile High Holdings Ltd. is a private corporation associated with a shareholder of the Company which has provided  transportation services to the Company in relation to its fundraising activities.    McCullough O’Connor Irwin LLP is a law firm in which an officer of the Company is a partner which has provided  legal services to the Company.    Vostok Naphta Investment Ltd. is a corporation traded on the NASDAQ OMX Nordic Exchange in Stockholm (trading  symbol VNIL SDB) associated with a shareholder of the Company and which has provided investor relations services  to the Company in relation to its fundraising activities in Sweden.   55             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2011 and 2010  (Expressed in thousands of United States Dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The  Company  receives  services  from  various  subsidiary  companies  of  Lundin  Petroleum  AB  (“Lundin”),  a  shareholder of the Company.  Lundin charges during the year ended December 31, 2011 of $2,176 (2010: $2,673)  were comprised of G&G and other technical service costs of $195 (2010: $382), reimbursement for Company travel  and related expenses of $611 (2010: $601), office rental, administrative and building services of $455 (2010: $328)  and  $915  (2010:  $1,362)  relating  to  a  guarantee  provided  to  the  KRG on  behalf  of  the  Company  in  respect  of  its  minimum financial commitments, payable semi‐annually and charged at a rate of 1.5 % per annum (3.0% prior to  July 1, 2010).   Included  within  general  and  administrative  expenses  are  contributions  totalling  $1,025  made  in  the  year  2011  (2010: $485) to a charitable foundation whose Chairman is a major shareholder of the Company. Funds from this  charity, in part, are used for community investment activity in Kurdistan.   All  transactions  with  related  parties  are  in  the  normal  course  of  business  and  are  made  on  the  same  terms  and  conditions as with parties at arm’s length.  Refer also to note 23.  23. Events after the balance sheet date  On January 17, 2012 the Company signed a final binding agreement with the KRG to relinquish to the KRG the 60%  working interests previously held in each of the Arbat and Pulkhana Production Sharing Contracts ("PSC").  Under  the terms of the agreement the PSC for each of the Pulkhana and Arbat blocks was terminated whereby ShaMaran's  interests in both PSCs were relinquished. On January 25, 2012 the Company paid a total of USD 25 million to the  KRG, which will be expensed in 2012, in accordance with the terms of the agreement and relieving the Company of  all further obligations under the PSCs.  On April 2, 2012 the Company entered into a debenture financing from two related parties (the "Lenders") in the  principal amount of US$10,000,000 (the "Loan") on the following terms and conditions. The Loan will mature and be  payable  six  months  after  closing  of  the  Loan  transaction  (the  "Maturity  Date")  and  can  be  prepaid  up  to  the  Maturity Date without interest or penalty. Subsequent to the Maturity date interest will accrue on any unpaid Loan  balance  at  5%  per  annum  commencing  on  the  earlier  of  the  Maturity  Date  or  an  event  of  default  under  the  Debenture,  and  will  be  payable  semi‐annually  thereafter. The  Debenture  is  secured  against  the  shares  of  the  Company's  operating  subsidiaries.   In  connection  with  the  Loan  the  Company  has  issued  to  the  Lenders  an  aggregate of 3,000,000 common shares of the Company.  56           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 2000  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  INDEPENDENT AUDITORS  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 LISTINGS  TSX Venture Exchange and  NASDAQ OMX First North Exchange  Trading Symbol: SNM  INVESTOR RELATIONS  Sophia Shane  Vancouver, British Columbia  57        

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