ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2014

Plain-text annual report

ShaMaran Petroleum Corp.  Annual Report  For the year ended December 31, 2014      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS  For the year ended December 31, 2014  _____________________________________________________________________________________  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 with an effective date of March 12,  2015.  The  MD&A  should  be  read  in  conjunction  with  the  audited  consolidated  financial  statements  for  the  year  ended December 31, 2014 together with the accompanying notes.  The financial statements of the Company have been prepared in accordance with International Financial Reporting  Standards (“IFRS”) as issued by the International Accounting  Standards Board. Unless otherwise stated herein all  currency amounts indicated as “$” in this MD&A are expressed in thousands of United States dollars (“USD”).  OVERVIEW  ShaMaran is a Canadian‐based oil and gas company with a 20.1% direct interest in the Atrush petroleum property  located  in  Kurdistan  in  Northern  Iraq  (“Kurdistan”).  ShaMaran  trades  on  the  TSX  Venture  Exchange  and  the  NASDAQ OMX First North Exchange (Stockholm) under the symbol “SNM”.  The  Company  is  currently  in  the  pre‐production  stage  of  its  appraisal  and  development  program  relating  to  the  Atrush  oil  discovery  on  this  petroleum  property.  Phase  1  of  field  development  consists  of  installing  and  commissioning  production  facilities  with  30,000  barrels  of  oil  per  day  (“bopd”)  capacity  and  the  drilling  and  completion  of  production  wells  to  supply  the  production  facility.    During  the  year  2014  the  final  three  of  four  planned  Phase  1  production  wells  were  drilled.  Also  in  2014,  in  order  to  further  delineate  the  field  towards  the  east, the second of two eastern appraisal wells was drilled and final preparations were completed to re‐test Atrush  3 (“AT‐3”), the first eastern appraisal well which was drilled in 2013.  HIGHLIGHTS  Production Facilities    Implementation  of  the  30,000  bopd  Phase  1  Chiya  Khere  production  facility  is  in  progress.  The  civil  construction  site  preparation  work  for  the  facility  was  completed  in  the  final  quarter  of  2014  and  work  is  continuing  on  foundations  for  the  individual  units.  Main  production  modules  for  the  facility  are  being  fabricated with onsite delivery expected during the second quarter of 2015.  Front  End  Engineering  and  Design  (“FEED”)  on  a  dedicated  feeder  pipeline  between  the  Chiya  Khere  production  facility  and  the  main  Khurmala  to  Fishkabur  export  pipeline  was  completed  during  2014.  Initial  work on the pipeline right of way in the elevated section over the Chiya Khere mountain has commenced.   Well Results    The Atrush‐3  appraisal well  flowed  with a  maximum  oil rate  of  4,900  bopd  of 14°  API  oil  using  an electrical  submersible pump during testing conducted in January 2015 in connection with well re‐entry operations. The  well was originally drilled in 2013.  The Chiya  Khere‐6  (“CK‐6”) eastern appraisal well was  drilled to a total depth (“TD”)  of 2,105 meters  which  was reached in November 2014. During subsequent testing the well flowed with a maximum oil rate of over  6,700 bopd of 26.6° API oil using an electrical submersible pump.   1                The Chiya Khere‐8 (“CK‐8”) development well was drilled from the same well pad used for the Atrush‐1 (“AT‐ 1”)  well  discovery  to  a  TD  of  2,195  metres,  which  was  reached  in  September  2014.  The  well  has  been  suspended as a Phase 1 producer, pending testing and completion planned in early 2015.    The  Chiya  Khere‐5  (“CK‐5”)  development  well  was  drilled  from  the  same  well  pad  used  for  the  AT‐1  well  discovery to a TD of 2,098 metres, which was reached in June 2014. The well has been suspended as a Phase 1  producer, pending testing and completion planned in early 2015.  The Atrush‐4 (“AT‐4”) appraisal and development well was drilled to a TD of 2,916 metres which was reached  in January 2014.  The well flowed with a combined rate of 9,059 bopd of 27‐28° API oil from two intervals. AT‐ 4 has been suspended as a Phase 1 producer.   Corporate     The  Company  reports  Atrush  Block  gross  2P  reserve  estimates  of  61  MMbbls  (2013:  58  MMbbls)  as  well  as  Atrush Block gross contingent resource estimates of 310 MMboe 2C (2013: 404 MMboe) as of December 31,  2014.  ShaMaran  raised  gross  funds  of  CAD  75.4  million  through  the  issuance  of  an  aggregate  of  754,214,990  common shares of the Company in February 2015. The shares were issued further to an offering of rights to  existing shareholders of the Company to  purchase shares of ShaMaran at an exercise price of  CAD 0.10 per  share.   Mr. Chris Bruijnzeels has been appointed as the President and Chief Executive Officer of ShaMaran and both  Mr  Bruijnzeels  and  Mr.  C.  Ashley  Heppenstall  have  been  appointed  as  members  of  ShaMaran’s  Board  of  Directors. The appointments were effective January 19, 2015.   $150  million  of  senior  secured  bonds  issued  by  General  Exploration  Partners,  Inc.  (“GEP”),  a  wholly  owned  subsidiary of the Company, were listed on the Oslo Børs in Norway in May 2014. The ticker for the bonds is  “GEP01”.  CHANGES TO SENIOR MANAGEMENT AND THE BOARD OF DIRECTORS  The  Company  announced  on  January  19,  2015  changes  to  its  senior  management  and  Board  of  Directors  (the  “Board”). Mr. Chris Bruijnzeels was appointed as the President and Chief Executive Officer of ShaMaran and as a  member of the ShaMaran Board of Directors replacing Mr. Pradeep Kabra who resigned from these positions with  effect from January 19, 2015. Mr. C. Ashley Heppenstall was also appointed as a member of the Board while Mr.  Alex Schneiter and Mr. J.  Cameron Bailey  have resigned  their positions as members  of the Board,  all with effect  from  January  19,  2015.  In  connection  with  the  changes  in  senior  management  and  the  Board  the  Company  approved on January 19, 2015 a grant of an aggregate of 26,000,000 incentive stock options with an exercise price  of  CAD  0.115  per  share  to  certain  senior  officers  and  directors  of  the  Company.  Refer  also  to  the  “Outstanding  Share Data” section below.   OPERATIONS   The Company holds a 20.1% direct interest in the Atrush Block petroleum property which is located in Kurdistan in  the northern extension of the Zagros Folded Belt adjacent to several major oil discoveries. The region is currently  undergoing major exploration and development by internationally recognised mid to large sized oil companies.  2                 The Atrush field was discovered in 2011 and a Phase 1 development plan was approved in October 2013, which  consists  of  installing  and  commissioning  production  facilities  with  30,000  bopd  capacity  and  the  drilling  and  completion  of  production  wells  to  supply  the  production  facility.    During  the  year  2014  the  final  three  of  four  planned Phase 1 production wells were drilled. Also, in order to further delineate the field towards the east, the  second of two eastern appraisal wells was drilled and final preparations were completed to re‐test AT‐3, the first  eastern appraisal well which was drilled in 2013.  Recent Operations in Kurdistan  Atrush‐4  Appraisal  and  Phase  1  Development  Well:  AT‐4  was  drilled  up‐dip  towards  the  undrilled  crest  of  the  structure from the AT‐1 drill pad (the “Chamanke‐A well pad”). The well was drilled to a TD of 2,916 metres which  was  reached  on  January  23,  2014.  The  testing  program  consisted  of  three  separate  cased  hole  drill  stem  tests  conducted in the Jurassic reservoir with the highest reported rates totalling 9,059 bopd of 27‐28 API oil from two  of the tests. None of the tests produced formation water.  The testing program concluded April 7, 2014 following  which AT‐4 was suspended as a future Phase 1 producer.  Chiya Khere‐51 Phase 1 Development Well: CK‐5 was drilled to a TD of 2,098 metres which was reached on June 28,  2014.  The  well  was  deviated  from  the  Chamanke‐A  well  pad  with  the  bottom  hole  location  in  the  Butmah  formation approximately 870 metres west southwest of the surface location. As in previous wells, no water leg was  encountered in the reservoir section, with the well penetrating a gross vertical oil column of approximately 540  metres.  CK‐5  will  be  tested  using  a  workover  rig  in  2015  prior  to  final  completion  and  tie‐in  to  the  Phase  1  production facility.  Chiya Khere‐8 Phase 1 Development Well: CK‐8 was drilled from the Chamanke‐A well pad to a TD of 2,195 metres  which was reached on September 13, 2014. This well targeted an area situated midway between CK‐5 and Atrush‐ 2 (“AT‐2”) approximately 1.4 kilometres east southeast of the well pad, and found the reservoir much higher than  expected, and no water with the reservoir section. Additionally, the main Sargelu reservoir section was found to be  highly fractured as in the same section of the highly productive AT‐2 well. CK‐8 will be tested using a workover rig  in 2015 prior to final completion and tie‐in to the Phase 1 production facility.  Chiya Khere‐6  Phase 2 Appraisal Well: CK‐6, the second eastern area appraisal well, was spudded on October  1,  2014  from  the  Chamanke‐C  well  pad.  The  well  was  drilled  to  a  TD  of  2,105  metres  which  was  reached  on  November 5, 2014, after 36 operational days, ahead of plan and budget. The well reached the Jurassic reservoir  approximately  139  metres  structurally  higher  than  the  nearby  AT‐3  well,  approximately  600  metres  SSE  of  the  surface location. Logs indicated that the matrix reservoir quality and degree of fracturing across the main reservoir  zone were the best in any well drilled to date in Atrush. Three well tests were conducted with results as follows:   DST#3 was conducted over a perforated 24 metre interval in the Naokelekan formation. The zone was flowed  using ESP at rates up to 6,787 bopd (constrained by surface testing facilities) of 26.6° API oil.    DST#2 was conducted over a 48‐metre interval in the Lower Sargelu formation. During the main flow period  the  zone  was  flowed  using  ESP  at  rates  up  to  3,792  bfpd  of  emulsion.  Bottom  hole  samples  are  pending  laboratory analysis to provide the gravity of the oil at reservoir conditions.   DST#1 was conducted over a perforated 12‐metre interval within the Alan formation. The zone flowed heavy  oil post‐acid with ESP and nitrogen lift at a low rate. The tested interval represents the deepest recovered oil  in  the  field  to  date  (‐460m),  nearly  200m  deeper  than  the  equivalent  interval  that  successfully  tested  the  higher viscosity oil in the AT‐2 well.   1 Approved changes to terminology relating to the Atrush Block, effective from 2014, include well names. Following the Atrush‐4 well all future  wells on the Atrush Block will be prefixed with “Chiya Khere” (or “CK”), rather than with “Atrush”.  3     Atrush‐3 Re‐entry and Re‐test: Following CK‐6, the drilling rig was skidded over to the adjacent AT‐3 well. The well  was re‐entered in order to finish the inconclusive well testing program announced on August 26, 2013. The test  consisted of a single commingled interval through two sets of 12‐metre perforations in the Naokelekan and Lower  Sargelu formations, which flowed with a maximum oil rate of 4,900 bopd, using an electrical submersible pump. Oil  gravity was measured at 14 degrees API.  During the testing of both AT‐3 and CK‐6, pressure gauges monitoring interference in the AT‐2 well (a distance of  6.5 kilometres from both wells) demonstrated that the Phase 2 appraisal area is in pressure communication with  the Phase 1 development area. Full analysis of both CK‐6 and AT‐3 well testing results is ongoing.    Chiya  Khere  Phase  1  Production  Facilities:  Implementation  of  the  30,000  bopd  Phase  1  production  facility  is  in  progress. The civil construction site preparation work for the facility was completed in the final quarter of 2014 and  work is continuing on foundations for the individual facilities. Main production modules for the facility are being  fabricated  with  onsite  delivery  expected  during  the  second  quarter  of  2015  with  hook‐up  and  commissioning  to  follow with first oil targeted by end of 2015. A workover rig will be mobilised in the first half of 2015 to conduct  testing and completion operations on CK‐5 and CK‐8, and to complete AT‐2 and AT‐4 as the four wells to be tied‐in  to the Chiya Khere production facility.   Atrush Feeder Pipeline: FEED was completed in the year 2014 on a dedicated feeder pipeline between the Chiya  Khere  production  facility  and  the  tie‐in  point  on  the  main  export  pipeline  at  Kurdistan  Crude  Pipeline  pumping  station #2 (“KCP2”) at kilometre 92. Initial work on the pipeline right of way in the elevated section over the Chiya  Khere mountain has commenced. Pipeline commissioning is expected to be completed in time for production start‐ up.  Refer also to discussion under “Commitments” in this MD&A.  Location and Operational History  The Atrush Block is located approximately 85 kilometres northwest of Erbil, the capital of the Kurdistan Region of  Iraq, and is 269 square kilometres in area. The Atrush Block contains the Chiya Khere structure. To the south of the  Atrush Block is the Shaikan Block which is currently being developed by Gulf Keystone Petroleum Ltd. Immediately  to the north of the Atrush Block is the Sarsang block where Hillwood International Energy in May 2014 declared  the Swara Tika to  be  a  commercial  discovery and  is  currently  producing  from  one  well. In addition MOL  plc  has  announced an oil discovery in the Bakrman well on the Akri‐Bijeel block immediately east of the Atrush Block. Also,  on trend discoveries to the west on the Sheikh Adi and Ber Behar Blocks have been announced by Genel Energy  plc. The Atrush Block contains multiple proven and potential stacked oil reservoirs in the Cretaceous, Jurassic and  Triassic sections in the Chiya Khere structure which, due to a high‐degree of fracturing, have demonstrated very  high production rates.   In addition to the proven Atrush Jurassic oil discovery the Atrush Block has potential additional upside in the Chiya  Khere  hanging  wall  Triassic,  Chiya  Khere  footwall  reservoirs  (Cretaceous,  Jurassic  and  Triassic),  and  a  southern  extension of the Swara Tika structure into the Atrush Block.   In August 2010 the Company acquired a 33.5% shareholding in GEP which then held an 80% working interest in the  Atrush Block Production Sharing Contract (“PSC”), with the remaining 20% third party interest (“TPI”) being held by  the  Kurdistan  Regional  Government  (“KRG”).  In  October  2010  Marathon  Oil  Corporation  (“Marathon”)  was  assigned the 20% TPI in the PSC. On December 31, 2012 GEP sold a  53.2%  direct interest in the Atrush Block  to  TAQA Atrush BV (“TAQA”), who also assumed from GEP the Operatorship of the Block, and repurchased the entire  66.5%  shareholding  which  Aspect  Energy  International  LLC  (“Aspect”)  held  in  GEP,  leaving  the  Company  with  a  100%  shareholding  interest  in  GEP  which  then  held  a  26.8%  direct  interest  in  the  PSC.  The  Company’s  direct  interest in the PSC is 20.1% after the KRG exercised on March 12, 2013 its option to acquire a 25% Government  Interest  in accordance with the  provisions  of  the Atrush  Block  PSC. GEP,  Marathon  and TAQA together are  “the  Contractors” to the PSC.   4   Under the terms of the Atrush Block PSC, on exercise of its right to acquire the 25% interest, the KRG assumes an  undivided  interest  in  the  petroleum  operations  and  all  the  other  rights,  duties,  obligations  and  liabilities  of  the  contracting  parties  to  the  PSC  from  the  date  the  block  has  first  been  declared  commercially  viable.  Discussions  have commenced amongst the Contractors and the KRG to amend the PSC to give effect to the KRG’s interest. At  the date of this MD&A the process of amending the PSC has not been completed and the Contractors are currently  advancing cash to the Operator to fund Atrush development costs relating to the KRG’s 25% interest.   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.  GEP acquired 143 kilometres of 2D seismic data over the Atrush Block in 2008. The first exploration well, AT‐1, was  spudded in October 2010 reaching a TD of 3,400 metres in January 2011. A comprehensive well testing program  consisting of ten drill stem tests (“DST”s) was completed in April 2011. Following notification to the KRG of a major  Jurassic oil discovery on April 4, 2011 GEP submitted an Appraisal Work Program consisting of 3D seismic, appraisal  wells and studies and the possible installation of an extended test facility to conduct production testing in the field.  3D seismic covering the entire Atrush Block was acquired between July 2011 and August 2012. Final processing of  the 3D seismic survey was completed in 2014.  The AT‐2 appraisal well was drilled to a TD of 1,750 metres below the base of Jurassic reservoir section, which was  reached in July 2012. The Company announced on September 13, 2012 the results of the comprehensive AT‐2 well  testing program which confirmed through three separate DSTs the AT‐1 Jurassic oil discovery. Individual test rates  for the three Jurassic DSTs, constrained by surface testing equipment, were over 10,000 bopd (approximately 27  degree API) and confirmed the significant potential for production from the highly fractured Jurassic reservoir. An  additional two DSTs conducted in two deeper Jurassic formations confirmed them to be oil bearing and productive,  with test rates limited by gas lift. GEP submitted in October 2012 to the Ministry of Natural Resources (“MNR”) of  Kurdistan an AT‐2 Discovery Report giving notice of the additional discovery formations in the lower part of the  Jurassic.  On  November  7,  2012  GEP  and  Marathon,  collectively  being  the  Contractor  under  the  Atrush  Block  PSC  at  that  time, submitted to the Atrush Block Management Committee a Declaration of Commercial Discovery (“DCD”) with  effect from November 7, 2012 under Clause 12.6 (a) of the PSC. The DCD was submitted together with an Appraisal  Report covering the Atrush field.   The AT‐3 appraisal well was spudded on March 25, 2013 and, after a top hole sidetrack due to mechanical issues,  the  well  was  drilled  to  a  MD  of  1,806  metres  which  was  reached  on  June  23,  2013.  The  well  encountered  an  estimated oil column of 286 metres in the Jurassic reservoir (to the calculated Free Water Level) and successfully  extended  the  Atrush  accumulation  6.5  kilometres  further  to  the  east,  while  proving  producible  oil  180  metres  deeper than previous wells thereby reducing the uncertainty on the Oil Water Contact/Free Water Level. AT‐3 was  suspended pending the planned re‐entry and successful retest in January 2015.  In  June  2013  an  interference  test  was  conducted  between  AT‐1  and  AT‐2.  The  wells,  which  are  3.1  kilometres  apart, confirmed excellent pressure communication and multi Darcy horizontal permeability through the fracture  system in the Jurassic reservoir. This reservoir connectivity was further confirmed, as announced by the Company  in February 2015, by pressure communication between the tested CK‐6 and AT‐3 wells and the AT‐2 well, over a  distance of 6.5 kilometres.   The  Atrush  Block  Field  Development  Plan  (“FDP”)  was  submitted  for  approval  to  the  KRG  on  May  6,  2013,  in  accordance with the terms of the PSC within  180 days after the DCD made on November 7,  2012. The FDP was  presented in detail to the MNR in June 2013. Phase 1 of the FDP was duly approved with an effective date October  1, 2013.   5 On October 7, 2013 the Company announced that Phase 1 of the FDP for the Atrush Block had been approved by  the KRG. The initial 20‐year Development Phase (as defined in Clause 12.9 of the PSC) commenced on the October  1, 2013. Phase 1 will consist of four initial producers (AT‐2, AT‐4, CK‐5 and CK‐8) connected to a 30,000 gross bopd  production facility.   Following  submission  of  the  FDP  the  AT‐1  discovery  well  was  determined  to  be  unsuitable  for  long‐term  production and was plugged and abandoned in October 2013.  6         SELECTED ANNUAL FINANCIAL INFORMATION  The following is a summary of selected annual financial information for the Company:  (In $000s, except per share data)  Continuing operations  General and administrative expense  Share based payments expense  Impairment (loss) / recovery  Depreciation and amortisation expense  Share of income of associate  Relinquishment costs  Gain on sale of asset  Gain on fair valuation of net assets of subsidiary  Finance cost   Finance income  Income tax expense  Net (loss) / income from continuing operations  Discontinued operations  Gain on release of excess site restoration provisions  Expenses  Net income / (loss) from discontinued operations  For the year ended December 31,  2013  2014 2012 (1,548) (307) ‐ (53) ‐ ‐ ‐ ‐ (5,304) 108 (109) (7,213) 228 (15) 213 (2,393)  (882)  (84)  (65)  ‐  ‐  ‐  ‐  (740)  28  (87)  (4,223)  981  (46)  935  (2,852) (8) 1,814 (183) 129,000 (25,732) 1,100 102,735 (719) 359 (89) 205,425 ‐ (61) (61) Net (loss) / income  (7,000) (3,288) 205,364 Basic (loss) / income in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Diluted (loss) / income in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Total assets  Exploration and evaluation assets – net book value  Working capital surplus  Borrowings  Shareholders’ equity  Common shares outstanding (x 1,000)  (0.01) ‐ (0.01) (0.01) ‐ (0.01) 2014 488,258 429,245 42,309 147,657 322,204 810,984 (0.01)  ‐  (0.01)  (0.01)  ‐  (0.01)  As at December 31,  2013  487,954  344,988  132,980  147,050  328,989  810,984  0.25 ‐ 0.25 0.25 ‐ 0.25 2012 345,554 303,523 29,628 ‐ 331,376 810,984 7                                                                                                                                    Summary of Principal Changes in Annual Financial Information  The Company  has reported  in 2014 a net loss of $7.0 million which was primarily driven by routine general and  administrative  expenses,  share  based  payment  expenses  and  finance  cost,  the  substantial  portion  of  which  was  expensed borrowing costs on the Company’s senior secured bonds. These charges have been offset by a gain on  the  release  of  excess  site  restoration  provisions  associated  with  the  Company’s  discontinued  operations  in  the  United States. The changes in annual financial information are further explained in the sections below.  Results of Continuing Operations  The  Company’s  continuing  operations  are  comprised  of  an  appraisal  and  development  program  on  the  Atrush  Block  petroleum  property  located  in  the  Kurdistan  Region  of  Iraq  which  is  currently  in  the  pre‐production  stage  and  generates  no  revenue.  The  expenses  and  income  items  of  continuing  operations  are  explained  in  detail  as  follows:  General and administrative expense  In $000  Salaries and benefits  Management and consulting fees  General and other office expenses  Listing costs and investor relations  Travel expenses  Legal, accounting and audit fees  General and administrative expense incurred  General and administrative expense capitalised as E&E assets  General and administrative expense  For the year ended December 31, 2014 2,903 776 484 364 198 161 4,886 (3,338)  1,548 2013 2,819 1,011 514 290 298 541 5,473 (3,080) 2,393 The  Company  capitalises  as  exploration  and  evaluation  (“E&E”)  assets  general  and  administrative  expenses  supporting E&E activities which relate to the interest held in the Atrush production sharing contract.  The general and administrative expenses incurred in 2014 have decreased relative to the amount in 2013 primarily  due to a reduction in the level of business development activity conducted in the year 2014.  Share based payments expense  In $000  Share based payments expense  For the year ended December 31, 2013 2014 307  882 The share based payments expense results from the vesting of stock options granted in the years 2011 and 2013.  No stock options were granted in the year ended December 31, 2014 (year 2011: 25,000; year 2012: nil; year 2013:  5,640,000). 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.  8                                                                                           Depreciation and amortisation expense  In $000  Depreciation and amortisation expense  For the year ended December 31, 2013 2014 53  65 Depreciation  and  amortisation  expense  corresponds  to  cost  of  use  of  the  furniture  and  IT  equipment  at  the  Company’s technical and administrative offices located in Switzerland and Kurdistan.  Impairment loss  In $000  Write down drilling  inventory to net realizable value  Impairment loss  For the year ended December 31, 2013 2014 ‐ ‐ 84 84 The impairment losses on drilling inventory incurred in the year 2013 related to the Pulkhana and Arbat production  sharing contract relinquishments.  Finance cost  In $000  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond related transaction costs  Interest expense on borrowings  Unwinding discount on decommissioning provision  Foreign exchange loss  Total finance costs before borrowing costs capitalised  Borrowing costs capitalised as E&E assets  Total finance costs  For the year ended December 31, 2013 2014 17,250  607  17,857  19  ‐  17,876  (12,572)  5,304  2,252 78 2,330 1 49 2,380 (1,640) 740 General and specific borrowing costs directly attributable to the acquisition or construction of qualifying assets are  capitalised  together  with  the  qualifying  assets.  All  other  borrowing  costs  are  recognised  in  profit  or  loss  in  the  period in which they are incurred. During the year 2014 the Company incurred interest expense relating to its $150  million of senior secured bonds which carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate.  The  foreign  exchange  loss  recorded  in  the  year 2013 resulted  primarily from  holding  net assets  denominated  in  United  States  dollars  in  the  Swiss  subsidiary  of  the  Group  while  the  United  States  dollar  weakened  during  the  reporting  period  against  Swiss  Franc,  the  functional  currency  of  the  Swiss  subsidiary.   In   2014  the  Company  recorded a foreign exchange gain (refer to discussion under finance income).  9                                                                     Finance income  In $000  Interest Income  Foreign exchange gain  Total finance income  For the year ended December 31, 2013 2014 65 43 108 28 ‐ 28 Interest  income  represents  bank  interest  earned  on  cash  and  investments  in  marketable  securities.  The  relative  increase in interest income reported in the year ended December 31, 2014 relative to the amount reported in the  year 2013 is due to the higher average interest bearing cash balances held throughout the period.  The  foreign  exchange  gain in  2014 resulted  primarily  from  holding  in the  Company’s Swiss  subsidiary  net  assets  denominated  in  United  States  dollars  while  the  United  States  dollar  strengthened  during  the  reporting  period  against the Swiss Franc, the functional currency of the Swiss subsidiary.  Income tax expense  In $000  Income tax expense  For the year ended December 31, 2013 2014 109 87 Income  tax  expense  relates  to  provisions  for  income  taxes  on  service  income  generated  in  Switzerland  which  is  determined  on  the  basis  of  the  incurred  cost  of  the  related  services.  The  increase  in  tax  expense  from  the  comparable reporting period is primarily due to higher taxable income in the Swiss subsidiary which has increased  slightly due to higher service costs incurred 2014.  Results of Discontinued Operations  The main components of discontinued operations are explained as follows:  Gain on release of excess site restoration provisions  In $000  For the year ended December 31, 2013 2014 Gain on release of excess site restoration provisions  228 981 In the years 2014 and 2013 the Company released excess site restoration provisions as the total cost to complete  this  was  less  than  the  amount  previously  estimated.  Works  to  restore  the  sites  pertaining  to  the  interests  the  Company held in petroleum properties located in the United States were completed during the year 2014.  Expenses  In $000  Legal, accounting and audit fees  General and other office expenses  Total expenses  For the year ended December 31, 2013 2014 9 6 15 35 11 46 10                                                                   The decrease in expenses in the year 2014 relative to the amounts incurred in the same period of 2013 is due to  the reduction in activity associated with the Company’s United States based discontinued operations following the  sale in 2009 of the properties located there. The professional and general fees which the Company has incurred  are related to the decommissioning and windup of the interests it held in the United States.   Capital Expenditures on Exploration and Evaluation Assets   The  net  book value  of the  Company’s E&E assets at December 31, 2014 relate  to  the  Atrush  Block and  includes  $24.5 million of advances made to fund Atrush development costs on behalf of the KRG. The movements in E&E  during the years 2014 and 2013 are explained as follows:  In $000  Movements during the year:  Opening cost and net book value, January 1  Additions  Cost and net book value, December 31  For the year ended December 31, 2013 2014 344,988 84,257 429,245 303,523 41,465 344,988 The  additions  to  E&E  assets  during  the  year  2014  of  $84.3  million  were  comprised  of  Atrush  drilling  and  field  development  activity  costs  totalling  $68.4  million,  borrowing  costs  capitalised  of  $12.6  million,  and  general  and  administrative costs relating to Atrush Block E&E activities totalling $3.3 million.  The  additions  to  E&E  assets  during  the  year  2013  of  $41.5  million  were  comprised  of  Atrush  drilling  and  field  development  activity  costs  totalling  $35.1  million,  capacity  building  and  other  PSC  related  payments  of  $1.7  million, borrowing costs capitalised of $1.6 million, and general and administrative costs relating to Atrush Block  E&E activities totalling $3.1 million.  Borrowings   At December 31, 2014 GEP, a wholly owned indirect subsidiary of the Company, had outstanding $150 million of  senior secured bonds which were listed in May 2014 on the Oslo Børs in Norway under the symbol “GEP01”. The  bonds have a five year maturity from their issuance date of November 13, 2013, carry an 11.5% fixed semi‐annual  coupon and are being used to fund capital expenditures related to the development of the Atrush Block.  The bonds include an unconditional and irrevocable on‐demand guarantee on a joint and several basis from the  Company  and  certain  of  the  Company’s  direct  and  indirect  subsidiaries  and,  among  other  arrangements,  agreements which pledge all of the ordinary shares of GEP and the Company’s Swiss service subsidiary, ShaMaran  Services SA, as security for GEP’s bond related obligations, as well as an internal credit facility agreement among  the Company and certain of its subsidiaries setting out the terms and conditions for intra‐group credit to be made  available amongst the parties.  Under the terms of the bond agreement all bond proceeds are held in accounts pledged to the bond trustee  as  security and may be accessed by the Company on prior authorisation of the bond trustee provided the proceeds  are to be employed for prescribed purposes, most notably to fund the financing, development and operation of  the  Atrush  Block,  to  service  the  first  24  months  of  bond  coupon  interest  expense  and  to  fund  technical,  management and administrative services of ShaMaran’s subsidiary companies up to $6 million per year over the  term  of  the  bonds.  Of  the  Company’s  $57.2  million  total  cash  and  cash  equivalents  at  December  31,  2014  $41.1 million was held in accounts pledged to the bond trustee.  11                                     The movements in borrowings are explained as follows:  In $000  Opening balance  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond related transaction costs  Net proceeds from bonds  Interest payments to bondholders  Ending balance  ‐ Current portion: accrued interest expense on bonds  ‐ Non‐current portion: borrowings                         As at December 31,  2014  149,302  17,250  607  ‐  (17,250)  149,909  2,252  147,657  2013 ‐ 2,252 78 146,972 ‐ 149,302 2,252 147,050 The  remaining  contractual  obligation  comprising  repayment  of  principal  and  interest  expense  based  on  undiscounted cash flows at payment date, assuming the bonds are not early redeemed, are as follows:  In $000  Less than one year  Between two and five years  Total                         As at December 31,  2014  17,250  199,407  216,657  2013 17,250 216,050 233,300 12                   SELECTED QUARTERLY FINANCIAL INFORMATION  The following is a summary of selected quarterly financial information for the Company:  (In $000s, except per share data)  For the quarter ended  Continuing operations  General and admin. expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation  Impairment loss  Finance cost   Finance income  Income tax expense  Net loss. from continuing ops.  Discontinued operations  Gain on release of excess provision  Income / (expense)  Net Income / (loss) from  discontinued ops.  Dec 31 2014 Sep 30 2014 Jun 30 Mar 31 2014 2014 Dec 31 2013 Sep 30 2013 Jun 30 Mar 31 2013 2013 (376) (48) (15) ‐ (1,326) 37 (25) (1,753) 228 2 230 (154) (51) (14) ‐ (1,326) 64 (29) (1,510) ‐ (1) (1) (462) (61) (13) ‐ (1,309) 26 (23) (1,842) ‐ (1) (1) (556) (147) (11) ‐ (1,364) 2 (32) (2,108) ‐ (15) (15) (1,016) (157) (11) ‐ (693) 2 (24) (1,899) 981 (6) 975 (572) (159) (19) ‐ (64) 7 (13) (820) ‐ (13) (13) (355) (565) (16) (84) (23) 10 (10) (1,043) ‐ (7) (7) (450) (1) (19) ‐ ‐ 50 (40) (460) ‐ (20) (20) Net loss  (1,523) (1,511) (1,843) (2,123) (924) (833) (1,050) (480) Basic income in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Diluted income in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Summary of Principal Changes in the Fourth Quarter Financial Information  In  the  fourth  quarter  of  2014  work  on  the  Atrush  Block  development  program  continued.  The  net  loss  in  this  quarter  was  primarily  driven  by  routine  general  and  administrative  expenses,  share  based  payments  expense  in  respect of continuing operations and finance cost, the substantial portion of which was expensed borrowing costs  on the Company’s senior secured bonds. These expenses have been offset by a gain on the release of an excess  site restoration provision associated with the Company’s discontinued operations in the United States.  LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES  Working capital at December 31, 2014 was $42.3 million compared to $133.0 million at December 31, 2013.  13                                   The  overall  cash  position  of  the  Company  decreased  by  $85.4  million  during  the  year  2014  compared  to  an  increase  in  cash  of  $101.4  million  during  the  year  2013.  The  main  components  of  the  movement  in  funds  are  discussed in the following paragraphs.  The operating activities of the Company during the year 2014 resulted in an increase in the cash position by $3.6  million compared to a decrease of $0.8 million during the previous year. The increase in the cash position due to  operating  activities  is  explained  by  a  net  loss  of  $7.2  million,  $11.5  million  net  positive  cash  adjustments  from  working capital and non‐cash expenses and $0.7 million of cash used on discontinued operations.  Net  cash  outflows  to  investing  activities  in  the  year  2014  were  $71.7  million  compared  to  cash  outflows  in  the  amount of $44.8 million in 2013. Substantially all of the cash outflows on investing activities in the current period  relate to investment in the Atrush Block appraisal and development work program.   Net  cash  outflows  to  finance  activities  during  the  year  ended  December  31,  2014  were  $17.3  million  relating  entirely to interest payments made to bondholders.  The share based payments reserve increased by $307 in the year 2014 (2013: $882) due entirely to share based  payments expense incurred during the period. There were no stock options exercised during this period (2013: nil).  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 from the share  based payments reserve to share capital.  The  Company  does not currently  generate  revenues and  corresponding cash flows  from its oil and gas appraisal  and development operations. The Company has relied upon the issuance of common shares, proceeds from asset  sales and, most recently, bonds, to finance its ongoing oil exploration, development and acquisition activities. The  Company  believes,  based  on  the  forecasts  and  projections  it  has  prepared,  that  it  will  have  financial  resources  sufficient to satisfy its contractual obligations and commitments under the agreed work program over the next 12  months.  Nevertheless  the  possibility  remains  that  the  Company’s  operations  and  current  and  future  financial  resources  could  be  significantly  affected  by  adverse  exploration  and  appraisal  results,  geopolitical  events  in  the  region,  macroeconomic  conditions  or  other  risks,  including  uncertainty  surrounding  the  timing  and  amounts  of  cash  receipts  commencing  from  first  oil  and  the  level  of  project  development  costs  that  the  Company  may  be  required  to  fund  in  order  to  realize  receipts  from  oil  sales  to  its  customers.  The  potential  that  the  Company’s  financial  resources  are  insufficient  to  fund  its  appraisal  and  development  activities  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.   OUTSTANDING SHARE DATA  There was no change in the year 2014 in the number of common shares of the Company outstanding which was  810,983,860 at December 31, 2013 and December 31, 2014.  The  Company  announced on  February  10, 2015  that, in connection with an offering  of  rights  to shareholders  of  record  on  January  12,  2015  to  purchase  additional  common  shares  in  the  Company  (“Common  Shares”)  at  a  subscription  price  of  CAD  0.10  per  share  (the  “Rights  Offering”),  it  had  issued  an  aggregate  of  713,308,912  Common  Shares,  including  195,710,409  Common  Shares  to  its  major  shareholders,  Lorito  Holdings  SARL,  Zebra  Holdings  and  Investments  SARL  and  Lundin  Petroleum  BV  (collectively  the  "Standby  Purchasers")  on  exercise  of  their  respective  rights,  resulting  in  gross  proceeds  to  the  Company  of  CAD  71.3  million.  Under  the  terms  of  the  standby  purchase  agreement  (the  "Standby  Purchase  Agreement")  between  the  Company  and  the  Standby  Purchasers,  the  Standby  Purchasers  agreed  to  subscribe  for  a  total  of  40,906,078  additional  Common  Shares,  representing all Common Shares not otherwise subscribed for by rights holders, at a price of CAD 0.10 per share  (the "Standby Purchase"). The Standby Purchase was concluded on February 17, 2015 and resulted in additional  gross proceeds to the Company of CAD 4.1 million. In addition on February 17, 2015 the Company issued a further  14       aggregate  of  14,569,684  Common  Shares  to  the  Standby  Purchasers  in  respect  of  the  guarantee  fee,  as  defined  under the standby purchase agreement.  At December 31, 2014 there were 6,755,000 stock options outstanding under the Company’s employee incentive  stock option plan, which is a decrease from the 8,263,664 stock options outstanding at December 31, 2013 by the  1,508,334 stock options which expired in September 2014. In the 2014 year no stock options have been granted  (2013:  5,640,000),  were  forfeited,  or  were  exercised.  At  the  date  of  this  MD&A  the  number  of  stock  options  outstanding was 32,755,000 following a grant of 26,000,000 stock options with an exercise price of CAD 0.115 to  certain senior officers and directors of the Company which was approved on January 19, 2015.  The Company has no warrants outstanding.  OFF BALANCE SHEET ARRANGEMENTS  The Company has no off‐balance sheet arrangements.  RELATED PARTY TRANSACTIONS  In $000  McCullough O’Connor Irwin LLP  Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  Mile High Holdings Ltd.  Vostok Nafta Investment Ltd.  Total  Purchases of services during the year 2014 2013   Amounts owing at December 31, 2013 2014 276 464 214 ‐ ‐ 954 26   518   243   113   13   913 91 56 31 35 ‐ 213 14 89 15 113 ‐ 231 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.  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, 2014 of $464 (2013: $518) were  comprised of G&G and other technical service costs of $50 (2013: $144), investor relations services of $36 (2013:  $nil), reimbursement for Company travel and related expenses of $1 (2013: $nil), office rental, administrative and  building services of $377 (2013: $374).  Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  owned  by  a  shareholder  of  the  Company  which  has  provided corporate administrative support and investor relations 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 investor relations activities.  Vostok Nafta Investment Ltd. is a corporation traded on the Nasdaq Nordic Exchange in Stockholm (trading symbol  VNIL SDB) which was associated with a shareholder of the Company and which provided investor relations services  to the Company in Sweden.   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.   15                                    COMMITMENTS  Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran holds a 20.1% direct interest in the PSC through its wholly owned subsidiary GEP. TAQA is the Operator  with a 39.9% direct interest, Marathon holds a 15% direct interest, and the remaining 25% interest was acquired  by the KRG when on March 12, 2013, it exercised its right to acquire a 25%  Government Interest  in accordance  with the provisions of the Atrush Block PSC. GEP, Marathon and TAQA together are “the Contractors” to the PSC.   Under the terms of the Atrush Block PSC, on exercise of its right to acquire the 25% interest, the KRG assumed an  undivided  interest  in  the  petroleum  operations  and  all  the  other  rights,  duties,  obligations  and  liabilities  of  the  contracting  parties  to  the  PSC  from  the  date  the  block  has  first  been  declared  commercially  viable.  Discussions  have  commenced  amongst  between  the  Contractors  and  the  KRG  to  amend  the  PSC  to  give  effect  to  the  KRG’s  interest. At the date of this MD&A the process of amending the PSC has not been completed and the Contractors  are currently advancing Atrush development costs relating to the KRG’s 25% interest.   Under the terms of the PSC the development period is for 20 years with an automatic right to a five year extension  and the possibility to extend for an additional five years. The PSC requires the Contractors to fund certain training  and environmental assistance projects over the development period. All qualifying petroleum costs incurred by the  Contractors shall be recovered from a portion of available petroleum production, defined under the terms of the  PSC. All modifications to the PSC are subject to the approval of the KRG. The Company is responsible for its pro‐ rata  share  of  the  costs  incurred  in  executing  the  development  work  program  on  the  Atrush  Block  which  commenced on October 1, 2013.  As at December 31, 2014 the outstanding commitments of the Company were as follows:  Atrush Block development and PSC  Office and other  Total commitments           For the year ended December 31,  2015 60,258 92 60,350 2016 120 ‐ 120 2017 Thereafter 120 ‐ 120 1,932 ‐ 1,932 Total 62,430 92 62,522 Amounts relating to the Atrush Block represent the Company’s unfunded share of the approved work program and  other obligations under the Atrush Block PSC.  PROPOSED TRANSACTIONS  The Company had no significant transactions pending at March 12, 2015.  16                     CRITICAL ACCOUNTING ESTIMATES AND ACCOUNTING POLICIES  Accounting Estimates  The  consolidated  financial  statements  of  the  Company  have  been  prepared  by  management  using  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  are  utilised  in  calculating  depletion,  asset  retirement  obligations,  fair  values  of  assets  on  acquisition  of  control,  share‐based  payments,  amortisation  and  impairment write‐downs. Actual results could differ from these estimates and differences could be material.  New Accounting Standards  The  Company  has  adopted effective  January  1,  2014  on  a prospective  basis  the following  new and  revised  IFRS,  along  with  any  consequential  amendments.  These  changes  were  made  in  accordance  with  the  applicable  transitional provisions.  IAS  32  ‐  Financial  Instruments  Presentation,  updates  the  application  guidance  in  IAS  32,  to  clarify  some  of  the  requirements for offsetting financial assets and financial liabilities on the balance sheet. The amendment becomes  effective for annual periods beginning on or after January 1, 2014. This amendment does not have a material effect  on the Company’s consolidated financial statements.  IAS 36 ‐ Impairment of Assets, addresses the disclosure of information about the recoverable amount of impaired  assets if that amount is based on fair value less costs of disposal. The amendment becomes effective for annual  periods  beginning  on  or  after  January  1,  2014.  This  amendment  affects  presentation  only  and  has  been  incorporated into the Company’s financial reporting.  IFRIC 21 ‐ Levies, addresses the accounting for an obligation to pay a levy that is not an income tax. The guidance  addresses  the  accounting  for  a  liability  to  pay  a  levy  recognised  in  accordance  with  IAS  37  Provisions  and  the  liability to pay a levy whose timing and amount is certain. The amendment becomes effective for annual periods  beginning  on  or  after  January  1,  2014.    This  guidance  does  not  have  a  material  effect  on  the  Company’s  consolidated financial statements.  Accounting Standards Issued But Not Yet Applied  Standards and interpretations issued but not yet effective up to the date of issuance of the financial statements  are  listed  below.  This  listing  of  standards  and  interpretations  issued  are  those  that  the  Company  reasonably  expects to have an impact on disclosures, financial position or performance when applied at a future date.   IFRS  9:  Financial  Instruments  ‐ Classification   and  Measurement,  addresses  the  classification,  measurement  and  recognition  of  financial  assets  and  financial  liabilities.  IFRS  9  was  issued  in  November  2009  and  amended  in  October  2010.  It  replaces  the  parts  of  IAS  39  that  relate  to  the  classification  and  measurement  of  financial  instruments. IFRS 9 requires financial assets to be classified into two measurement categories: those measured at  fair  value  and  those  measured  at  amortised  cost.  The  determination  is  made  at  initial  recognition.  The  classification  depends  on  the  entity’s  business  model  for  managing  its  financial  instruments  and  the  contractual  cash  flow  characteristics  of  the  instrument.  For  financial  liabilities,  the  standard  retains  most  of  the  IAS  39  requirements. The main change is that, in cases where the fair value option is taken for financial liabilities, the part  of a fair value change due to an entity’s own credit risk is recorded in other comprehensive income rather than in  net earnings,  unless this creates an accounting mismatch. The new standard will be effective for  annual periods  beginning on or after January 1, 2018.  IFRS 15: Revenue from  contracts with customers is the new standard  which replaces IAS 18 Revenue and IAS  11  Construction Contracts and provides a five step framework for application to customer contracts; identification of  customer  contract,  identification  of  the  contract  performance  obligations,  determination  of  the  contract  price,  17       allocation of the contract price to the contract performance obligations, and revenue recognition as performance  obligations  are  satisfied.  A  new  requirement  where  revenue  is  variable  stipulates  that  revenue  may  only  be  recognised  to  the  extent  that  it  is  highly  probable  that  significant  reversal  of  revenue  will  not  occur.  The  new  standard will be effective for annual periods beginning on or after January 1, 2017.  IFRS 11: Joint Arrangements. An amendment to IFRS 11 was issued in May 2014 addressing guidance on how to  account  for  the  acquisition  of  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  standard  now  specifies  the  appropriate  accounting  treatment  for  such  acquisitions  and  requires  an  investor  to  apply  the  principles  of  business  combination  accounting,  as  defined  in  IFRS  3  ‐ Business   combinations,  when  acquiring  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  amendment  requires  an  investor  to  measure  identifiable  assets  and  liabilities  at  fair  value;  expense  acquisition  related  costs;  recognise  deferred  tax,  and;  recognise the residual as goodwill. The amendment is applicable to both the acquisition of the initial interest in a  joint operation and the acquisition of additional interest in the same joint operation. However, a previously held  interest is not to be re‐measured when the acquisition of an additional interest in the same joint operation results  in retaining joint control. The amendment to IFRS 11 will be applied prospectively for annual periods beginning on  or after January 1, 2016.  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 and appraisal wells that are likely to  result  in  proved  reserves  and  costs  of  drilling  and  equipping  development  wells  are  capitalised  and  subject  to  annual impairment testing.  Exploration well costs are initially capitalised 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 capitalised as long as sufficient progress is being made to assess the reserves and economic viability of the  well and or related project.   Capitalised  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  amortised  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 indicators of impairment. Economic events which would indicate impairment 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.  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.  18      A significant downwards revision in estimated volumes or an upward revision in future development costs.  The impairment test is initially based on undiscounted future cash flows from proved and risk adjusted probable  reserves. If an impairment indicator 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  recognised during the period, with a charge to earnings.  Estimates  of  future  cash  flows  used  in  the  evaluation  of  impairment  of  assets  are  performed  based  on  risk  assessments  on  field  and  reservoir  performance  and  include  assumptions  regarding  commodity  prices,  discount  rates and future costs.  A substantial portion of the Company’s exploration and development activities are conducted jointly with others.  RESERVES AND RESOURCE ESTIMATES  The Company engaged McDaniel and Associates Consultants Ltd (“McDaniel”) to evaluate 100% of the Company’s  reserves  and  resource  data  at  December  31,  2014.  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”).  McDaniel estimates for reserves and resources have taken into account the results of recent drilling and well test  results, as well as the final remapping based on 3D seismic and the commitment to the Phase 1 of development as  defined by the KRG approved field development plan.   The Company’s crude oil and natural gas reserves and contingent resources for the Company’s Atrush asset as of  December 31, 2014 were estimated to be as follows:  Reserves Summary – Atrush Phase 1 Development  As of December 31, 2014  Mbbl(1)(2)(3)(4)(5)  Reserves Category:  Light/Medium Oil (Mbbl)(2)  Total Proved Reserves (1P)  Probable Reserves  Proved and Probable Reserves (2P)  Possible Reserves  Proved + Probable and Possible Reserves (3P)  Property  Gross  31,216  30,235 61,451 59,520 120,972 Company  Gross(3)  Company  Net(4)  6,274  6,077 12,352 11,964 24,315 4,500  3,361  7,861  4,479  12,340 Notes:  (1) 8).  (2) (3) (4) (5) Reserves are based on the KRG approved Phase 1 Atrush development comprising a 30,000 bpd facility and 4 producers (AT‐2, AT‐4, CK‐5 and CK‐ The Atrush Field contains crude oil of variable density even within a single reservoir unit.  Oil density measurements on the PVT samples analyzed  to date, and from the reservoirs assigned reserves, have been less than 920 kg/m3 and as such are categorized as medium oil.  However wellhead  oil density measurements suggest that some of the Atrush oil, which as yet has not been the subject of PVT study, will likely have a density of  greater than 920 kg/m3 and as such would be categorized as heavy oil.  Company gross reserves are based on Company 20.1% working interest share of the property gross reserves.   Company net reserves are based on Company share of total cost and profit revenues and the income tax paid on behalf of Company.  The Company has no Condensate or Natural Gas Reserves.  The updated estimates of contingent resources for the Atrush block are as follows:  19           Contingent Resources Summary – Atrush Jurassic Oil Discovery  As of December 31, 2014  (1)(2)(3)(4)(5)  Property Gross  Light/Medium Oil (Mbbl)(4)  Natural Gas (MMcf)  Total (Mboe)(5)  Company Gross  Light/Medium Oil (Mbbl)(4)  Natural Gas (MMcf)  Total (Mboe)(5)  Low Estimate  (1C)  Best Estimate  (2C)  High Estimate  (3C)  179,891  38,930 186,379 36,158  7,825 37,462 298,760  66,368 309,821 60,051  13,340 62,274 434,948  101,590 451,880 87,425  20,420 90,828 Notes:  (1) (2) (3) (4) (5) There is no certainty that it will be commercially viable or technically feasible to produce any portion of the resources.  These  are  unrisked  contingent  resources  that  do  not  take  into  account  the  chance  of  development.  The  contingent  resources  are  sub‐ classified as “development unclarified” with an “undetermined” economic status.  Company gross resources are based on Company 20.1% working interest share of the property gross resources.  The Atrush Field contains crude oil of variable density even within a single reservoir unit. Oil density measurements on the PVT samples analyzed  to  date,  and from  the  reservoirs  assigned  contingent resources,  have been between 900  and  925  kg/m3  and  as  such  should  be  categorized  as  either medium or heavy oil. At this stage it is difficult to split the contingent resources between these product types and, as the majority of the oil  density measurements on the PVT samples have been less than 920 kg/m3, the oil has been categorized as medium oil.  6 Mcf is equivalent to 1 BOE.  Crude  oil  and  natural  gas  contingent  resources  were  assigned  to  the  Chia  Gara  Transition  Beds,  Barsarin,  Naokelekan,  Upper  Sargelu,  Lower  Sargelu,  Alan,  Mus,  and  Butmah  formations  as  part  of  this  evaluation.  The  contingent  resources  represent  the  likely  recoverable  volumes  associated  with  further  phases  of  development  after Phase 1. These are considered to be contingent resources rather than reserves due to the uncertainty over  the  future  development  plan  which  will  depend  in  part  on  further  field  appraisal  and  Phase  1  production  performance.  The Company believes that the reserve base, which has increased slightly from the 11.7MMbbls of company gross  2P  reserves  reported  at  December  31,  2013,  supports  the  30,000  bpd  Atrush  Phase  1  development  program  scheduled  for  startup  before  the  end  of  2015.  A  reduction  in  company  gross  2C  contingent  resources  from  the  104.2MMboe reported at December 31, 2013 reflects a more complex geological structure (interpreted from the  3D seismic data processed in 2014 and 2014 well results) and a reduced estimate of recovery factor from the rock  matrix. The recoverable estimates are related to a water drive mechanism as per the current field development  plan and therefore exclude any upside associated with any future improved oil recovery efforts.    In the absence of new data prospective resources for the Atrush block were not re‐evaluated and therefore remain  unchanged:  20                       Prospective Resources Summary – Atrush Block*  As of December 31, 2013  (1)(2)(3)(4)(5)(6)  *Comprising remaining potential in the Atrush Hanging Wall (Triassic), Atrush Footwall (Cretaceous, Jurassic and Triassic) and extension of the  Swara Tika structure into the Atrush block (Jurassic and Triassic).  Unrisked Low  Estimate  Unrisked Best  Estimate  Unrisked Mean  Estimate  Unrisked High  Estimate  Risked (2)  Mean Estimate  Property Gross  Light/Medium Oil  (Mbbl)(5)  Condensate (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)   Total (Mboe)(6)  Company Gross (4)  Light/Medium Oil  (Mbbl)(5)  Condensate (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)   Total (Mboe)(6)  121,425  8,741  141,366  153,727  24,406  1,757  28,415  30,899  173,194  28,327  258,352  244,580 34,812  5,694  51,929  49,161  180,165  36,173  289,988  264,670 36,213  7,271  58,288  53,199  247,211  72,890  481,107  400,285  49,689  14,651  96,702  80,457  60,479  6,766  61,445  77,485 12,156  1,360  12,350  15,575  Notes:  (1) (2) (3) (4) (5) (6) There  is  no  certainty  that  any  portion  of  the  prospective  resources  will  be  discovered.  If  discovered,  there  is  no  certainty  that  it  will  be  commercially 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.  Total based on the probabilistic aggregation of undiscovered pools within the field/prospect.  Company gross resources are based on Company working interest share of the property gross resources.  The prospective resources are categorized as “light & medium oil” however based on oil samples obtained from the Atrush Field it may be that a  portion should be categorized as “heavy oil”; it is not possible at this stage to split the resources between the categories and for simplicity they  are all included as “light & medium oil”.  6 Mcf is equivalent to 1 BOE.  Risks  in  estimating  resources:  There  are  a  number  of  uncertainties  inherent  in  estimating  the  quantities  of  reserves  and  resources  including  factors  which  are  beyond  the  control  of  the  Company.  Estimating  reserves  and  resources  is  a  subjective  process  and  the  results  of  drilling,  testing,  production  and  other  new  data  subsequent to the date of an estimate may result in revisions to original estimates.   Reservoir parameters may vary within reservoir sections. The degree of uncertainty in reservoir parameters used  to  estimate  the  volume  of hydrocarbons,  such  as  porosity,  net  pay and  water saturation,  may  vary.  The type  of  formation within a reservoir section, including rock type and proportion  of matrix and or  fracture porosity, may  vary  laterally  and  the  degree  of  reliability  of  these  parameters  as  representative  of  the  whole  reservoir  may  be  proportional  to  the  overall  number  of  data  points  (wells)  and  the  quality  of  the  data  collected.  Reservoir  parameters such as permeability and effectiveness of pressure support may affect the recovery process. Recovery  of reserves and resources may also be affected by the availability and quality of water, fuel gas, technical services  and  support,  local  operating  conditions,  security,  performance  of  the  operating  company  and  the  continued  operation of well and plant equipment.   21                           Additional risks associated with estimates of reserves and resources include risks associated with the oil and gas  industry  in  general  which  include  normal  operational  risks  during  drilling  activity,  development  and  production;  delays  or  changes  in  plans  for  development  projects  or  capital  expenditures;  the  uncertainty  of  estimates  and  projections  related  to  production,  costs  and  expenses;  health,  safety,  security  and  environmental  risks;  drilling  equipment availability and efficiency; the ability to attract and retain key personnel; the risk of commodity price  and foreign exchange rate fluctuations; the uncertainty associated with dealing with governments and obtaining  regulatory  approvals;  performance  and  conduct  of  the  Operator;  and  risks  associated  with  international  operations.  The Company’s project is in the appraisal and development stages and, as such, additional information must  be  obtained  by  further  appraisal  drilling  and  testing  to  ultimately  determine  the  economic  viability  of  developing any of the contingent or prospective resources. There is no certainty that the Company will be able  to  commercially  produce  any  portion  of  its  contingent  or  prospective  resources.  Any  significant  change,  in  particular, if the volumetric resource estimates were to be materially revised downwards in the future, could  negatively  impact  investor  confidence  and  ultimately  impact  the  Company’s  performance,  share  price  and  total market capitalisation.   The  Company  has  engaged  professional  geologists  and  engineers  to  evaluate  reservoir  and  development  plans;  however, process implementation risk remains. The Company’s reserves and resource estimations are based on  data obtained by the Company which has been independently evaluated by McDaniel & Associates Consultants  Ltd.  BOEs:  BOEs  may  be  misleading,  particularly  if  used  in  isolation.  A  BOE  conversion  ratio  of  6  Mcf  :  1  Bbl  is  based  on  an  energy  equivalency  conversion  method  primarily  applicable  at  the  burner  tip  and  does  not  represent a value equivalency at the wellhead.  FINANCIAL INSTRUMENTS  The  Company’s  financial  instruments  currently  consist  of  cash,  cash  equivalents,  advances  to  joint  venture  Operator,  other  receivables,  borrowings,  accounts  payable  and  accrued  expenses,  accrued  interest  on  bonds,  provisions  for  decommissioning  costs,  and  current  tax  liabilities.  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  recognised  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  realised  or  paid  beyond  twelve  months  of  the  balance sheet date, which is classified as non‐current.   Loans  and  receivables  comprise  of  other  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 recognised at fair value  and are subsequently measured at amortised cost using the effective interest method less any provision for  impairment.   Financial liabilities at amortised cost comprise of trade and other payables and are initially recognised at the  fair  value  of  the  amount  expected  to  be  paid  and  are  subsequently  measured  at  amortised  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.  22         With  the  exception  of  borrowings,  accrued  interest  on  bonds  and  provisions  for  decommissioning  costs,  which  have fair value measurements based on valuation models and techniques where the significant inputs are derived  from  quoted  prices  or  indices,  the  fair  values  of  the  Company’s  other  financial  instruments  did  not  require  valuation techniques to establish fair values as the instrument was either cash and cash equivalents or, due to the  short term nature, readily convertible to or settled with cash and cash equivalents.  The Company is exposed in varying degrees to a variety of financial instrument related risks which are discussed in  the following sections:    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  characterised  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. The  spot  price  of  Brent  Crude  Oil,  a  reference  in  determining  the  price  at  which  the  Company  can  sell  future  oil  production, has declined by 49% over the year 2014. A further 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 currently exposed to significant commodity price risk.  Foreign  currency  risk:  The  substantial  portion  of  the  Company’s  operations  require  purchases  denominated  in  USD, which is the functional and reporting currency of the Company and also the currency in which the Company  maintains the substantial portion of its cash and cash equivalents. Certain of its operations require the Company to  make purchases denominated in foreign currencies, which are currencies other than USD and correspond to the  various countries in which the Company conducts its business, most notably, Swiss Francs and Canadian dollars. As  a  result,  the  Company  holds  some  cash  and  cash  equivalents  in  foreign  currencies  and  is  therefore  exposed  to  foreign currency risk due to exchange rate fluctuations between the foreign currencies and the USD. The Company  considers its foreign currency risk is limited because it holds relatively insignificant amounts of foreign currencies  at  any  point  in  time  and  since  its  volume  of  transactions  in  foreign  currencies  is  currently  relatively  low.  The  Company has elected not to hedge its exposure to the risk of changes in foreign currency exchange rates.  Interest rate risk: The Company earns interest income on its cash and cash equivalents at both fixed and variable  rates 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.  The Group is highly leveraged though financing at the project level, for the continuation of Atrush project, and at  the  corporate  level  due  to  the  $150  million  of  senior  secured  bonds  which  were  issued  in  November  2013.  However, the Company is not exposed to interest rate risks associated with the bonds as the interest rate is fixed.  23   Credit risk: 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 other  receivables.  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  recognised  bond  rating  service.  The  carrying  amounts  of  the  Company’s  financial  assets  recorded  in  the  consolidated  financial  statements  represent the Company’s maximum exposure to credit risk.  Liquidity risk:  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 development 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 project moves further into the development stage, specific financing, including the  possibility of additional 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.  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 authorisations for expenditure on both  operating and non‐operating projects to further manage capital expenditures.  RISKS AND UNCERTAINTIES  ShaMaran Petroleum Corp. is engaged in the exploration, development and production of crude oil and natural gas  and its operations are subject to various risks and uncertainties which include but are not limited to those listed  below. If any of the risks described below materialise the effect on the Company’s business, financial condition or  operating results could be materially adverse.   The following sections describe material risks identified by the Company; however, risks and uncertainties of which  the Company is not currently aware or currently believes to be immaterial could develop and may adversely affect  the Company’s business, financial condition or operating results.  For more information on risk factors which may  affect  the  Company’s  business  refer  also  to  the  discussion  of  risks  under  the  “Reserves  and  Resources”  and  “Financial  Instruments”  sections  of  this  MD&A  above,  as  well  as  to  the  “Risk  Factors”  section  of  its  Annual  Information  at  www.shamaranpetroleum.com and on SEDAR at www.sedar.com, under the Company’s profile.  Company’s  web‐site  Form,  which  available  viewing  both  the  for  on  is  24             Political and Regional Risks   International  operations:  Oil and gas exploration, development and production activities in emerging countries  are  subject  to  significant  political,  social  and  economic  uncertainties  which  are  beyond  ShaMaran’s  control.  Uncertainties  include,  but  are  not  limited  to,  the  risk  of  war,  terrorism,  criminal  activity,  expropriation,  nationalisation,  renegotiation  or  nullification  of  existing  or  future  contracts,  the  imposition  of  international  sanctions,  a  change  in  crude  oil  or  natural  gas  pricing  policies,  a  change  in  taxation  policies,  a  limitation  on  the  Company’s  ability  to  export,  and  the  imposition  of  currency  controls.  The  materialisation  of  these  uncertainties  could  adversely  affect  the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  increased  costs  associated  with  planned projects, impairment or termination of  future revenue generating activities, impairment  of the value  of  the Company’s assets and or its ability to meet its contractual commitments as they become due.  Political uncertainty  and  potential impact  of  actions of  the  Islamic State  in  Iraq and  Syria  (“ISIS”): ShaMaran’s  assets  and  operations  are  located  in  Kurdistan,  a  federally  recognised  semi‐autonomous  political  region  in  Iraq,  and may be influenced by political developments between Kurdistan and the Iraq federal government, as well as  political developments of neighbouring states within MENA region, Turkey, and surrounding areas. Kurdistan and  Iraq have a history of political and social instability. As a result, the Corporation is subject to political, economic  and other uncertainties that are not within its control. These uncertainties include, but are not limited to, changes  in government policies and legislation, adverse legislation or determinations or rulings by governmental authorities  and disputes between the Iraq federal government and Kurdistan.   During recent months there has been a growing threat from the actions of ISIS which has resulted in an increased  security threat in Iraq and the Kurdistan Region of Iraq.  Operations were suspended temporarily by a number of  international companies including TAQA, the Operator of the Atrush Block, who suspended operations for 21 days  in the month of August 2014. The security situation in the region has improved recently, however if ISIS were to  engage in attacks or were to occupy areas within the Kurdistan Region of Iraq, it could result in the Corporation  and  its  joint  venture  partners  having  to  stop  operations  in  the  Atrush  Block.    This  could  result  in  delays  in  operations, additional costs for increased security and difficulty in attracting/retaining qualified service companies  and  related  personnel,  which  could  materially  adversely  impact  the  operations  and  future  prospects  of  the  Corporation and could have a material adverse effect on the Corporation's business and financial condition.  International boundary disputes: Although the Kurdistan Region of Iraq is recognised by the Iraq constitution as a  semi‐autonomous region, its geographical extent is neither defined in the Iraq constitution nor agreed in practice  between  the  Federal  Government  and  the  Kurdistan  Regional  Government.  There  are  ongoing  differences  between the KRG and the Federal Government regarding certain areas which are commonly known as “disputed  territories”. The Company believes that its current area of operation is not within the “disputed territories”.  Industry and Market Risks   Exploration,  development  and  production  risks:  ShaMaran’s  business  is  subject  to  all  of  the  risks  and  hazards  inherent in businesses involved in the exploration, development, production and marketing of oil and natural gas,  many of which cannot be overcome even with a combination of experience, knowledge and careful evaluation. The  risks  and  hazards  typically  associated  with  oil  and  gas  operations  include  drilling  of  unsuccessful  wells,  fire,  explosion,  blowouts,  sour  gas  releases,  pipeline  ruptures  and  oil  spills,  each  of  which  could  result  in  substantial  damage to oil and natural gas wells, production facilities, other property or the environment, or in personal injury.  The Company is not fully insured against all of these risks, nor are all such risks are insurable and, as a result, these  risks could still result in adverse effects to the Company’s business not fully mitigated by insurance coverage  including,  but not  limited to, increased costs or losses due to events arising  from accidents or  other unforeseen  outcomes including cleanup, repair, containment and or evacuation activities, settlement of claims associated with  injury to personnel or property, and or loss of revenue as a result of downtime due to accident.  25       General market conditions: ShaMaran’s business and operations depend upon conditions prevailing in the oil and  gas  industry  including  the  current  and  anticipated  prices  of  oil  and  gas  and  the  global  economic  activity.  A  reduction  of  the  oil  price,  a  general  economic  downturn,  or  a  recession  could  result  in  adverse  effects  to  the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  reduced  cash  flows  associated  with  the  Company’s  future  oil  and gas sales.   Competition: The petroleum industry is intensely competitive in all aspects including the acquisition of oil and gas  interests,  the  marketing  of  oil  and  natural  gas,  and  acquiring  or  gaining  access  to  necessary  drilling  and  other  equipment and supplies. ShaMaran competes with numerous other companies in the search for and acquisition of  such  prospects  and  in  attracting  skilled  personnel.  ShaMaran’s  competitors  include  oil  companies  which  have  greater financial resources, staff and facilities than those of the Company. ShaMaran’s ability to increase reserves  in  the  future  will  depend  on  its  ability  to  develop  its  present  property,  to  select  and  acquire  suitable  producing  properties  or  prospects  on  which  to  conduct  future  exploration  and  to  respond  in  a  cost‐effective  manner  to  economic and competitive factors that affect the distribution and marketing of oil and natural gas.   Reliance on key personnel: ShaMaran’s success depends in large measure on certain key personnel and directors.  The  loss  of  the  services  of  such  key  personnel  could  negatively  affect  ShaMaran’s  ability  to  deliver  projects  according  to  plan  and  result  in  increased  costs  and  delays.  ShaMaran  has  not  obtained  key  person  insurance  in  respect of the lives of any key personnel. In addition, competition for qualified personnel in the oil and gas industry  is  intense  and  there  can  be  no  assurance  that  ShaMaran  will  be  able  to  attract  and  retain  the  skilled  personnel  necessary for the operation and development of its business.  Business Risks  Risks associated with petroleum contracts  in Iraq: The Iraq oil ministry has historically disputed the validity of  the KRG’s production sharing contracts and, as a result indirectly, the Company’s right and title to its oil and gas  assets. The KRG is disputing the claims and has stated that the contracts are compliant with the Iraq constitution.  At  the  present  time  there  is  no  assurance  that  the  PSCs  agreed  with  the  KRG  are  enforceable  or  binding  in  accordance with ShaMaran’s interpretation of their terms or that, if breached, the Company would have remedies.  The Company believes that it has valid title to its oil and gas assets and the right to explore for and produce oil and  gas  from  such  assets  under  the Atrush  Block  PSC. However,  should  the Iraq federal  government  pursue  and  be  successful  in  a  claim  that  the  production  sharing  contracts  agreed  with  the  KRG  are  invalid,  or  should  any  unfavourable changes develop which impact on the economic and operating terms of the Atrush Block PSC, it  could result in adverse effects to the Company’s business including, but not limited to, impairing the Company’s  claim and title to assets held, and or increasing the obligations required, under the Atrush Block PSC.   Government  regulations,  licenses  and  permits:  The  Company  is  affected  by  changes  in  taxes,  regulations  and  other laws or policies affecting the oil and gas industry generally as well as changes in taxes, regulations and other  laws  or  policies  applicable  to  oil  and  gas  exploration  and  development  in  Kurdistan  specifically.  The  Company’s  ability  to  execute  its  projects  may  be  hindered  if  it  cannot  secure  the  necessary  approvals  or  the  discretion  is  exercised in a manner adverse to the Company. The taxation system applicable to the operating activities of the  Company in Kurdistan is pursuant to the Oil and Gas Law governed by general Kurdistan tax law and the terms of  its PSCs. However, it is possible that the arrangements under the PSCs may be overridden or negatively affected by  the enactment of any future oil and gas or tax law in Iraq or Kurdistan which could result in adverse effects to the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  increasing  the  Company’s  expected  future  tax  obligations  associated with its activities in Kurdistan.    26       Marketing,  markets  and  transportation:  The  export  of  oil  and  gas  and  payments  relating  to  such  exports  from  Kurdistan remains subject to uncertainties which could negatively impact on ShaMaran’s ability to export oil and  gas and receive payments relating to such exports. Further, ShaMaran’s ability to export and market 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 result in  adverse effects to the Company’s  business including, but not limited to, impairing the Company’s ability to export and sell oil and gas and receive full  payment for all sales of oil and gas.   Default under the Atrush Block PSC and Atrush JOA: Should the Company fail to meet its obligations under the  Atrush Block PSC and or Atrush Block joint operating agreement (“Atrush JOA”) it could result in adverse effects  to  the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  a  default  under  one  or  both  of  these  contracts,  the  termination  of future  revenue generating  activities of the Company and  impairment of the  Company’s ability  to  meet its contractual commitments as they become due.  Kurdistan legal  system: The Kurdistan  Region  of Iraq has a less developed legal system than that of many more  established  regions.  This  could  result  in  risks  associated  with  predicting  how  existing  laws,  regulations  and  contractual obligations will be interpreted, applied or enforced. In addition it could make it more difficult for the  Company to obtain effective legal redress in courts in case of breach of law, regulation or contract and to secure  the  implementation  of  arbitration  awards  and  may  give  rise  to  inconsistencies  or  conflicts  among  various  laws,  regulations,  decrees  or  judgments.  The  Company’s  recourse  may  be  limited  in  the  event  of  a  breach  by  a  government authority of an agreement governing the PSC in which ShaMaran acquires or holds an interest.   Enforcement of judgments in foreign jurisdictions: The Company is party to contracts with counterparties located  in  a  number  of  countries,  most  notably  Kurdistan.  Certain  of  its  contracts  are  subject  to  English  law  with  legal  proceedings in England. However, the enforcement of any judgments thereunder against a counterparty will be a  matter of the laws of the jurisdictions where counterparties are domiciled.  Change  of  control  in  respect  of  PSC:  The  Atrush  Block  PSC  definition  of  “change  of  control”  in  a  Contractor  includes a change of voting majority in the Contractor, or in a parent company, provided the value of the interest  in the Atrush  field  represents more  than  50% of the market value  of  assets  in  the Company.  Due  to the  limited  amount  of  other  assets  held  by  the  Company  this  will  apply  to  a  change  of  control  in  GEP  or  any  of  its  parent  companies. Change of control requires the consent of KRG or it will trigger a default under the PSC.   Project and Operational Risks   Shared  ownership  and  dependency  on  partners:  ShaMaran’s  operations  are  to  a  significant  degree  conducted  together with one or more partners through contractual arrangements with the execution of the operations being  undertaken by the Operator in accordance with the terms of the Atrush JOA. As a result, ShaMaran has limited  ability  to  exercise  influence  over  the  deployment  of  those  assets  or  their  associated  costs  and  this  could  adversely affect ShaMaran’s financial performance. If the operator or other partners fail to perform, ShaMaran  may,  among  other  things,  risk  losing  rights  or  revenues  or  incur  additional  obligations  or  costs  in  order  to  itself  perform  in  place  of  its  partners.  If  a  dispute  would  arise  with  one  or  more  partners  such  dispute  may  have  significant negative effects on the Company’s operations relating to its projects.   Security  risks:  Kurdistan  and  other  regions  in  Iraq  have  a  history  of  political  and  social  instability  which  have  culminated in security problems which may put at risk the safety of the Company’s personnel, interfere with the  efficient  and  effective  execution  of  the  Company’s  operations  and  ultimately  result  in  significant  losses  to  the  Company. There have been no significant security incidents in the Company’s area of operation.   27       Risks relating to infrastructure: The Company is dependent on access to available and functioning infrastructure  (including third party services in Kurdistan) relating to the properties on which it operates, such as roads, power  and water supplies, pipelines and gathering systems. If any infrastructure or systems failures occur or access is not  possible  or  does  not  meet  the  requirements  of  the  Company,  the  Company’s  operations  may  be  significantly  hampered which could result in lower production and sales and or higher costs.  Environmental  regulation  and  liabilities:  Drilling  for and  producing, handling,  transporting  and disposing  of  oil  and gas and petroleum by‐products are activities that are subject to extensive regulation under national and local  environmental  laws,  including  in  those  countries  in  which  ShaMaran  currently  operates.  The  Company  has  implemented  health,  safety  and  environment  policies  since  its  incorporation,  complies  with  industry  environmental  practices  and  guidelines  for  its  operations  in  Kurdistan  and  is  currently  in  compliance  with  these  obligations  in  all  material  aspects.  Environmental  protection  requirements  have  not,  to  date,  had  a  significant  effect  on  the  capital  expenditures  and  competitive  position  of  ShaMaran.  Future  changes  in  environmental  or  health  and  safety  laws,  regulations  or  community  expectations  governing  the  Company’s  operations  could  result  in  adverse  effects  to  the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  increased  monitoring,  compliance  and  remediation  costs  and  or  costs  associated  with  penalties  or  other  sanctions  imposed on the Company for non‐compliance or breach of environmental regulations.   Risk relating to community relations / labour disruptions: The Company’s operations may be located in or near  communities that may regard operations as detrimental to their environmental, economic or social circumstances.  Negative community reactions and any related labour disruptions or disputes could increase operational costs and  result in delays in the execution of projects.   Petroleum  costs  and  cost  recovery:  Under  the  terms  of  the  Atrush  Block  PSC  the  KRG  is  entitled  to  conduct  an  audit  to  verify  the  validity  of  incurred  petroleum  costs  which  the  Operator  has  reported  to  the  KRG  and  is  therefore  entitled  under  the  terms  of  the  Atrush  Block  PSC  to  recover  through  cash  payments  from  future  petroleum production. No such audit has to date taken place. Should any future audits result in negative findings  concerning the validity of reported incurred petroleum costs the Company’s petroleum cost recovery entitlement  could ultimately be reduced.   Legal  claims  and  disputes:  The  Company  may  suffer  unexpected  costs  or  other  losses  if  a  counterparty  to  any  contractual arrangement entered into by the Company does not meet its obligations under such agreements. In  particular,  the  Company  cannot  control  the  actions  or  omissions  of  its  partners  in  the  Atrush  Block  PSC.  If  such  parties  were  to  breach  the  terms  of  the  Atrush  Block  PSC  or  any  other  documents  relating  to  the  Company’s  interest in the Atrush Block PSC, it could cause the KRG to revoke, terminate or adversely amend the Atrush Block  PSC.   Paying interest: Under the terms of the Atrush Block PSC, on exercise of its back‐in right, the KRG is required to  pay its share of project development costs. The Contractors are currently paying the KRG costs and there is a risk  that the Contractors may be exposed to fund the KRG share of project development costs.   Uninsured losses and liabilities: Although the Company maintains insurance in accordance with industry standards  to address risks relating to its operations, the insurance coverage may under certain circumstances not protect it  from all potential losses and liabilities that could result from its operations.   Availability  of  equipment  and  services:  ShaMaran’s  oil  and natural gas exploration  and development activities  are dependent on the availability of third party services, drilling and related equipment and qualified staff in the  particular areas where such activities are or will be conducted. Shortages of such equipment or staff may affect the  availability of such equipment to ShaMaran and may delay and or increase the cost of ShaMaran’s exploration and  development activities.   28     Early  stage  of  development:  ShaMaran  has  conducted  oil  and  gas  exploration  and  development  activities  in  Kurdistan for approximately five years. The current operations are in an appraisal and development stage and  there  can  be  no  assurance  that  ShaMaran’s  operations  will  be  profitable  in  the  future  or  will  generate  sufficient cash flow to satisfy its future commitments.   Financial and Other Risks   Financial statements prepared on a going concern basis: The Company’s financial statements have been prepared  on a going concern basis under which an entity is considered to be able to realise its assets and satisfy its liabilities  in the ordinary course of business. ShaMaran’s operations to date have been primarily financed by debt and equity  financing. The  Company’s  future operations are dependent upon the identification and successful completion  of  additional equity or debt financing or the achievement of profitable operations. There can be no assurances that  the  Company  will  be  successful  in  completing  additional  financing  or  achieving  profitability.  The  consolidated  financial  statements  do  not  give  effect  to  any  adjustments  relating  to  the  carrying  values  and  classification  of  assets and liabilities that would be necessary should ShaMaran be unable to continue as a going concern.  Substantial capital requirements: ShaMaran anticipates making substantial capital expenditures in the future for  the acquisition, exploration, development and production of oil and gas. ShaMaran’s results could impact its access  to the capital necessary to undertake or complete future drilling and development programs. To meet its operating  costs and planned capital expenditures, ShaMaran may require financing from external sources, including from the  sale of equity and debt securities. There can be no assurance that such financing will be available to the Company  or, if available, that it will be offered on terms acceptable to ShaMaran. If ShaMaran or any of its partners in the oil  asset are unable to complete minimum work obligations on the Atrush Block PSC, this PSC could be relinquished  under applicable contract terms.  Dilution: The Company may make future acquisitions or enter into financings or other transactions involving the  issuance of securities of the Company. If additional financing is raised through the issuance of equity or convertible  debt  securities,  control  of  the  Company  may  change  and  the  interests  of  shareholders  in  the  net  assets  of  ShaMaran may be diluted.   Tax  legislation:  The  Company  has  entities  incorporated  and  resident  for  tax  purposes  in  Canada,  the  Cayman  Islands, the Kurdistan Region of Iraq, the Netherlands, Switzerland and the United States of America. Changes in  the  tax  legislation  or  tax  practices  in  these  jurisdictions  may  increase  the  Company’s  expected  future  tax  obligations associated with its activities in such jurisdictions.    Capital  and  lending  markets:  As  a  result  of  general  economic  uncertainties  and,  in  particular,  the  lack  of  risk  capital available to the junior resource sector, the Company, along with other junior resource entities, may have  reduced access to bank debt and to equity. As future capital expenditures will be financed out of funds generated  from operations, bank borrowings if available, and possible issuances of debt or equity securities, the Company’s  ability to do so is dependent on, among other factors, the overall state of lending and capital markets and investor  and lender appetite for investments in the energy industry generally, and the Company’s securities in particular. To  the extent that external sources of capital become limited or unavailable or available only on onerous terms, the  Company’s  ability  to  invest  and  to  maintain  existing  assets  may  be  impaired,  and  its  assets,  liabilities,  business,  financial condition and results of operations may be materially and adversely affected as a result.  Recent  distress  in  financial  markets:  In  the  future  the  Company  is  expected  to  require  financing  to  grow  its  business.  The  recent  distress  affecting  the  financial  markets  and  the  possibility  that  financial  institutions  may  consolidate or go bankrupt has reduced levels of activity in the credit markets which could diminish the amount of  financing available to companies. The Company’s liquidity and its ability to access the credit or capital markets may  also be adversely affected by changes in the financial markets and the global economy.   29       Conflict of interests: Certain directors of ShaMaran are also directors or officers of other companies, including oil  and  gas  companies,  the  interests  of  which  may,  in  certain  circumstances,  come  into  conflict  with  those  of  ShaMaran.  If  and  when  a  conflict  arises  with  respect  to  a  particular  transaction,  the  affected  directors  must  disclose the conflict and abstain from voting with respect to matters relating to the transaction.   Risks Related to the GEP’s Senior Secured Bonds  Possible  termination  of PSC  / Bond  Agreement  in  event of  default  scenario:  Should  GEP  default  its  obligations  under the Bond Agreement GEP may also  not be  able to fulfil its obligations under the Atrush  Block PSC and  or  Atrush JOA, with the effect that these contracts may be terminated or limited. In addition, should GEP default its  obligations under the Atrush Block PSC and or Atrush JOA, with the effect that these contracts may be terminated  or limited, GEP may also default in respect of its obligations under the Bond Agreement. Either default scenario  could result in the termination of the Company’s future revenue generating activities and impair the Company’s  ability to meet its contractual commitments as they become due.  Ability to service indebtedness: GEP’s ability to make scheduled payments on or to refinance its obligations under  the bonds will depend on GEP’s financial and operating performance which, in turn, will be subject to prevailing  economic  and  competitive  conditions  beyond  GEP’s  control.  It  is  possible  that  GEP’s  activities  will  not  generate  sufficient  funds  to  make  the  required  interest  payments  which  could,  among  other  things,  result  in  an  event  of  default under the Bond Agreement.  Significant  operating  and  financial  restrictions:  The  terms  and  conditions  of  the  Bond  Agreement  contain  restrictions on GEP’s and the Guarantors’ activities which restrictions may prevent GEP and the Guarantors from  taking actions that it believes would be in the best interest of GEP’s business, and may make it difficult for GEP to  execute its business strategy successfully or compete effectively with companies that are not similarly restricted.  No assurance can be given that it will be granted the necessary waivers or amendments if for any reason GEP is  unable to comply with the terms of the Bond Agreement. A breach of any of the covenants and restrictions could  result in an event of default under the Bond Agreement.  Mandatory  prepayment  events:  Under  the  terms  of  the  Bond  Agreement  the  bonds  are  subject  to  mandatory  prepayment by GEP on the occurrence of certain specified events, including if (i) the ownership in the Atrush Block  is reduced to below 20.10% (ii) ShaMaran Petroleum Corp. ceases to indirectly own, or ShaMaran Ventures B.V.  ceases to directly own, 100% of the shares in GEP (iii) GEP invests in any assets or enters into any other activities  unrelated to the Atrush Block PSC or (iv) an event of default occurs under the Bond Agreement. Following an early  redemption after the occurrence of a mandatory prepayment event, it is possible that GEP will not have sufficient  funds to make the required redemption of bonds which could, among other things, result in an event of default  under the Bond Agreement.  30           OUTLOOK  The outlook for 2015 is as follows:   Atrush Block  Production Facilities   Work is continuing with foundation work ready to receive the various production modules and equipment during  2015  for  the  Chiya  Khere  30,000  bopd  production  facility.  Onsite  delivery  is  expected  to  commence  from  the  second quarter with hook‐up and commissioning to follow with first oil targeted by end of 2015.  The KRG is to continue installation of the feeder pipeline between the Chiya Khere production facility and the tie‐in  point on the main export pipeline at KCP2 at kilometre 92. Pipeline commissioning is expected to be completed in  time for target production start‐up.  Wells   The Operator plans to mobilise a workover rig in April 2015 to conduct well tests on the previously untested CK‐5  and  CK‐8  wells  and  to  complete  them  for  production  and  connection  to  the  Chiya  Khere  Phase  1  facilities.  In  addition 2015 plans are to use the workover rig to complete AT‐2 and AT‐4, the other two Phase 1 production wells  which have been tested, also to be connected to the Chiya Khere Phase 1 facilities as future producers.  New Ventures  As part of its normal business the Company continues to evaluate new opportunities in the MENA region.   General  Kurdistan continues to see a rapid development in infrastructure and a significant increase in the availability of oil  and  gas  services  in  the  country.  A  number of  major  international  oil companies, including  ExxonMobil, Chevron,  Marathon, Repsol, Total and Gazprom, have acquired properties in Kurdistan over the last two years. A number of  significant  discoveries  in  this  region  continue  to  be  reported  and  many  are  now  undergoing  appraisal  and  development.  FORWARD LOOKING INFOMATION  This  report  contains  forward‐looking  information  and  forward‐looking  statements.  Forward‐looking  information  concerns  possible  events  or  financial  performance  that  is  based  on  management’s  assumptions  concerning  anticipated  developments  in  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.  Information concerning the interpretation of drill results and reserve estimates also may be deemed to be  forward‐looking  information,  as  it  constitutes  a  prediction  of  what  might  be  found  to  be  present  if  and  when  a  project is actually developed.   31                   Forward‐looking statements are statements that are not historical and 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.  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  information  and  forward‐looking  statements  are  based  on  the  beliefs,  expectations  and  opinions  of  management  on  the  date  the  statements  are  made.    Management  is  regularly  considering and evaluating assumptions that will impact on future performance.  Those assumptions are exposed  to generic risks and uncertainties as well as risks and uncertainties that are specifically related to the Company’s  operations.    The  Company  cautions  readers  regarding  the  reliance  placed  by  them  on  forward‐looking  information  as  by  its  nature, it is based on current expectations regarding future events that involve a number of assumptions, inherent  risks  and  uncertainties,  which  could  cause  actual  results  to  differ  materially  from  those  anticipated  by  the  Corporation.   The Company assumes no obligation to update its forward‐looking information and forward‐looking statements in  the  future.  For  the  reasons  set  forth  above,  investors  should  not  place  undue  reliance  on  forward‐looking  information and forward‐looking statements.  ADDITIONAL INFORMATION  Additional  information  related  to  the  Company,  including  its  Annual  Information  Form,  is  available  on  SEDAR  at  www.sedar.com and on the Company’s web‐site at www.shamaranpetroleum.com.  32         Auditor’s Report Auditor’s Report Auditor’s Report Auditor’s Report March 2015 12 March 2015 12 Independent Auditor’s Report Independent Auditor’s Report Independent Auditor’s Report Independent Auditor’s Report To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp Corp., which Corp., which ShaMaran Petroleum We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of We have audited the accompanying consolidated financial statements of comprise the consolidated and the Consolidated and 31 December 2013 and the Consolidated and the Consolidated and 31 December 201 nce sheet as at 31 December 2014 and 31 December 201 nce sheet as at 31 December 2014 nce sheet as at 31 December 2014 comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2014 comprise the consolidated comprise the consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated , and the related notes , and the related notes Statement of Cash Flows the years ended 31 December 2014 and 31 December 2013, and the related notes the years ended 31 December 2014 and 31 December 2013 Statement of Cash Flows for the years ended 31 December 2014 and 31 December 2013 the years ended 31 December 2014 and 31 December 2013 the years ended 31 December 2014 and 31 December 2013 the years ended 31 December 2014 and 31 December 2013 Statement of Cash Flows Statement of Cash Flows including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management’s responsibility for the consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements Management is Management is and for such internal control as management and for such internal control as management and for such internal control as management 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 in accordance with International Financial Reporting Standards in accordance with International Financial Reporting Standards in accordance with International Financial Reporting Standards in accordance with International Financial Reporting Standards in accordance with International Financial Reporting Standards f consolidated financial statements that are free from determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial statements that are free from f consolidated financial statements that are free from f consolidated financial statements that are free from f consolidated financial statements that are free from f consolidated financial statements that are free from determines is necessary to enable the preparation o determines is necessary to enable the preparation o determines is necessary to enable the preparation o determines is necessary to enable the preparation o determines is necessary to enable the preparation o material misstatement, whether due to fraud or error. material misstatement, whether due to fraud or error. material misstatement, whether due to fraud or error. material misstatement, whether due to fraud or error. material misstatement, whether due to fraud or error. material misstatement, whether due to fraud or error. Auditor’s responsibility Auditor’s responsibility Auditor’s responsibility 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 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 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 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 ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards ur audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards conducted our audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards conducted o 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 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 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 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 misstatement. are free from material misstatement. are free from material misstatement. assurance about whether the consolidated financial statements assurance about whether the consolidated financial statements assurance about whether the consolidated financial statements assurance about whether the consolidated financial statements assurance about whether the consolidated financial statements 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 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 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 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 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 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 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 asse ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud ssment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud assessment of the risks of material 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 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 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 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 preparation and fair presentation of the consolidated financial statements in order to design audit procedures consolidated financial statements in order to design audit procedures consolidated financial statements in order to design audit procedures consolidated financial statements in order to design audit procedures consolidated financial statements in order to design audit procedures consolidated financial statements 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 preparation and fair presentation of the preparation and fair presentation of the 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 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 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 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. appropriateness of accounting policies used appropriateness of accounting policies used appropriateness of accounting policies used appropriateness of accounting policies used An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting policies used An audit also includes evaluating the of the entity’s internal control. An audit also includes evaluating the An audit also includes evaluating the of the entity’s internal control. of the entity’s internal control. 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 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 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 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. presentation of the consolidated financial statements. presentation of the consolidated financial statements. presentation of the consolidated financial statements. presentation of the consolidated financial statements. ur audits is sufficient and appropriate to provide a We believe that the audit evidence we have obtained in our audits is sufficient and appropriate to provide a ur audits is sufficient and appropriate to provide a ur audits is sufficient and appropriate to provide a ur audits is sufficient and appropriate to provide a ur audits is sufficient and appropriate to provide a We believe that the audit evidence we have obtained in o We believe that the audit evidence we have obtained in o We believe that the audit evidence we have obtained in o We believe that the audit evidence we have obtained in o We believe that the audit evidence we have obtained in o basis for our audit opinion. basis for our audit opinion. basis for our audit opinion. basis for our audit opinion. Opinion 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 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 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 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 and 31 December 2013 and its financial and its financial and its financial and 31 December 201 cember 2014 and 31 December 201 balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 De balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 December 201 balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 De balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 De balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 De balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 De in accordance in accordance and 31 December 2013 in accordance and 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 4 and 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 performance and its cash flows for the years ended 31 December 201 with International Financial Reporting Standards. with International Financial Reporting Standards. with International Financial Reporting Standards. with International Financial Reporting Standards. with International Financial Reporting Standards. with International Financial Reporting Standards. 4002 Basel, Switzerland Strasse 25, Postfach, CH-4002 Basel, Switzerland 4002 Basel, Switzerland Strasse 25, Postfach, CH P ricewaterhouseCoopers AG, St. Jakobs-Strasse 25, Postfach, CH ricewaterhouseCoopers AG, St. Jakobs PricewaterhouseCoopers AG, St. Jakobs www.pwc.ch Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, www.pwc.ch Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, eCoopers network of firms, each of which is a separate and PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous eCoopers network of firms, each of which is a separate and eCoopers network of firms, each of which is a separate and eCoopers network of firms, each of which is a separate and eCoopers network of firms, each of which is a separate and PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous independent legal entity. independent legal entity. independent legal entity. 33Emphasis of matter – Emphasis of matter Emphasis of matter going concern – going concern In forming our opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of In forming our opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of In forming our 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 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 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 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 tha t it has sufficient funds available, there is uncertainty t it has sufficient funds available, there is uncertainty t it has sufficient funds available, there is uncertainty t it has sufficient funds available, there is uncertainty t it has sufficient funds available, there is uncertainty going concern. Although the Company is confident that it has sufficient funds available, there is uncertainty going concern. Although the Company is confident tha going concern. Although the Company is confident tha going concern. Although the Company is confident tha going concern. Although the Company is confident tha surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project surrounding the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi l sales to its development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi l sales to its development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi development costs that the Company may be required to fund in order to realise receipts from oi customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not significant doubt a bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not bout the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not bout 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 a 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 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 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 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 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 was unable to continue as a going concern. PricewaterhouseCoopers AG PricewaterhouseCoopers AG PricewaterhouseCoopers AG PricewaterhouseCoopers AG Chartered Accountants Chartered Accountants Chartered Accountants Chartered Accountants Basel Basel 4002 Basel, Switzerland Strasse 25, Postfach, CH-4002 Basel, Switzerland 4002 Basel, Switzerland Strasse 25, Postfach, CH P ricewaterhouseCoopers AG, St. Jakobs-Strasse 25, Postfach, CH ricewaterhouseCoopers AG, St. Jakobs PricewaterhouseCoopers AG, St. Jakobs www.pwc.ch Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, www.pwc.ch Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, Telephone: +41 58 792 51 00, Facsimile: +41 58 792 51 10, eCoopers network of firms, each of which is a separate and PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous eCoopers network of firms, each of which is a separate and eCoopers network of firms, each of which is a separate and eCoopers network of firms, each of which is a separate and eCoopers network of firms, each of which is a separate and PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous PricewaterhouseCoopers AG is a member of the global Pricewaterhous independent legal entity. independent legal entity. independent legal entity. 34SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Comprehensive Income  (Expressed in thousands of United States dollars, except for per share data)  ______________________________________________________________________________  Note For the year ended December 31,  2013 2014  Expenses from continuing operations  General and administrative expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Impairment loss  Loss before finance items and income tax expense Finance income  Finance cost  Net finance cost  Loss before income tax expense   Income tax expense   Loss from continuing operations  Discontinued operations  Net income from discontinued operations  Loss for the year  Other comprehensive (loss) / income :  Currency translation differences Total other comprehensive (loss) / income  Total comprehensive loss for the year  Loss in dollars per share:  Continuing operations  Basic and diluted   Discontinued operations  Basic and diluted   Continuing and discontinued operations  Basic and diluted  6  19  7  8  9  10  11  18  18  (1,548)  (307)  (53)  ‐  (1,908)  108  (5,304)  (5,196)  (7,104)  (109)  (7,213)  213  (7,000)  (92)  (92)  (7,092)  (0.01)  ‐  (0.01)  (2,393) (882) (65) (84) (3,424) 28 (740) (712) (4,136) (87) (4,223) 935 (3,288) 19 19 (3,269) (0.01) ‐ (0.01) The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.   35                                                                                                                                                                                                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Balance Sheet  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________                                As at December 31,  Note 2014 2013 Assets  Non‐current assets   Intangible assets  Property, plant and equipment  Current assets  Cash and cash equivalents   Other current assets   Assets associated with discontinued operations  Total assets  Liabilities and equity  Current liabilities  Accounts payable and accrued expenses  Accrued interest expense on bonds  Current tax liabilities  Non‐current liabilities  Borrowings  Provisions  Liabilities associated with discontinued operations  Total liabilities  Equity  Share capital   Share based payments reserve   Cumulative translation adjustment  Accumulated deficit   Total equity  Total liabilities and equity  12  13  14  11  15  16  16  17  11  18  429,277 172 429,449 57,204 1,605 58,809 ‐ 488,258 14,207 2,252 41 16,500 147,657 1,846 149,503 51 166,054 534,068 5,025 (65) (216,824) 322,204 488,258 344,990 179 345,169 142,588 194 142,782 3 487,954 7,458 2,252 92 9,802 147,050 1,185 148,235 928 158,965 534,068 4,718 27 (209,824) 328,989 487,954 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  Signed on behalf of the Board of Directors:  /s/Ashley Heppenstall C. Ashley Heppenstall, Director  /s/Keith Hill Keith C. Hill, Director  36                                                                            SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Changes in Equity  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Share based  payments  reserve Cumulative translation  adjustment Accumulated  deficit Balance at January 1, 2013  Total comprehensive income / (loss) for the year  Transactions with owners in their capacity as owners: Share based payments expense  Share  capital 534,068 ‐ ‐ ‐ Balance at December 31, 2013  534,068 3,836 ‐ 882 882 4,718 8 19 ‐ ‐ (206,536) (3,288) ‐ ‐ Total  331,376 (3,269) 882 882 27 (209,824) 328,989 Total comprehensive loss for the year  Transactions with owners in their capacity as owners: Share based payments expense  ‐ ‐ ‐ Balance at December 31, 2014  534,068 ‐ (92) (7,000) (7,092) 307 307 5,025 ‐ ‐ ‐ ‐ 307 307 (65) (216,824) 322,204 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  37               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Cash Flows   (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Note 19  7  8,9  Operating activities  Net loss from continuing operations  Adjustments for:  Interest expense on senior secured bonds ‐ net  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Impairment loss  Foreign exchange (gain) / loss  Interest income  Changes in accounts payable and accrued expenses  Changes in provisions  Changes in inventories  Changes in current tax liabilities  Changes in other current assets  Cash used in discontinued operations  Net cash inflows from / (outflows to) operating activities  Investing activities  Interest received on cash deposits  Repayment of deferred liability  Purchase of property, plant and equipment  Purchases of intangible assets  Net cash outflows to investing activities  Financing activities  Proceeds on bond issue  Bond related transaction costs  Interest payments to bondholders  Net cash outflows to 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,  2013 2014   (7,213) 5,286 307 53 ‐ (43) (65) 6,749 661 ‐ (51) (1,411) (661) 3,612 65 ‐ (81) (71,682) (71,698) ‐ ‐ (17,250) (17,250) (48) (85,384) 142,588 57,204 (4,223) 689 882 65 84 49 (28) 431 1,065 114 2 137 (78) (811) 28 (5,000) ‐ (39,788) (44,760) 150,000 (3,028) ‐ 146,972 (29) 101,372 41,216 142,588 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  38                                                                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (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 2600 Oceanic  Plaza, 1066 West Hastings Street, Vancouver, British Columbia V6E 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 a petroleum property located in the  Kurdistan Region of Iraq (“Kurdistan”).  2. Basis of preparation and summary of significant accounting policies  These consolidated financial statements have been prepared in accordance with International Financial Reporting  Standards (“IFRS”), as issued by the International Accounting Standards Board (“IASB”) and the IFRS Interpretations  Committee,  under  the  historical  cost  convention.  The  significant  accounting  policies  of  the  Company  have  been  applied consistently throughout the year. 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, effective and  outstanding as of March 12, 2015, the date these financial statements were approved for issuance by the Board of  Directors.  These consolidated financial statements have been prepared on the going concern basis which assumes that the  Company will be able to realise 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 resolution of remaining  political disputes in Iraq and the ability of the Company to obtain additional financing for its activities to develop,  produce and sell economically recoverable reserves.  In the absence of production revenues, the Company is currently dependent upon its existing financial resources,  which  include  $57.2  million  of  cash  and  cash  equivalents  as  at  December  31,  2014  and  the  CAD  75.4  million  of  gross proceeds ($60.7 million) raised on issuance of additional common shares of the Company in February 2015,  to  satisfy  its  obligations  and  finance  its  exploration  and  development  program  in  Kurdistan.  Failure  to  meet  exploration and development commitments could put the related license interests at risk of forfeiture. Refer also  to note 24.  The Company believes that based on the forecasts and projections they have prepared the resources available will  be sufficient for the Company and its subsidiaries to satisfy its contractual obligations and commitments under the  agreed  work  program  over  the  next  12  months  and  to  continue  as  a  going  concern  for  the  foreseeable  future.  Nevertheless  the  possibility  remains  that  the  Company’s  operations  and  current  and  future  financial  resources  could  be  significantly  affected  by  adverse  exploration  and  appraisal  results,  geopolitical  events  in  the  region,  macroeconomic  conditions  or  other  risks,  including  uncertainty  surrounding  the  timing  and  amounts  of  cash  receipts commencing from first oil and the level of project development costs that the Company may be required  to  fund  in  order  to  realize  receipts  from  oil  sales  to  its  customers.  The  potential  that  the  Company’s  financial  resources  are  insufficient  to  fund  its  appraisal  and  development  activities  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 condensed interim 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 notes 12 and 24.  39           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  3. Significant accounting policies  (a) Basis of consolidation  The  consolidated  financial  statements  incorporate  the  financial  statements  of  the  Company  and  its  subsidiaries,  entities controlled by the Company which apply accounting policies consistent with those of 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  unrealised  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 recognised  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  recognised  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 recognised 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  recognised  directly  in  the  statement of comprehensive income.  Where a group company transacts with an associate of the Company unrealised gains are eliminated to the extent  of the Company’s interest in the relevant associate. Unrealised 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 recognised 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 recognised 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.   40 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (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 recognised at their fair value at the acquisition  date.   If  the  Company  acquires  control  of  an  entity  in  more  than  one  transaction  the  related  investment  held  by  the  Company  immediately  before  the  last  transaction  when  control  is  acquired  is  considered  sold  and  immediately  repurchased at the fair value of the investment on the date of acquisition. Any difference between the fair value  and the carrying amount of the investment results in income or loss recognised in the statement of comprehensive  income.  (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 the United States dollar (“USD”).  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.   All  resulting  exchange  differences  are  recognised  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 recognised in the statement of comprehensive  income during the period in which they arise.   41     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (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 capitalised 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 capitalised 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 utilised 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 commencement of commercial production.   Treatment of E&E assets at conclusion of appraisal activities:  E&E  assets  are  carried  forward  until  commercial  viability  has  been  established  for  a  contractual  area  which  normally  coincides  with  the  commencement  of  commercial  production.  The  E&E  assets  are  then  assessed  for  impairment and the carrying value after any impairment loss is then reclassified as oil and gas assets within PP&E.  Until  commercial  viability  has  been  established  E&E  assets  remain  capitalised  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.   Other intangible assets  Other  intangible  assets  are  carried  at  measured  cost  less  accumulated  amortisation  and  any  recognised  impairment loss and are amortised on a straight‐line basis over their expected useful economic lives as follows:    Computer software and associated costs   3 years  (h) Property, plant and equipment  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  capitalised  and  the  cost  of  recognising  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.   42     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Other property, plant and equipment  Other  property,  plant and equipment include expenditures that are  directly attributable to the acquisition of an  asset. Subsequent costs are included in the assets’ carrying value or recognised 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  derecognised  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 recognised in the statement  of comprehensive income during the period.   Other property, plant and equipment assets are carried at cost less accumulated depreciation and any recognised  impairment loss and are depreciated on a straight‐line basis over their expected useful economic lives as follows:   Furniture and office equipment    Computer equipment     5 years  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.   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.   43       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (j) Revenue recognition  Revenues  from  the  sale  of  hydrocarbons  are  recognised  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) Borrowings  Borrowings are recognised initially at fair value, net of any transaction costs incurred. Borrowings are subsequently  carried  at  amortised  cost  using  the  effective  interest  rate  method.  Transaction  costs  incurred  in  acquiring  borrowings are amortised using the straight‐line amortisation method.   General and specific borrowing costs directly attributable to the acquisition or construction of qualifying assets are  capitalised  together  with  the  qualifying  assets.  All  other  borrowing  costs  are  recognised  in  profit  or  loss  in  the  period in which they are incurred.  (l) 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 recognised 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 recognised for  all  taxable temporary  differences and deferred income tax assets are recognised to the extent that it is probable that taxable profits will  be available against which deductible temporary differences can be utilised. 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  recognised  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.   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 realised. 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  recognised 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.   44     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (m) Financial instruments  Financial assets and liabilities are recognised in the Company’s balance sheet when the Company becomes a party  to the contractual provisions of the instrument. Financial assets are derecognised 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  derecognises  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 recognised amounts and there is an intention to settle on a net basis or realise 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  recognised  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  realised  or  paid  beyond  twelve  months  of  the  balance sheet date, which is classified as non‐current.    Loans  and  receivables  comprise  of  other  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 recognised at fair value and  are  subsequently  measured  at  amortised  cost  using  the  effective  interest  method  less  any  provision  for  impairment.    Financial liabilities at amortised cost comprise of trade and other payables and are initially recognised at the  fair  value  of  the  amount  expected  to  be  paid  and  are  subsequently  measured  at  amortised  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 recognises an impairment loss in the statement of comprehensive  income as follows:   Financial assets carried at amortised cost – the impairment loss is the difference between the amortised 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 recognised in the statement  of comprehensive income.  45 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Impairment losses on financial assets carried at amortised 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  recognised. 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 recognised 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  recognised  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 flow estimates to settle the present obligation its carrying amount is  the present value of those cash flows.   Decommissioning and site restoration  Provisions  for  decommissioning  and  site  restoration  are  recognised  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 recognised  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 recognised 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  recognised  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  recognised  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.  46 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (s) Changes in accounting policies  The  Company  has  adopted effective  January  1,  2014  on  a prospective  basis the following  new and  revised  IFRS,  along  with  any  consequential  amendments.  These  changes  were  made  in  accordance  with  the  applicable  transitional provisions.  IAS  32  ‐  Financial  Instruments  Presentation,  updates  the  application  guidance  in  IAS  32,  to  clarify  some  of  the  requirements for offsetting financial assets and financial liabilities on the balance sheet. The amendment becomes  effective for annual periods beginning on or after January 1, 2014. This amendment does not have a material effect  on the Company’s consolidated financial statements.  IAS 36 ‐ Impairment of Assets, addresses the disclosure of information about the recoverable amount of impaired  assets if that amount is based on fair value less costs of disposal. The amendment becomes effective for annual  periods  beginning  on  or  after  January  1,  2014.  This  amendment  affects  presentation  only  and  has  been  incorporated into the Company’s financial reporting.  IFRIC 21 ‐ Levies, addresses the accounting for an obligation to pay a levy that is not an income tax. The guidance  addresses  the  accounting  for  a  liability  to  pay  a  levy  recognised  in  accordance  with  IAS  37  Provisions  and  the  liability to pay a levy whose timing and amount is certain. The amendment becomes effective for annual periods  beginning  on  or  after  January  1,  2014.    This  guidance  does  not  have  a  material  effect  on  the  Company’s  consolidated financial statements.  (t) Accounting standards issued but not yet applied  Standards and interpretations issued but not yet effective up to the date of issuance of the financial statements  are  listed  below.  This  listing  of  standards  and  interpretations  issued  are  those  that  the  Company  reasonably  expects to have an impact on disclosures, financial position or performance when applied at a future date.  IFRS  9:  Financial  Instruments  ‐ Classification   and  Measurement,  addresses  the  classification,  measurement  and  recognition  of  financial  assets  and  financial  liabilities.  IFRS  9  was  issued  in  November  2009  and  amended  in  October  2010.  It  replaces  the  parts  of  IAS  39  that  relate  to  the  classification  and  measurement  of  financial  instruments. IFRS 9 requires financial assets to be classified into two measurement categories: those measured at  fair  value  and  those  measured  at  amortised  cost.  The  determination  is  made  at  initial  recognition.  The  classification  depends  on  the  entity’s  business  model  for  managing  its  financial  instruments  and  the  contractual  cash  flow  characteristics  of  the  instrument.  For  financial  liabilities,  the  standard  retains  most  of  the  IAS  39  requirements. The main change is that, in cases where the fair value option is taken for financial liabilities, the part  of a fair value change due to an entity’s own credit risk is recorded in other comprehensive income rather than in  net earnings,  unless this creates an accounting mismatch. The new standard will be effective for  annual periods  beginning on or after January 1, 2018.  IFRS 15: Revenue from  contracts with customers is the new standard  which replaces IAS 18 Revenue and IAS  11  Construction Contracts and provides a five step framework for application to customer contracts; identification of  customer  contract,  identification  of  the  contract  performance  obligations,  determination  of  the  contract  price,  allocation of the contract price to the contract performance obligations, and revenue recognition as performance  obligations  are  satisfied.  A  new  requirement  where  revenue  is  variable  stipulates  that  revenue  may  only  be  recognised  to  the  extent  that  it  is  highly  probable  that  significant  reversal  of  revenue  will  not  occur.  The  new  standard will be effective for annual periods beginning on or after January 1, 2017.  47     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  IFRS 11: Joint Arrangements. An amendment to IFRS 11 was issued in May 2014 addressing guidance on how to  account  for  the  acquisition  of  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  standard  now  specifies  the  appropriate  accounting  treatment  for  such  acquisitions  and  requires  an  investor  to  apply  the  principles  of  business  combination  accounting,  as  defined  in  IFRS  3  ‐ Business   combinations,  when  acquiring  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  amendment  requires  an  investor  to  measure  identifiable  assets  and  liabilities  at  fair  value;  expense  acquisition  related  costs;  recognise  deferred  tax,  and;  recognise the residual as goodwill. The amendment is applicable to both the acquisition of the initial interest in a  joint operation and the acquisition of additional interest in the same joint operation. However, a previously held  interest is not to be re‐measured when the acquisition of an additional interest in the same joint operation results  in retaining joint control. The amendment to IFRS 11 will be applied prospectively for annual periods beginning on  or after January 1, 2016.  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.  Management  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  February  2015  the  Company  commissioned  an  independent  reserves  and  resources  report  from  McDaniel  &  Associates Consultants Ltd. to estimate the Company’s reserves and resources at December 31, 2014. The reserves  and  resources  estimates  provided  in  the  report  were  considered  in  determining  amounts  of  impairment,  depreciation  and  amortisation  and  decommissioning  provisions  in  these  consolidated  financial  statements.  included  (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.  48       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (c) Decommissioning and site restoration provisions  The  Company  recognises  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 notes 11 and 17.  (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,  behavioural  considerations  and  expected  dividend  yield.  The  fair  value  of  options  granted  at  December 31, 2014 is shown in note 19.  (e) Fair valuation of net assets of subsidiary acquired  IFRS  3  Business  Combinations  required  the  Company  to  record  the  fair  value  of  the  net  assets  and  liabilities  of  General Exploration Partners, Inc. (“GEP”) on December 31, 2012, which is the date the Company acquired control  of  GEP.  In  determining  the  fair  value  the  Company  considered  a  number  of  bases  including  the  consideration  exchanged on December 31, 2012, available prices of comparable assets, the net present value of estimated cash  flows associated with the net assets and the asset value imputed by the public markets valuation, and relied on a  number of assumptions and estimates including future oil prices, productive capacity of the oil and gas asset, costs  to develop the oil and gas asset, relevant discount rates, and the probability of future taxes associated with the  asset.  49       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  5. Business and geographical segments  The  Company  operates  in  one  business  segment,  the  exploration and  development  of  oil  and  gas  assets,  in  one  geographical  segment,  Kurdistan.  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 11 for disclosure of the  Company’s discontinued operations.   6. General and administrative expense  General and administrative expenses incurred  General and administrative expenses capitalised as E&E assets  General and administrative expense  For the year ended December 31,  2013 2014  4,886  (3,338)    1,548  5,473 (3,080) 2,393 The Company capitalises as E&E assets general and administrative expense supporting E&E activities which relate  to direct interests held in production sharing contracts. Refer also to note 12.  7. Impairment loss  Write down drilling inventory to net realizable value  Impairment loss  For the year ended December 31,  2013 2014  ‐  ‐  84 84 The impairment loss in the year ended December 31, 2013 related to the Pulkhana and Arbat production sharing  contract relinquishments.  8. Finance income  Interest Income  Foreign exchange gain  Total finance income  For the year ended December 31,  2013 2014  65    43    108  28 ‐ 28 Interest income represents bank interest earned on cash and investments in marketable securities.  For the  year ended  December  31,  2014  the foreign exchange  gain  of $43  resulted primarily  from holding  in  the  Company’s  Swiss  subsidiary  net  assets  denominated  in  United  States  dollars  while  the  United  States  dollar  strengthened during the reporting period against the Swiss Franc, the functional currency of the Swiss subsidiary.  50                                                                                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  9. Finance cost  Interest charges on bonds at coupon rate   Amortisation of bond related transaction costs  Interest expense on borrowings  Unwinding discount on decommissioning provision Foreign exchange loss  Total finance costs before borrowing costs capitalised  Borrowing costs capitalised as E&E assets  Total finance costs  For the year ended December 31,  2013 2014  17,250  607  17,857  19  ‐  17,876  (12,572)  5,304  2,252 78 2,330 1 49 2,380 (1,640) 740 During  the  year  ended  December  31,  2014  the  Company  incurred  interest  expense  relating  to  senior  secured  bonds which carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate. Refer also to notes 12 and 16.   The foreign exchange loss recorded in the year ended December 31, 2013 resulted primarily from holding net assets  denominated in United States dollars in the Swiss subsidiary of the Group while the United States dollar weakened  during the reporting period against Swiss Franc, the functional currency of the Swiss subsidiary.  10. Taxation  (a) Income tax expense  The income tax expense reflects an effective tax rate which differs from Federal and Provincial statutory tax rates.  The main differences are as follows:  Loss from continuing operations before income tax  Corporate income tax rate  Computed income tax expense  Increase / (decrease) resulting from:   Change in valuation allowance   Effect of changes in foreign exchange rates   Foreign tax rate differences  Non‐deductible compensation expense   Effect of change in tax rates  Non‐taxable foreign exchange (gain) / (loss)   Other  Income tax expense from continuing operations  For the year ended December 31,  2013 2014 (7,104) 26.0% (1,847) 1,198 489 365 80 ‐ (11) (165) 109 (4,136) 26.0% (1,075) 548 379 104 229 (260) 12 150 87 The  Company’s  income  tax  expense  relates  to  a  provision  for  income  tax  on  service  income  generated  in  Switzerland and is calculated at the effective tax rate of 25% prevailing in this jurisdiction.  51                                                                                                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The components of the future income tax assets are as follows:                                                                As at December 31,  Non‐capital losses  Properties‐tax basis over carrying value  Exploration expenses  Share issue costs carried forward  Future income tax assets before allowance  Valuation allowance  Future income tax assets  (b) Tax losses carried forward   2014 85,777 1,279 727 164 87,947 (87,947) ‐ 2013 84,656 1,279 787 354 87,076 (87,076) ‐ 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 unamortised 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 tax losses carried forward                                                      As at December 31,  2014 2013 20,899 2,796 632 110,867 166,200 3,654 305,048 19,936 3,025 1,363 104,878 167,135 3,654 299,991 The Canadian losses from operations may be used to offset future Canadian taxable income and will expire over  the period  from 2027 to  2034.  The Canadian  exploration  expenses may  be carried  forward indefinitely  to  offset  future  taxable  Canadian  income.  Canadian  unamortised  share  issue  costs  may  offset  future  taxable  Canadian  income of years 2015 to 2016. The U.S. Federal losses are available to offset future taxable income in the United  States through 2032.  11. Discontinued operations  During May of 2009 the Company sold to a third party 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:  Gain on release of excess site restoration provisions  General and administrative and professional expenses  Net income from discontinued operations  For the year ended December 31, 2013 2014 228 (15) 213 981 (46) 935 In the years 2014 and 2013 the Company released excess site restoration provisions as the total cost to complete  this work was less than the amount previously estimated. The net income from discontinued operations in 2014  and  2013  did  not  result  in  income  tax  expense  as  gains  on  release  of  excess  site  restoration  provisions  are  not  taxable amounts.  52                                                                                                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (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:                                             As at December 31,  2014  2013 Assets  Prepaid expenses  Liabilities  Trade payables and accrued expenses  Site restoration provision  Net liabilities   ‐  ‐  51  ‐  51  51  3 3 145 783 928 925 The  2013  provision  related  to  site  restoration  costs  pertaining  to  the  interests  the  Company  held  in  petroleum  properties  located  in  the  United  States.  Site  restoration  works  were  completed  during  the  year  2014  and  the  remaining excess provision has been released.   12. Intangible assets  At January 1, 2013  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2013  Opening net book value  Additions  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2013  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2014  Opening net book value  Additions  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2014  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  Exploration and  evaluation assets Other intangible   assets  303,523 ‐ 303,523 303,523 41,465 ‐ 344,988 344,988 ‐ 344,988 344,988 84,257 ‐ 429,245 429,245 ‐ 429,245 280  (254)  26  26  ‐  (24)  2  288  (286)  2  2  34  (4)  32  292  (260)  32  Total 303,803 (254) 303,549 303,549 41,465 (24) 344,990 345,276 (286) 344,990 344,990 84,291 (4) 429,277 429,537 (260) 429,277 The net book value of E&E assets at December 31, 2014 relates to the Atrush Block and includes $24.5 million of  advances  made  to  fund  Atrush  development  costs  on  behalf  of  the  Kurdistan  Regional  Government  (“KRG”).  During  the  year  ended  December  31,  2014  the  Company  capitalised  to  E&E  borrowing  costs  totalling  $12,572  (2013: $ 1,640) and general and administrative expenses of $3,338 (2013: $3,080). Refer also to notes 6, 9, 16 and  22.  53                                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  13. Property, plant and equipment  At January 1, 2013  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2013  Opening net book value  Exchange difference   Depreciation expense  Net book value  At December 31, 2013  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2014  Opening net book value  Additions   Exchange difference  Depreciation expense  Net book value  At December 31, 2014  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  14. Other current assets  Prepaid expenses  Other receivables  Total other current assets  Oil and gas assets Computer  equipment Furniture  and office  equipment  194 (29) 165 165 ‐ (40) 125 194 (69) 125 125 ‐ ‐ (36) 89 194 (105) 89 199 (190) 9 9 ‐ (6) 3 194 (191) 3 3 81 ‐ (16) 68 256 (188) 68 165 (82) 83 83 1 (33) 51 169 (118) 51 51 ‐ (3) (33) 15 154 (139) 15                                            As at December 31,  2014  1,522  83  1,605  Total  558 (301) 257 257 1 (79) 179 557 (378) 179 179 81 (3) (85) 172 604 (432) 172 2013 140 54 194 Costs  in  the  amount  of  $1,354  relating  to  the  rights  offering  to  shareholders  of  the  Company  were  included  in  prepaid expenses at December 31, 2014. Refer also to note 24.  15. Accounts payable and accrued expenses  Net payables to joint venture partners  Accrued expenses  Trade payables  Total accounts payable and accrued expenses                                             As at December 31,  2014  10,391  3,362  454  14,207  2013 3,769 3,062 627 7,458 54                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  16. Borrowings   At  December  31,  2014  General  Exploration  Partners  Inc.  (“GEP”),  a  wholly  owned  indirect  subsidiary  of  the  Company, had outstanding $150 million of senior secured bonds which are listed on the Oslo Børs in Norway under  the symbol “GEP01”. The bonds have a five year maturity from their issuance date of November 13, 2013, carry an  11.5% fixed semi‐annual coupon and are being used to fund capital expenditures related to the development of  the Atrush Block.  Opening balance  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond related transaction costs  Net proceeds from bonds  Interest payments to bondholders  Ending balance  ‐ Current portion: accrued interest expense on bonds  ‐ Non‐current portion: borrowings  As at December 31, 2014  149,302  17,250 607 ‐ (17,250) 149,909  2,252 147,657 2013 ‐ 2,252 78 146,972 ‐ 149,302 2,252 147,050 The bonds include an unconditional and irrevocable on‐demand guarantee on a joint and several basis from the  Company  and  certain  of  the  Company’s  direct  and  indirect  subsidiaries  and,  among  other  arrangements,  agreements which pledge all of the ordinary shares of GEP and the Company’s Swiss service subsidiary, ShaMaran  Services SA, as security for GEP’s bond related obligations, as well as an internal credit facility agreement among  the Company and certain of its subsidiaries setting out the terms and conditions for intra‐group credit to be made  available amongst the parties.  Under the terms of the bond agreement all bond proceeds are held in accounts pledged to the bond trustee as  security and may be accessed by the Company on prior authorisation of the bond trustee provided the proceeds  are to be employed for prescribed purposes, most notably to fund the financing, development and operation of  the  Atrush  Block,  to  service  the  first  24  months  of  bond  coupon  interest  expense  and  to  fund  technical,  management and administrative services of ShaMaran’s subsidiary companies up to $6 million per year over the  term  of  the  bonds.  Of  the  Company’s  $57.2  million  total  cash  and  cash  equivalents  at  December  31,  2014  $41.1 million was held in accounts pledged to the bond trustee.  The  remaining  contractual  obligation  comprising  repayment  of  principal  and  interest  expense  based  on  undiscounted cash flows at payment date, assuming the bonds are not redeemed early, are as follows:  Less than one year  Between two and five years  Total  Refer also to notes 9, 12 and 20.                                             As at December 31,  2014  17,250  199,407  216,657  2013 17,250 216,050 233,300 55                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  17. Provisions  The Company has provided for decommissioning and site restoration costs in relation to activities undertaken to  date on the Atrush Block in Kurdistan.  Opening balance  Changes in estimates and obligations incurred  Changes in discount and inflation rates  Unwinding discount on decommissioning provision  Total decommissioning and site restoration provisions                                             As at December 31,  2014  1,185 601 41 19 1,846 2013 120 1,110 (46) 1 1,185 The above provisions assume decommissioning and site restoration work is to be undertaken in the year 2032 and  estimated costs have been discounted to net present value using a Bank of Canada long term bond yield rate of  2.33% and an inflation rate of 0.8%.  18. Share capital  The  Company  is  authorised  to  issue  an  unlimited  number  of  common  shares  with  no  par  value.  The  Company’s  issued share capital is as follows:  At January 1, 2013  At December 31, 2013  At December 31, 2014  Refer also to note 24.  Earnings per share  Number of shares  Share capital 810,983,860 810,983,860 810,983,860 534,068 534,068 534,068 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 income from discontinued operations, in dollars  Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted income 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  For the year ended December 31, 2013 2014  (7,213,000)  810,983,860  (0.01)  213,000  810,983,860  ‐  (7,000,000)  810,983,860  (4,223,000) 810,983,860 (0.01) 935,000 810,983,860 ‐ (3,288,000) 810,983,860 (0.01)  (0.01) 56                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  19. Share based payments expense  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 five years and vest over two years from  grant date. 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:   At January 1, 2013  Granted in 2013  At December 31, 2013  Expired in 2014  At December 31, 2014  Share options exercisable:   At December 31, 2013  At December 31, 2014  Refer also to note 24.  Number of share options outstanding Weighted average  exercise price CAD 2,623,334 5,640,000 8,263,334 (1,508,334) 6,755,000 4,503,333 4,875,001 0.59 0.36 0.43 0.66 0.38 0.50 0.39 The Company recognises 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  payments 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)   For the year ended December 31, 2013 2014  0%  2.50%  84.74%  4.42  CAD 0.43  0% 2.50% 84.74% 4.42 CAD 0.43 Share based payments expense for the year ended December 31, 2014 was $307 (2013: $882).  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.  57                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  20. Financial instruments  Financial assets  The financial assets of the Company on the balance sheet dates were as follows:  Cash and cash equivalents ²  Other receivables ²  Total financial assets            Carrying and fair values ¹  At December 31, 2014  At December 31, 2013 57,204 83 57,287 142,588 54 142,642 Financial assets classified as other receivables are initially recognised at fair value and are subsequently measured  at amortised cost using the effective interest method less any provision for impairment.  Financial liabilities  The financial liabilities of the Company on the balance sheet dates were as follows:  Borrowings  Accounts payable and accrued expenses ²  Accrued interest on bonds  Provisions for decommissioning costs  Financial liabilities of discontinued operations ²  Current tax liabilities ²  Total financial liabilities  Fair value  hierarchy ³ Level 2 Level 2  Level 3             Carrying and fair values ¹  At December 31, 2014  At December 31, 2013 147,657 14,207 2,252 1,846 51 41 166,054 147,050 7,458 2,252 1,185 928 92 158,965 Financial liabilities are initially recognised at the fair value of the amount expected to be paid and are subsequently  measured at amortised cost using the effective interest rate method.  ¹ The carrying amount of the Company’s financial assets and liabilities approximate their fair values at the balance  sheet dates, none of which are past due.  ² No valuation techniques have been applied to establish the fair value of these financial instruments as they are  either cash and cash equivalents or, due to the short term nature, readily convertible to or settled with cash and  cash equivalents.  ³ Fair value measurements  IFRS 13 defines fair value as  the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an  orderly transaction between market participants at the measurement date and established a fair value hierarchy of  three levels to classify the inputs to valuation techniques used to measure fair value:    Level 1: fair value measurements are based on unadjusted quoted market prices;  Level 2: fair value measurements are based on valuation models and techniques where the significant inputs  are derived from quoted prices or indices;  Level 3: fair value measurements are based on unobservable information.   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 maximising return to shareholders. 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. The Company had debt relating to borrowings and accrued interest  of $149.9 million as at December 31, 2014 (2013: $149.3).  58                                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Book equity ratio  In accordance with the terms of the Company’s senior secured bond agreement it is required to maintain a Book  Equity ratio, defined as shareholders’ equity divided by total assets, of no less than 40%. Refer also to note 16. The  Company’s book equity ratio is as follows:  Shareholders’ equity  Total assets  Book equity ratio  Financial risk management objectives                                             As at December 31,  2014  2013 322,204 488,258 66% 328,989 487,954 67% 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  characterised  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. The spot price of  Brent  Crude  Oil,  a  reference  in  determining  the  price  at  which  the  Company  can  sell  future  oil  production,  has  declined by 49% over the year 2014. A further 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  pre‐production stage of development, it is not directly exposed to significant commodity price risk.  Foreign currency risk   The  substantial  portion  of  the  Company’s  operations  require  purchases  denominated  in  USD,  which  is  the  functional  and  reporting  currency  of  the  Company  and  also  the  currency  in  which  the  Company  maintains  the  substantial  portion  of  its  cash  and  cash  equivalents.  Certain  of  its  operations  require  the  Company  to  make  purchases denominated in foreign currencies, which are currencies other than USD and correspond to the various  countries in which  the  Company  conducts its business,  most  notably, Swiss  Francs  (“CHF”) and  Canadian  dollars  (“CAD”).  As  a  result,  the  Company  holds  some  cash  and  cash  equivalents  in  foreign  currencies  and  is  therefore  exposed to foreign currency risk due to exchange rate fluctuations between the foreign currencies and the USD.  The  Company  considers  its  foreign  currency  risk  is  limited  because  it  holds  relatively  insignificant  amounts  of  foreign  currencies  at  any  point  in  time  and  since  its  volume  of  transactions  in  foreign  currencies  is  currently  relatively  low.  The  Company  has  elected  not  to  hedge  its  exposure  to  the  risk  of  changes  in  foreign  currency  exchange rates.  59                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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”)  Refer also to note 24.  Foreign currency sensitivity analysis  Assets      December 31, 2014 2013    177 435 48 248    Liabilities      December 31, 2013 2014 151 262 163 287 The  Company  is  exposed  to  movements  in  CHF  and  CAD  against  the  USD,  the  presentational  currency  of  the  Company. 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 CHF and CAD. The analysis below is based on a strengthening  of the CHF and CAD by 1% against the USD in which the Company has 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 CHF  or  CAD on the basis of the CHF and CAD assets and liabilities held by the Company at the balance sheet dates. For a  1% strengthening of the USD against the CHF or CAD there would be an equal and opposite impact on the profit or  loss.  Statement of comprehensive income ‐ CAD  Statement of comprehensive income ‐ CHF  Interest rate risk   Assets  Liabilities  2014 2013    2014 2013 1 4 ‐   3   (1) (3) (1) (4) 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.  The Group is highly leveraged though financing at the project level, for the continuation of Atrush project, and at  the  corporate  level  due  to  the  $150  million  of  senior  secured  bonds  which  were  issued  in  November  2013.  However, the Company is not exposed to interest rate risks associated with the bonds as the interest rate is fixed.  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   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 other receivables.  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  recognised  bond  rating  service.  60                                      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The  carrying  amounts  of  the  Company’s  financial  assets  recorded  in  the  consolidated  financial  statements  represent the Company’s maximum exposure to credit risk.  Liquidity risk   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 development 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  project  moves  further  into  the  development  stage,  specific  financing,  including  the  possibility of additional 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. Refer also to note 24.  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 authorisations 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.  21. Commitments  As at December 31, 2014 the outstanding commitments of the Company were as follows:  Atrush Block development and PSC  Office and other  Total commitments           For the year ended December 31,  2015 60,258 92 60,350 2016 120 ‐ 120 2017 Thereafter 120 ‐ 120 1,932 ‐ 1,932 Total 62,430 92 62,522 Amounts relating to the Atrush Block represent the Company’s unfunded share of the approved work program and  other obligations under the Atrush Block production sharing contract (“PSC”). Refer also to notes 16 and 22.  22. Interests in joint operations and other entities  Interests in joint operations ‐ Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran  holds  a  20.1%  direct  interest  in  the  PSC  through  GEP.  TAQA  Atrush  B.V.  (“TAQA”),  a  subsidiary  of  Abu Dhabi  National  Energy  Company  PJSC,  is  the  Operator  of  the  Atrush  Block  with  a  39.9%  direct  interest,  Marathon  Oil  KDV  B.V.  holds a  15% direct  interest  and the  remaining  25%  interest  was acquired  by the  KRG  on  March 12, 2013. GEP, Marathon and TAQA together are “the Contractors” to the PSC. Refer also to note 21.  61             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Under the terms of the Atrush Block PSC, on exercise of its right to acquire the 25% interest, the KRG assumed an  undivided  interest  in  the  petroleum  operations  and  all  the  other  rights,  duties,  obligations  and  liabilities  of  the  Contractors  from  the  date  the  block  has  first  been  declared  commercially  viable.  Discussions  have  commenced  amongst  the  Contractors  and  the  KRG  to  amend  the  PSC  to  give  effect  to  the  KRG’s  interest.  At  the  date  these  consolidated financial statements were approved the process of amending the PSC has not been completed and  the  Contractors  are  currently  advancing  cash  to  the  Operator  to  fund  Atrush  development  costs  relating  to  the  KRG’s 25% interest.  Refer also to note 12.  Under the terms of the PSC the development period is for 20 years with an automatic right to a five year extension  and the possibility to extend for an additional five years. All qualifying petroleum costs incurred by the Contractors  shall  be  recovered  from  a  portion  of  available  petroleum  production,  defined  under  the  terms  of  the  PSC.  All  modifications to the PSC are subject to the approval of the KRG. The Company is responsible for its pro‐rata share  of  the  costs  incurred  in  executing  the  development  work  program  on  the  Atrush  Block  which  commenced  on  October 1, 2013.  Information about subsidiaries  The consolidated financial statements of the Company include:  Subsidiary  Principal activities Country of  Incorporation                % equity interest                      As at December 31, 2013 2014  ShaMaran Petroleum Holdings Coöperatief U.A.  ShaMaran Ventures B.V.  General Exploration Partners, Inc.  ShaMaran Petroleum B.V.  ShaMaran Services S.A.  Bayou Bend Petroleum U.S.A. Ltd Summit Energy Company LLC.  Oil exploration and production Oil exploration and production Oil exploration and production Oil exploration and production Technical and admin. services  Discontinued operations Discontinued operations  The Netherlands  The Netherlands Cayman Islands  The Netherlands Switzerland   United States of America   United States of America 100  100  100  100  100  100  100  100 100 100 100 100 100 100 23. Related party transactions  Transactions with corporate entities  McCullough O’Connor Irwin LLP  Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  Mile High Holdings Ltd.  Vostok Nafta Investment Ltd.  Total  Purchases of services during the year 2014 2013   Amounts owing at December 31, 2013 2014 276 464 214 ‐ ‐ 954 26   518   243   113   13   913 91 56 31 35 ‐ 213 14 89 15 113 ‐ 231 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.  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, 2014 of $464 (2013: $518) were  comprised of G&G and other technical service costs of $50 (2013: $144), investor relations services of $36 (2013:  $nil), reimbursement for Company travel and related expenses of $1 (2013: $nil), office rental, administrative and  building services of $377 (2013: $374).  Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  owned  by  a  shareholder  of  the  Company  which  has  provided corporate administrative support and investor relations 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 investor relations activities.  62                              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2014  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Vostok Nafta Investment Ltd. is a corporation traded on the Nasdaq Nordic Exchange in Stockholm (trading symbol  VNIL SDB) which was associated with a shareholder of the Company and which provided investor relations services  to the Company in Sweden.   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 24.  Key management compensation  The Company’s key management was comprised of its five directors and two executive officers consisting of seven  individuals who have been remunerated as follows:   Management’s salaries   Management’s short‐term benefits  Management’s share based payments  Directors’ share based payments  Directors’ fees  Total  For the year ended December 31, 2013 2014 815 466 161 118 95 1,655 788 402 461 273 126 2,050 Short‐term  employee  benefits  include  non‐equity  incentive  plan  compensation  and  other  short‐term  benefits.  Share‐based  payments  compensation  represents  the  portion  of  the  Company’s  share  based  payments  expense  incurred during the year attributable to the key management, accounted for in accordance with IFRS 2 ‘Share Based  Payments’. Refer also to note 24.  24. Events after the reporting period  On  January  19,  2015  the  Company  announced  changes  to  its  senior  management  and  Board  of  Directors  (the  “Board”). Mr.  Chris Bruijnzeels was appointed as the President and Chief Executive  Officer of ShaMaran and as  a  member of the ShaMaran Board of Directors replacing Mr. Pradeep Kabra who resigned from these positions with  effect from January 19, 2015. Mr. C. Ashley Heppenstall was also appointed as a member of the Board while Mr Alex  Schneiter  and  Mr. J.  Cameron  Bailey  have  resigned  their  positions as  members  of the Board, all  with  effect from  January 19, 2015. In connection with the changes in senior management and the Board the Company approved on  January 19, 2015 a grant of an aggregate of 26,000,000 incentive stock options, consistent with the terms described  in note 19 and with an exercise price of CAD 0.115, to certain senior officers and directors of the Company.  On February 10, 2015 ShaMaran announced that, in connection with an offering of rights to shareholders of record  on January 12, 2015 to purchase additional common shares in the Company (“Common Shares”) at a subscription  price  of  CAD  0.10  per  share  (the  “Rights  Offering”),  it  had  issued  an  aggregate  of  713,308,912  Common  Shares,  including  195,710,409  Common  Shares  to  its  major  shareholders,  Lorito  Holdings  SARL,  Zebra  Holdings  and  Investments SARL and Lundin Petroleum BV (collectively the "Standby Purchasers") on exercise of their respective  rights,  resulting  in  gross  proceeds  to  the  Company  of  CAD  71.3  million  ($57.4  million).  Under  the  terms  of  the  standby  purchase  agreement  (the  "Standby  Purchase  Agreement")  between  the  Company  and  the  Standby  Purchasers,  the  Standby  Purchasers  agreed  to  subscribe  for  a  total  of  40,906,078  additional  Common  Shares,  representing all  Common Shares not  otherwise subscribed  for  by rights holders, at a  price  of CAD 0.10 per share  (the "Standby Purchase").   The Standby Purchase was concluded on February 17, 2015 and resulted in additional  gross  proceeds  to  the  Company  of  CAD  4.1  million  ($3.3  million).  In  addition  on  February  17,  2015  the  Company  issued a further aggregate of 14,569,684 Common Shares to the Standby Purchasers in respect of the guarantee fee,  as  defined  under  the  standby  purchase  agreement.    The  proceeds  from  the  Rights  Offering  will  be  used  to  fund  costs  related  to  the  financing,  development  and  operations  of  the  Atrush  Block  in  Kurdistan  and  for  general  and  administrative purposes.  63                                             SHAMARAN PETROLEUM CORP. DIRECTORS  CORPORATE INFORMATION  Keith C. Hill  Director, Chairman  Ontario, Canada  Chris Bruijnzeels  Director, President & Chief Executive Officer  Geneva, Switzerland  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  Brian D. Edgar  Director  Vancouver, British Columbia  Gary S. Guidry  Director  Calgary, Alberta  C. Ashley Heppenstall  Director  Cologny, Switzerland  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 AG  Basel, Switzerland  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  64                                                                                                     

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