ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2017

Plain-text annual report

ShaMaran Petroleum Corp.  Annual Report  For the year ended December 31, 2017    SHAMARAN PETROLEUM CORP.  MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS  For the year ended December 31, 2017  Management’s discussion and analysis (“MD&A”) of the financial and operating results of ShaMaran Petroleum Corp.  (together with its subsidiaries, “ShaMaran” or the “Company”) is prepared with an effective date of March 8, 2018.  The  MD&A  should  be  read  in  conjunction  with  the  audited  consolidated  financial  statements  for  the  year  ended  December 31, 2017 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 Petroleum Corp. is an oil development and exploration company with a 20.1% direct interest in the Atrush  Block  production  sharing  contract  (“Atrush  PSC”)  relating  to  a  property  located  in  the  Kurdistan  Region  of  Iraq  (“Kurdistan”).  Atrush  is  currently  in  the  first  phase  of  the  development  program  (“Phase  1”).  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 five production wells to supply the production facility. Oil production from  Atrush commenced in July 2017 and the fifth production well was drilled in November 2017.  The oil discovery on the Atrush petroleum property is continuously being appraised. Further phases of development,  including  further  Phase  I  drilling  will  be  defined  based  on  production  data,  appraisal  information  and  economic  circumstances. The Atrush Block is located approximately 85 kilometres northwest of Erbil, the capital of Kurdistan, is  269 square kilometres in area and has oil proven in Jurassic fractured carbonates in the Chiya Khere structure. The  structure is expressed at surface by the Chiya Khere mountain which runs east‐west for approximately 25 kilometres  with an approximate width of 3.5 kilometres.    ShaMaran is a Canadian oil and gas company listed on the TSX Venture Exchange and the NASDAQ Stockholm First  North Exchange (Sweden) under the symbol "SNM".   HIGHLIGHTS AND DEVELOPMENTS  Operations    Oil production on the Atrush Block commenced in July 2017. Average production in the fourth quarter of 2017  was 21,700 barrels of oil per day (“bopd”). To address certain production constraints the facilities were shut down  in the beginning of October. These constraints have now successfully been resolved. In winter months the Atrush  Production Facilities are limited to processing approximately 27,000 bopd of the total 30,000 bopd capacity due  to low ambient temperatures which reduces the amount of heat otherwise available to process the oil to export  specifications.    3.4 million barrels of oil were produced and exported from Atrush for sale to the Kurdistan Regional Government  (“KRG”) during the second half of 2017 resulting in an average production of 18.1 thousand barrels per day. The  Company’s entitlement share1 of 2017 exports was approximately 400 thousand barrels which were sold at an  average netback price2 of $44.38 per barrel of oil.  In the fourth quarter of 2017 oil was exported and sold from  Atrush totalling 2.0 million barrels. The Company’s entitlement share of fourth quarter exports was approximately  295 thousand barrels which were sold at an average netback price of $47.0 per barrel of oil.     The Company’s cash inflows from Atrush related activities are comprised of three elements:  o Entitlement share of Atrush PSC profit oil and cost oil: from commencement of exports in July 2017 up to the  date of  the  MD&A  the  Company has  received  payments totalling $8.5 million  which reflect  its  entitlement  share of the $44.2 million in total payments received by the Atrush Non‐Government Contractors from the  KRG for July through November 2017 oil sales.    o Atrush Exploration Costs receivable: over this same period the Company collected a further $458 thousand of  Atrush Exploration Cost receivables from the KRG’s entitlement share of July through November 2017 oil sales.    1 The Company’s entitlement share includes an adjustment for the exploration cost sharing arrangement between TAQA and GEP.   2 This includes a discount to Dated Brent for oil quality and all local and international transportation costs. 1                o The Atrush Development Cost Loan and the Atrush Feeder Pipeline Cost Loan (“the KRG Loans”), In January  2018 the Non‐Government Contractors and the KRG agreed that substantially all the first two instalments on  the KRG Loans, which were due in November and December of 2017, would be offset against amounts owed  to  the  KRG  for  security  services  which  they  provided  for  the  Atrush  operations,  and  an  Atrush  production  bonus. The KRG Loan balances collected by the Company under the agreement was $2.6 million.  January 2018  and subsequent invoices are expected to be paid in line with the current practice for crude oil sales payments.  The January 2018 invoice is therefore expected to be paid in April 2018.   The Chiya Khere‐7 (“CK‐7”) well, which was spudded on September 17, 2017 reached a final depth of 1,861 metres  in  early  November  2017.  The  reservoir  section  was  encountered  approximately  114  metres  shallower  than  prognosis which had a positive impact of the Company’s 2P reserves reported as at December 31, 2017.  The well  was drilled on time and under budget.    In February 2018 a new sales agreement was concluded between the Atrush Non‐Government Contractors and  the KRG for the sale of Atrush oil whereby the KRG will buy oil exported from the Atrush field by pipeline at the  Atrush block boundary based upon the Dated Brent oil price minus $15.73 ($16.04 under the previous agreement)  for  quality  discount  and  all  local  and  international  transportation  costs.  This  discount  is  based  on  the  same  principles as other oil sales agreements in the Kurdistan Region of Iraq and reflects a better API gravity than was  assumed in the previous sales agreement.  Corporate   On January 30, 2017 the Company completed the issue of 360 million common shares of ShaMaran on a private  placement basis (the “Private Placement”) at a price per share of CAD 0.10 (equal to SEK 0.67) which resulted in  gross proceeds to the Company of $27.3 million ($26.4 million net of transaction related costs).  Zebra Holdings  and  Investments  SARL,  Lorito  Holdings  SARL  and  Lundin  Petroleum  BV,  the  Company’s  major  shareholders,  subscribed  for  43,463,618  shares,  16,984,621  shares  and  17,800,000  shares,  respectively,  in  the  Private  Placement.   On February 15, 2018 the Company reported estimated reserves and contingent resources for the Atrush field as  at  December  31,  2017.  Total  Field  Proven  plus  Probable  (“2P”)  Reserves  on  a  property  gross  basis  for  Atrush  increased  from  85.1  MMbbl  reported  as  at  December  31,  2016  to  102.7  MMbbl  which,  when  2017  Atrush  production of 3.4 MMbbl is included, represents an increase of 25 percent. Total Field Unrisked Best Estimate  Contingent Oil Resources (“2C”)3 on a property gross basis for Atrush was approximately the same as the 2016  estimate at 296 MMbbl. Total discovered oil in place in the Atrush Block is a low estimate of 1.5 billion barrels, a  best estimate of 2.1 billion barrels and a high estimate of 2.9 billion barrels.  OPERATIONS  Following the independence referendum held in Kurdistan on September 25, 2017, operations in the Atrush field in  Kurdistan are continuing in a normal, safe and secure manner. Exports from Atrush are continuing via the Kurdistan  Export Pipeline system.   Construction work and commissioning on the 30,000 bopd Atrush Phase 1 Production Facilities (“Production Facility”),  the pipeline between the Production Facility and the block boundary (the “Spur Pipeline”), the pump station, the  intermediate pigging and pressure reduction station (“IPPR”) and the section of the pipeline from the block boundary  to the tie‐in point on the main export pipeline (“Feeder Pipeline”) necessary for exporting Atrush oil was concluded  in the first half of 2017.   Oil production on the Atrush Block commenced on July 3, 2017. Cumulative production exported from Atrush from  July to December 2017 was 3.4 million barrels of oil. To address certain production constraints the Production Facility  was  shut  down  in  early  October.  Production  was  resumed  thereafter  and  the  Production  Facility  has  since  been  operating at 27,000 bopd processing capacity. In the winter months the Atrush Production Facilities are limited due  to  low  ambient  temperatures  which  reduces  the  amount  of  heat  otherwise  available  to  process  the  oil  to  export  specifications.  Despite  these  limitations  operational  uptimes  of  96.9%  in  December  2017  has  been  achieved,  considerably above the 90% uptime previously projected.  3 This estimate of remaining recoverable resources (unrisked) includes contingent resources that have not been adjusted for risk based on the  chance of development. It is not an estimate of volumes that may be recovered.  2              Three  producing  Atrush  wells,  Atrush‐2,  Chiya Khere‐5  and  Chiya  Khere‐8  are currently  supplying  this  production.   Following issues related back‐producing drilling fluid lost during drilling operations, the Atrush 4 (“AT‐4”) well has  been successfully cleaned up via temporary facilities. However, productivity following the clean‐up has been less than  expected.  The  AT‐4  well  was  drilled  in  a  steeply  dipping  part  of  the  reservoir  and  as  a  result  appears  to  be  not  connected to the full reservoir sequence. AT‐4 is currently shut in awaiting a work‐over to install a smaller pump.  CK‐7 was spudded on September 17, 2017 and reached a final depth of 1,861 metres in early November 2017. The  reservoir section was encountered approximately 114 metres shallower than prognosis.  Testing and completion of  the well will be performed in 2018 to coincide with installation of flow lines between the Production Facility and the  Chamanke E location were the well is located. CK‐7 was drilled with the Romfor 25 rig and was on time and under  budget. The main objectives of the well are to appraise the commercial potential of the Mus formation, to help reduce  the uncertainty in the location of the medium to heavy oil transition zone and to serve as a further producing well.  A  further  two  appraisal  wells  have  been  drilled  and  tested  in  the  eastern  part  of  the  field.  Good  reservoir  communication has been proven between the east part and the west part of the field. It is planned to conduct an  extended  well  test  in  one  of  the  two  eastern  appraisal  wells,  Chiya  Khere‐6  (“CK‐6”).  This  will  provide  important  production  information  on  the  heavier  part  of  the  oil  column.  Together  with  production  data  from  the  five  development wells this will allow for defining the next phases of development  Following encouraging production results from the Atrush field after the start of production in July 2017, as well as  the positive drilling results of CK‐7 well, the Company’s independent reserves and resources evaluator, McDaniel &  Associates Consultants Ltd (“McDaniel”) increased the 2P oil reserves estimate to 102.7MMbbl at the end of the year  2017. This estimate assumes that four extra production wells will be drilled to further develop the medium gravity oil  in the reserves area of the field increasing medium oil recovery. Reserves associated with the heavy oil extended well  test planned in 2018 for the CK‐6 well have also been included. Reserves which were included in McDaniel’s previous  estimate  for  heavy  oil  production  from  the  wells  currently  producing  have  now  been  transferred  to  contingent  resources because production to date has shown no indication of heavy oil.  The  contingent  oil  resources  represent  the  likely  recoverable  oil  volumes  associated  with  further  phases  of  development after Phase 1.  McDaniel has estimated gross 2C best estimate contingent oil resources of 296 MMbbl.  These are contingent oil resources rather than reserves due to the uncertainty over the future development plan  which will depend in part on Phase 1 production performance and the heavy oil extended well test planned for the  second half of 2018. McDaniel estimates the chance of developing the 2C contingent oil resources at 80 percent.  OUTLOOK   Operations   Production guidance for Atrush gross in 2018 is 25,000 to 30,000 bopd with lifting costs for the year forecasted at  $6.8/bbl.   Capital expenditure guidance is $19.6 million (20.1% working interest in Atrush) which includes:  o identify and install additional heat sources ahead of the next winter months;  o continue with program to identify debottleneck opportunities to further increase production capacity beyond  30,000 bopd;  o testing and completion of the CK‐7 well;  o install the CK‐7 flow line and bring CK‐7 into production;  o drilling, testing and completion of Chiya Khere (“CK‐10”), a sixth development well;  o drilling and completion of Chiya Khere (“CK‐9”), a dedicated water disposal well; and  o conducting extended testing of the CK‐6 well which is located on the eastern side of the Atrush Block and which  is outside the 2P reserve area of Atrush. This would involve the installation of temporary production facilities  near the Chamanke–C well pad and the delivery by truck of oil to the main Phase 1 Production Facilities.      Following the results of the CK‐7 and CK‐10 wells, the extended well testing in CK‐6 and sustained production from  the  Phase  1  Production  Facilities  the  Company  expects  to  further  assess  the  significant  undeveloped  Atrush  resource base with the potential to grow organically to approximately 100,000 bopd production.  3              OWNERSHIP, PRINCIPAL TERMS OF THE ATRUSH PSC  ShaMaran, through its wholly owned subsidiary, GEP, holds a 20.1% direct interest in the Atrush PSC. TAQA Atrush  B.V. (“TAQA” a subsidiary of Abu Dhabi National Energy Company PJSC, and the “Operator” of the Atrush Block) with  a 39.9% direct interest, the KRG holds a 25% direct interest and Marathon Oil KDV B.V. (“MOKDV”) holds a 15% direct  interest.  TAQA,  GEP,  and  MOKDV  together  are  the  “Non‐Government  Contractors”  to  the  Atrush  PSC.    The  Non‐ Government Contractors and the KRG together are the “Contractors” to the Atrush PSC.  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 which supply the Production Facility. In August 2010 the Company acquired a 33.5%  shareholding in GEP which then held an 80% working interest in the Atrush PSC, with the remaining 20% third party  interest  (“TPI”)  being held by  the  KRG.  In October 2010 MOKDV  was  assigned  the 20%  TPI  in  the Atrush  PSC.  On  December 31, 2012 GEP sold a 53.2% direct interest in the Atrush Block to 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 and, at that time, a 26.8%  direct interest in the Atrush PSC.   On November 7, 2016 the Assignment, Novation and Fourth Amendment Agreement to the Atrush PSC (the “4th PSC  Amendment”)  and  Atrush  Facilitation  Agreement  were  concluded  between  Non‐Government  Contractors  and  the  KRG.    The 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement include the following principal terms:   The  KRG  acquires  a  25%  interest  in  the  Atrush  PSC  effective  November  7,  2012,  the  date  of  declaration  of  commerciality (“DOC date”). As a consequence the respective participating interests in the Atrush PSC are TAQA  at 39.9%, the KRG at 25%, GEP at 20.1% and MOKDV at 15%;   The Non‐Government Contractors will fund the cost of constructing the Feeder Pipeline which will be novated to  the KRG following the commencement of oil exports from Atrush;   All  Atrush  petroleum  costs  from  the  DOC  date  up  to  the  commencement  of  oil  exports  from  Atrush,  which  is  defined as when the Final Completion Certificate for the Atrush Feeder Pipeline (“FCC”) for the Feeder Pipeline is  issued, are to be paid by the Non‐Government Contractors and a defined portion of the KRG’s share of these costs  will be repaid through an accelerated petroleum cost recovery arrangement from the sale of future oil production  from Atrush; and   Feeder Pipeline costs and the balance of the Atrush petroleum costs incurred by the Non‐Government Contractors  on behalf of the KRG that are not covered by the accelerated petroleum cost recovery arrangement will be repaid  by the KRG within 2 years from issuance of the FCC for the Feeder Pipeline. The FCC was subsequently issued on  October 31, 2017.   Under the terms  of  the Atrush  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  Atrush PSC. All modifications to the Atrush PSC are subject to the approval of the KRG.  Fiscal terms under the Atrush PSC include a 10% royalty and a variable profit split based on a percentage share 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. The Contractors are entitled to cost recovery in respect of all costs and expenditures incurred for  exploration, development, production and decommissioning operations, as well as certain other allowable direct and  indirect costs.   The portion of profit oil available to the Contractors is based on a sliding scale from 32% to 16% depending on the “R‐ Factor”, which is a ratio of cumulative revenues to cumulative costs. When the ratio is below one, the Contractors are  entitled to 32% of profit oil, with a reducing scale to 16% when the ratio is greater than 2.75. In respect of gas, the  sliding scale is from 40% to 22%.  4              SELECTED ANNUAL FINANCIAL INFORMATION  The following is a summary of selected annual financial information for the Company:  (In $000, except per share data)  Continuing operations:  Revenues  Cost of goods sold  Service fees income  General and administrative expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Impairment loss  Finance income  Finance cost   Income tax expense  Loss from continuing operations  Discontinued operations:  Gain on release of excess accrued windup costs  Expenses  Gain from discontinued operations  2017 17,689 (14,009) ‐ (4,511) (11) (26) ‐ 1,649 (12,195) (85) (11,499) ‐ ‐ ‐ For the year ended December 31,  2016  2015 ‐  ‐  120  (3,811)  (249)  (45)  ‐  484  (5,586)  (69)  (9,156)  ‐  ‐  ‐  ‐ ‐ ‐ (2,359) (1,210) (56) (244,557) 681 (5,321) (94) (252,916) 46 (13) 33 Loss for the year  (11,499) (9,156)  (252,883)  Basic diluted loss in $ per share:  (0.01) (0.01)  (0.17) Financial position – net book value of principal items  Property Plant & Equipment   Exploration and evaluation assets   Loans and receivables    Cash and other assets  Total assets  Borrowings  Other liabilities  Shareholders’ equity  2017 184,921 89,119 76,973 5,468 356,481 (185,692) (18,834) 151,955 As at December 31,  2016  174,658  89,007  53,366  4,640  321,671  (165,129)  (19,476)  137,066  2015 177,044 88,645 ‐ 32,121 297,810 (148,263) (19,923) 129,624 Common shares outstanding (x 1,000)  2,158,632 1,798,632  1,579,768 Summary of Principal Changes in Annual Financial Information  The  Company  has  reported  in  2017  a  net  loss  of  $11.5  million  which  was  primarily  driven  by  finance  cost,  the  substantial  portion  of  which  was  expensed  borrowing  costs  on  the  Company’s  bonds,  and  routine  general  and  administrative expenses. These charges have been offset by the gross margin on Atrush oil sales, interest income on  Atrush  cost  loans  and  interest  on  cash  held  in  short  term  deposits.  The  principal  changes  in  annual  financial  information are further explained in the sections below.  5                                                     The  Company’s  operations  are  comprised  of  the  Phase  1  development  program  on  the  Atrush  Block  petroleum  property which commenced production on July 3, 2017. The expenses and income items of operations are explained  in detail as follows:  Gross margin on oil sales  In $000  Revenues from Atrush oil sales  Lifting costs  Other costs of production  Depletion costs  Cost of goods sold  Gross margin on oil sales  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 13,907 (3,245) (834) (5,347) (9,426) 4,481 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 17,689 (5,547) (834) (7,628) (14,009) 3,680 ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  Revenues relate to the Company’s entitlement share of oil sales from Atrush for the year. Revenue for sales of oil is  recognised when the significant risks and rewards of ownership are deemed to have been transferred to the KRG, the  amount can be measured reliably and it is assessed as probable that economic benefit associated with the sale will  flow to the Company. This occurs when oil reaches the delivery point at the Atrush Block boundary in route to the  KRG’s main export pipeline.   Revenue is recognised at fair value. The fair value is comprised of the Company’s entitlement production due under  the  terms  of  the  Atrush  Joint  Operating  Agreement  (“Atrush  JOA”)  and  the  Atrush  PSC  which  has  two  principal  components: cost oil, which is the mechanism by which the Company recovers qualifying costs it has incurred on an  asset, and profit oil, which is the mechanism through which profits are shared between the Company, its partners  and  the  KRG.  The  Company  pays  capacity  building  payments  on  profit  oil,  which  are  due  for  payment  once  the  Company has received the related profit oil proceeds. Profit oil revenue is reported net of any related capacity building  payments.   The Company’s oil sales are made to the KRG under the terms of a sales agreement which allows for Atrush oil volumes  to be sold to the KRG at the Atrush block boundary at a discount to the Dated Brent oil price for estimated oil quality  adjustments and all local and international transportation costs.  Income tax arising from the Company’s activities under production sharing contracts is settled by the KRG at no cost  and on behalf of the Company. However, the Company is not able to measure the tax that has been paid on its behalf  and consequently revenue is not reported gross of income tax paid.   Production from the Atrush field was delivered to the KRG’s Feeder Pipeline at the Atrush block boundary for onward  export through Ceyhan, Turkey. Gross exported volumes from Atrush in 2017 were 3.4 MMbbl and the Company’s  entitlement share was approximately 0.4 MMbbl which were sold with an average netback price of $44.38 per barrel.  ShaMaran’s oil entitlement share is based on PSC terms covering allocation of profit oil and cost oil, capacity building  bonuses owed to the KRG and a priority arrangement for sharing initial exploration cost oil and on export prices which  are based on Dated Brent oil price with a discount for estimated oil quality adjustments and all local and international  transportation costs.   Lifting costs are comprised of the Company’s share of expenses related to the production of oil from the Atrush Block  including operation and maintenance of wells and production facilities, insurances, and the operator’s related support  costs.  The average lifting cost per barrel of oil produced from Atrush was, respectively, $8.09 and $8.27 in the three  and six months ended December 31, 2017.  Other costs of production include the Company’s share of production  bonuses paid to the KRG and of other costs prescribed under the Atrush PSC.  Oil and gas assets are depleted using the unit of production method based on proved and probable reserves using  estimated  future  prices  and  costs  and  accounting  for  future  development  expenditures  necessary  to  bring  those  reserves into production. The reserves correspond to the Company’s entitlement to oil under the terms of the PSC.  The depletion cost per entitlement barrel was, respectively, $19.14 and $18.10 for the three and six months ended  December 31, 2017. Changes to depletion rates resulting from changes in reserve quantities and estimates of future  development expenditure are reflected prospectively and the decrease in the depletion cost in the fourth quarter of  2017 reflects the increase to the Company’s entitlement share of estimated 2P reserves as at December 31, 2017  over the estimated quantities at the end of 2016 (for further information refer to the “Reserves and Resource” section  below).  6          The relatively low gross margin on oil sales in the second half of 2017 is explained by two limiting factors on revenue  entitlements to this point ‐ production for the period was below facility capacity which was in full operation over the  period and disproportionate cost oil revenue was distributed between TAQA and GEP under the JOA4. The result was  that  the  Company’s  share  of  entitlement  revenues  in  this  period  were  below  the  Company’s  20.1%  participating  interest share and therefore just sufficient to offset the Company’s full working interest share of lifting costs, which  are primarily fixed, and depletion costs, which are driven by entitlement production.  Service fee income  In $000  Service fee income  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 ‐ ‐ ‐ 120 During the year ended December 31, 2016 the Company has provided technical services to a third‐party petroleum  company.  That service was complete in September of 2016.  General and administrative expense  In $000  Salaries and benefits  Management and consulting fees  General and other office expenses  Legal, accounting and audit fees  Listing costs and investor relations  Travel expenses  Advertisements  General and administrative expense  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 503 121 106 102 56 43 35 966 512 101 80 16 49 47 ‐ 805 3,093 372 331 242 286 152 35 4,511 2,360 421 341 269 298 122 ‐ 3,811 The higher general and administrative expense incurred in the year 2017 relative to the amount incurred in 2016 was  principally due to higher payroll costs relating to salary bonuses incurred by the Company’s Swiss subsidiary which  was  offset  by  lower  management  and  consulting  fees,  relating  to  a  reduction  in  service  fees  in  respect  of  the  Company’s Swiss subsidiary, and the absence of once‐off legal fees incurred last year on bond refinancing.  Share based payments expense  In $000  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 Share based payments expense  ‐ 57 11 249 The  share  based  payments  expense  results  from  the  vesting  of  stock  options  granted  in  the  year  2015.  No  stock  options were granted in the year ended December 31, 2017 or in the year 2016. 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.  4 TAQA and GEP have under the Atrush JOA agreed a priority arrangement for sharing their combined initial $49.9 million share of exploration cost  oil revenues such that TAQA receives the initial $10.8 million and GEP receives the next $39.1 million, thereafter cost oil revenues for these two  parties is determined by their  relative participating interests in the Arush PSC. The Company’s entitlement  share  of oil sold in 2017  reflects a  recovery of approximately $9.2 million of the $39.1 million. The Company forecasts that its entitlement to the remaining $29.9 million of priority  recovery will occur in January to April of 2018 assuming average Atrush exports of 27,000 bopd over that period.  7                          Depreciation and amortisation expense  In $000  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 Depreciation and amortisation expense  ‐ 11 26 45 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.  Finance income  In $000  Interest on Atrush Development Cost Loan   Interest on Atrush Feeder Pipeline Cost Loan   Interest on deposits  Total interest income  Foreign exchange gain  Total finance income  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 242 106 13 361 ‐ 361 406 34 5 445 64 509 1,042 500 107 1,649 ‐ 1,649 406 34 44 484 ‐ 484 Under the terms of the 4th PSC Amendment and the Atrush Facilitation Agreement the Non‐Government Contractors  have agreed to pay their pro‐rata share of the Feeder Pipeline costs and of the KRG’s share of Atrush development  costs up to October 31, 2017. Thereafter these costs will be reimbursed to the Non‐Government Contractors.  The  loan interest amounts reported in the year of 2017 represent 7% per annum interest on the entire funded portion of  Atrush Feeder Pipeline costs up to the balance sheet date and on a defined portion of the Atrush development costs  which also bears interest at 7% per annum. For further information on the loans refer to the discussion under the  “Loans and receivables” section below.  Interest on deposits represents bank interest earned on cash and investments held in interest bearing funds. The  increase in interest income reported in the year ended December 31, 2017 relative to the amount reported in 2016  is due to a higher level of interest bearing funds held in 2017.  Finance cost  In $000  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond transaction costs  Interest expense on borrowings  Unwinding discount on decommissioning provision  Foreign exchange loss  Total finance costs before borrowing costs capitalised  Borrowing costs reversed from / (capitalised as) E&E  and PP&E assets  Finance cost  5,221 210 5,431 4 83 5,518 284 5,802 4,668 210 4,878 6 ‐ 4,884 (3,462) 1,422 20,018 841 20,859 4 102 20,965 (8,770) 12,195 17,951 943 18,894 68 ‐ 18,962 (13,376) 5,586 General and specific borrowing costs directly attributable to the acquisition, exploration and development of Atrush  have been capitalised together with the related Atrush oil and gas assets. All other borrowing costs are recognised in  profit or loss in the period in which they are incurred. The decrease in 2017 borrowing costs capitalised relative to the  total interest expense on borrowings compared to that of the prior year is due to expensing the pro‐rata portion of  borrowing costs related to Atrush production costs which commenced in July 2017. The Company reversed excess  borrowing costs capitalised up to the end of the third quarter of 2017 which has resulted in a credit to PP&E for the  fourth quarter of this year.   During the year ended December 31, 2017 the Company incurred interest expense relating to its Senior Bonds and  Super  Senior  Bonds  which  both  carry  an  11.5%  fixed  semi‐annual  coupon  interest  rate.  Interest  expense  on  borrowings increased over the amount reported in 2016 due to the additional bonds outstanding in the year resulting  from the issuance of PIK bonds in 2017. Refer also to the discussion in the section below entitled “Borrowings”.  8              The foreign exchange loss recorded in the year 2017 resulted primarily from holding in the Company’s Swiss subsidiary  net assets denominated in United States dollars while the USD weakened during the period against the Swiss Franc,  the functional currency of the Swiss subsidiary.  Income tax expense  In $000  Three months ended December 31, 2016 2017 Year ended December 31, 2016 2017 Income tax expense  14 14 85 69 Income  tax  expense  relates  to  provisions  for  income  taxes  on  service  income  generated  in  Switzerland  which  is  determined on the basis of costs incurred in procuring the services. The increase in tax expense from the amount  reported  in  2016  is  primarily  due  to  higher  taxable  income  in  the  Company’s  Swiss  subsidiary  which  increased  compared to 2016 because of higher costs of service.  Capital Expenditures on Property Plant & Equipment (“PP&E”)   The  net  book  value  of  PP&E  at  December  31,  2017  is  principally  comprised  of  development  costs  related  to  the  Company’s share of Atrush PSC proved and probable reserves as estimated by McDaniel less the cumulative depletion  costs corresponding to commercial production which commenced in July 2017. The movements in PP&E are explained  as follows:  In $000  Year ended December 31, 2017  Office  equipment Oil and gas assets  Total  Year ended December 31, 2016  Office  equipment Oil and gas  assets  Total  Opening net book value  Additions   Transfer to Atrush Development Cost Loan  Transfer to Atrush Expl. Costs receivable  Depletion and depreciation expense  Net book value  174,642 17,903 ‐ ‐ (7,627) 184,918 16 3 ‐ ‐ (16) 3 174,658 17,906 ‐ ‐ (7,643) 184,921 177,000  45,799  (10,682)  (37,475)  ‐  174,642  44 1 ‐ ‐ (29) 16 177,044 45,800 (10,682) (37,475) (29) 174,658 During the year of 2017 additions of $17.9 million (year 2016: $45.8 million), which included borrowing costs totalling  $8.8 million (year 2016: $13.1 million), were capitalised to PP&E and depletion of $7.6 million (year 2016: $nil) was  charged to PP&E.  Capital Expenditures on Intangible Assets   The net book value of Intangible assets at December 31, 2017 is principally comprised of exploration and evaluation  (“E&E”) assets which represent the Atrush Block exploration and appraisal costs related to the Company’s share of  Atrush Block contingent resources as estimated by McDaniel. The movements in Intangible assets are explained as  follows:  In $000  Opening net book value  Additions   Disposals   Amortisation expense  Net book value  Year ended December 31, 2017  E&E  assets  Software & Licences Total  88,972 141 ‐ ‐ 89,113 35 2 (21) (10) 6 89,007 143 (21) (10) 89,119 Year ended December 31, 2016  Software E&E  & Licences assets  Total  88,594 378 ‐ ‐ 88,972 51 ‐ ‐ (16) 35 88,645 378 ‐ (16) 89,007 During the year of 2017 additions of $143 thousand (2016: $378 thousand), which included borrowing costs of $16  thousand (2016: $277 thousand), were capitalised to E&E assets.  9                                      Loans and receivables  On November 7, 2016, the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement were concluded between the Non‐ Government  Contractors  and  the  KRG.    On  the  same  day  TAQA  entered  into  an  Engineering,  Procurement  and  Construction (“EPC”) contract with KAR Company for the construction of the feeder pipeline from the Atrush block  boundary to the tie‐in point with the main Kurdistan export pipeline (the “Feeder Pipeline”).   Under the terms of the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement:   The  KRG  acquires  a  25%  interest  in  the  Atrush  PSC  effective  November  7,  2012,  the  date  of  declaration  of  commerciality (“DOC date”). Consequently, the respective participating interests in the Atrush PSC are TAQA at  39.9%, the KRG at 25%, GEP at 20.1% and MOKDV at 15%;   All Atrush petroleum costs from the DOC date through the commencement of oil exports from Atrush are paid by  the Non‐Government Contractors and a defined portion of the KRG’s share of these costs are deemed Exploration  Costs as defined in the Atrush PSC and repaid through an accelerated petroleum cost recovery arrangement from  the  sale  of  future  oil  production  from  Atrush.  This  arrangement  has  resulted  in  the  Atrush  Exploration  Cost  receivable at year end as reported in the table below; and   The Non‐Government Contractors will fund the cost of constructing the Feeder Pipeline which will be novated to  the KRG following the commencement of oil exports from Atrush. The Feeder Pipeline costs and the balance of  the  Atrush  petroleum  costs  incurred  by  the  Non‐Government  Contractors  on  behalf  of  the  KRG  excluding  the  portion deemed as Exploration Costs will be repaid with interest at 7% per annum by the KRG within 2 years from  October 31, 2017 (respectively, the “Atrush Feeder Pipeline Cost Loan” and the “Atrush Development Cost Loan”).  These arrangements have resulted in loan balances at year end as reported in the table below.  In $000  As at December 31,  Atrush Exploration Costs receivable  Atrush Development Cost Loan  Accounts receivable on Atrush oil sales  Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Total loans and receivables  2017 37,247 16,018 13,957 9,751 76,973 2016 37,475 12,857 ‐ 3,034 53,366 In the last three months of 2017 the Company received $4.0 million in total payments for its entitlement share Atrush  production for July through September and reimbursement instalments on the Atrush Exploration Costs receivable.  In January 2018 the Non‐Government Contractors and the KRG agreed that substantially all the first two instalments  on the Atrush Development Cost Loan and the Atrush Feeder Pipeline Cost Loan, which were due in November and  December of 2017, would be offset against amounts owed to the KRG for security services, which they provided for  the Atrush operations, and an Atrush production bonus. The total loan balances offset against amounts owed to the  KRG as of the balance sheet date due to the agreement was $2.6 million.   In the year 2018 up to the date these financial statements were approved the Company received a total of $5.1 million  in payments for loans and receivables balances outstanding at December 31, 2017 comprised of $4.8 million in total  payments  for  its  entitlement  share  of  oil  sales  for  the  months  October  and  November  and  $0.3  million  in  reimbursements of the Atrush Exploration Costs receivable.  Borrowings   At December 31, 2017 General Exploration Partners, Inc. had outstanding $166.3 million of senior secured bonds  (“Senior Bonds”) and $20.2 million of super senior secured bonds (“Super Senior Bonds”). The Senior Bonds are listed  on  the  Oslo  Børs  in  Norway  under  the  symbol  “GEP01”,  have  a  five‐year  maturity  from  their  issuance  date  of  November 13, 2013 and carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon and were used to fund capital expenditures related  to the development of the Atrush Block. The Super Senior Bonds also mature on November 13, 2018, carry an 11.5%  fixed semi‐annual coupon and were used to fund capital expenditures related to the development of the Atrush Block.  GEP has the option to pay in cash or in kind by issuing new bonds (“PIK Bonds”) the remaining coupon interest on  both Senior and Super Senior bonds.  10              All the movements in borrowings during the year were non‐cash and are explained as follows:  In $000  As at December 31,  Opening balance  Interest charges at coupon rate  Bonds issued  Amortisation of bond transaction costs  Super Senior Bonds – net of transaction costs  Senior Bonds exchanged for ShaMaran common shares  Interest payments to bondholders  Ending balance  ‐ Current portion: accrued bond interest expense  ‐ Current portion: borrowings  ‐ Non‐current portion: borrowings  2017 167,632 20,018 19,721 841 ‐ ‐ (19,721) 188,491 2,799 185,692 ‐ 2016 150,515 17,951 17,700 943 16,223 (18,000) (17,700) 167,632 2,503 ‐ 165,129 The remaining contractual obligations comprising of repayment of principal and interest expense under the Bond  agreements, based on undiscounted cash flows at payment dates and assuming 2018 interest is paid in cash, are as  follows:  Less than one year  Between one and two years  Total  Debt Incurrence Tests  As at December 31,  2017 207,860 ‐ 207,860 2016 19,722 188,138 207,860 In  accordance  with  the  amended  terms  of  GEP’s  Senior  Bonds  and  Super  Senior  Bonds  agreements  ShaMaran  is  required to follow certain debt incurrence tests as follows:   1. upon  incurrence  of  any  new  financial  indebtedness,  other  than  certain  permitted  financial  indebtedness  as  described  in  the  Super  Senior  Bonds  agreement,  then  ShaMaran’s  Book  Equity  Ratio,  which  is  defined  as  shareholders’ equity divided by total assets, shall be minimum 30% immediately thereafter, and   ShaMaran and any of its subsidiaries (together the “Group”) other than GEP, which is not allowed to do so, may  not enter into an agreement to make any acquisitions, merger or any other transactions involving another party  being consolidated into the Group’s accounts, unless such other party has a minimum 30% Book Equity Ratio  prior to such transaction taking place.  2. Security  The Senior Bonds and Super Senior Bonds hold security jointly with Super Senior Bonds ranking first until these bonds  are repaid in full.   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 both bond agreements GEP’s cash accounts are pledged to the bond trustee as security and cash  may be employed only for prescribed purposes, to fund the financing, development and operation of the Atrush Block  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 $5.3 million of total cash and cash equivalents at December  31, 2017 (2016: $4.4 million) $2.2 million was held in GEP’s restricted accounts (December 31, 2016: $nil).  In the year ended December 31, 2017 PIK Bonds of $17.6 million and $2.1 million were issued under the Senior Bonds  and Super Senior Bonds agreements, respectively, to pay semi‐annual coupon interest which came due in the year  ended December 31, 2017.  11                SELECTED QUARTERLY FINANCIAL INFORMATION  The following is a summary of selected quarterly financial information for the Company:  (In $000, except per share data)  Continuing operations  Revenues  Cost of goods sold  Service fee income  General and admin. expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation  Finance cost   Finance income  Income tax expense  Dec 31 2017 Sep 30 2017 For the quarter ended  Dec 31 2016 Mar 31 2017 Jun 30 2017 Sep 30 2016 Jun 30 2016 Mar 31 2016 13,907 (9,426) ‐ (966) ‐ ‐ (5,802) 361 (14) 3,782 (4,583) ‐ (1,637) ‐ (8) (3,436) 525 (36) ‐ ‐ ‐ (818) ‐ (8) (1,482) 439 (14) ‐ ‐ ‐ (1,090) (11) (10) (1,503) 352 (21) ‐ ‐ ‐ (805) (57) (11) (1,422) 509 (14) ‐ ‐ 90 (695) (58) (12) (1,393) 16 (14) ‐ ‐ 30 (1,009) (58) (11) (1,443) 12 (15) ‐ ‐ ‐ (1,302) (76) (11) (1,402) 21 (26) Net loss  (1,940) (5,393) (1,883) (2,283) (1,800) (2,066) (2,494) (2,796)  Basic and diluted net  loss in $ per share  (0.001) (0.002) (0.001) (0.001) (0.001) (0.001) (0.001) (0.002) Summary of Principal Changes in the Fourth Quarter Financial Information  In  the  fourth  quarter  of  2017  production  from  the  Atrush  Block  and  work  on  the  Atrush  development  program  continued. The net loss was primarily driven by a negative margin on Atrush oil sales resulting principally from six  months of full operating costs during production ramp up, general and administrative expenses and finance cost, the  substantial portion of which were expensed borrowing costs on the Company’s Senior Bonds and Super Senior Bonds.  These expenses have been slightly offset by interest income on Atrush cost loans to the KRG and interest on cash held  in short term deposits.  LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES  Working capital at December 31, 2017 was negative $155.6 million compared to $3.0 million at December 31, 2016.  As explained in the Company’s cash flow statement during the year 2017 the overall cash position of the Company  increased by $0.8 million compared to a decrease in cash of $27.5 million during the year 2016. The main components  of the movement in funds are discussed in the following paragraphs.  The operating activities of the Company during the year 2017 resulted in a decrease in the cash position of $8.8 million  compared to a decrease of $6.9 million in the cash position in the prior year. The decrease in the cash position is  explained  by  a  net  loss  of  $11.5  million  which  was  offset  by  $2.68  million  of  net  positive  cash  adjustments  from  working capital items and non‐cash expenses.  Net cash outflows to investing activities in 2017 were $16.7 million compared to cash outflows of $36.8 million last  year.  Substantially  all  the  cash  outflows  to  investing  activities  in  2017  relate  to  investment  in  the  Atrush  Block  development work program, and was comprised of $8.6 million in respect of the Company’s participating interest in  the development program relating to the Atrush PSC and $8.1 million in respect of loans to the KRG to fund a portion  of the Atrush Feeder Pipeline and other Atrush development costs. Offsetting these investment cash outflows were  cash  inflows  of  $2.8  million  in  loan  repayments  by  the  KRG  and  interest  payments  on  interest  bearing  cash  and  investments.  The Company had net cash inflows of $26.4 million from financing activities in 2017 compared to $16.2 million in the  comparable  period  in  2016.  The  cash  inflows  relate  entirely  to  the  issuance  of  common  shares  of  the  Company  pursuant  to  the  Private  Placement  conducted  in  January  2017.  Refer  also  to  the  discussion  above  under  the  “Outstanding Share Data and Stock Options” section of this MD&A.  12                                   At December 31, 2017 ShaMaran held cash and cash equivalents of $5.3 million, of which an amount of $2.2 million  was restricted under the Company’s bond agreements. Combined cash flows from management forecasts of Atrush  oil sales, spending on Atrush development, bond coupon interest and technical and administrative costs in support  of Atrush operations is projected to result in net cash inflows of $32 million for the 12 months ended December 31,  2018. The oil sales volume assumptions reflect production at a rate of 27,000 barrels of oil per day in 2018, which is  consistent with Atrush production rates up to the date these financial statements were approved, and that all crude  oil produced from Atrush will be delivered, sold and paid for in accordance with the terms of the Atrush PSC and  collected within three months following the month of production. The forecasted revenue cash flows are based on  Dated Brent forward contract prices as of the balance sheet date and a $15.73 discount for transportation costs and  oil quality differentials consistent with the agreement for the sale of Atrush oil exports between the Atrush Non‐ Government Contractors and the KRG. The timing and extent of Atrush development costs is based on the Operator’s  latest forecasts for the Atrush work program while the technical and administrative support costs are management’s  latest estimates for these forthcoming requirements.   The Company is considering alternatives for refinancing its $186 million of outstanding bonds and is confident that it  will secure sufficient funding before the bonds mature in November 2018. Accordingly, the $32 million of projected  2018 cash inflows does not include any cash outflows associated with repayment of the maturing bond principal.  Should there be delays to the forecasted receipt of cash from the sale of oil exports or in the magnitude of those cash  receipts, which are under the control of the KRG, and the Company was unable to defer certain planned cost activities,  the Company could require additional liquidity in the next 12 months to fund the forecasted Atrush operating and  development  costs  thereafter.  Failure  to  meet  development  commitments  could  put  the  Atrush  PSC  and  the  Company’s bond agreements at risk of forfeiture.  In case the Company could not secure external financing in sufficient amount and in time to meet its obligations as  they  come  due,  the  Company  may  be  required  to  take  measures  such  as  divestment  of  assets  and  or  further  renegotiation of its existing debt. Should this not be successful, there is a risk that the Company would be subject to  a partial or complete reorganization, or that the Company is declared bankrupt. The potential that the Company’s  financial  resources  are  insufficient  to  fund  its  appraisal,  development  and  production  activities  for  the  next  12  months, particularly in case the Company is unable to finance the maturing bonds when they come due and or there  are any unforeseen delays in receipt of funds from oil sales, indicates a material uncertainty which may cast significant  doubt over the Company’s ability to continue as a going concern.  OUTSTANDING SHARE DATA AND STOCK OPTIONS  On  January  30,  2017  the  Company  completed  the  issue  of  360  million  common  shares  of  ShaMaran  on  a  private  placement basis (the “Private Placement”) at a price per share of CAD 0.10 (equal to SEK 0.67) which resulted in gross  proceeds  to  the  Company  of  $27.3  million  ($26.4  million  net  of  transaction  related  costs).    Zebra  Holdings  and  Investments SARL, Lorito Holdings SARL and Lundin Petroleum BV, the Company’s major shareholders, subscribed for  43,463,618 shares, 16,984,621 shares and 17,800,000 shares, respectively, in the Private Placement.    The Company had 2,158,631,534 outstanding shares at December 31, 2017 and at the date of this MD&A.  At December 31, 2017 there were 28,165,000 stock options outstanding under the Company’s employee incentive  stock option plan, there is no change from the stock options outstanding at December 31, 2016. No stock options  were forfeited or exercised in 2017 (2016: 25,000 expired). There has been no further movement in stock options  from December 31, 2017 to the date of this MD&A.  The Company has no warrants outstanding.  OFF BALANCE SHEET ARRANGEMENTS  The Company has no off‐balance sheet arrangements.  13                        RELATED PARTY TRANSACTIONS  In $000  Purchases of services during the year Amounts owing at December 31, Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Total  2017 2016   2017 2016 204 50 45 299 299 99 44 442 18 ‐ ‐ 18 24 1 ‐ 25 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, 2017 of $204 (2016: $299) were comprised of  office rental, administrative and building services of $177 (2016: $268), investor relations services of $26 (2016: $28)  and technical service costs of $1 (2016: $3).   Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  affiliated  with  a  shareholder  of  the  Company  and  has  provided corporate administrative support and investor relations services to the Company.  McCullough O’Connor Irwin LLP is a law firm in which an officer of the Company is a partner and has provided legal  services to the Company.  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.  Also refer to the discussion under the “Outstanding Share Data and Stock Options” section above.  COMMITMENTS AND CONTINGENCIES  Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran holds a 20.1% direct interest in the Atrush PSC through GEP. TAQA is the Operator with a 39.9% direct  interest, the KRG holds a 25% direct interest and MOKDV holds a 15% direct interest. Under the terms of the 4th PSC  Amendment and the Facilitation Agreement the Non‐Government Contractors have agreed to pay their pro‐rata share  of the Feeder Pipeline costs and of the KRG’s share of Atrush development costs up to the commencement of oil  exports from Atrush.  Thereafter these costs will be reimbursed to the Non‐Government Contractors.  Under the terms of the Atrush 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  Atrush PSC. All modifications to the Atrush 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.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, 2017 the outstanding commitments of the Company were as follows:  In $000  For the year ended December 30,  Atrush Block development   Office and other  Total commitments  2018 32,657 40 32,697 2019 120 ‐ 120 2020 Thereafter 120 ‐ 120 1,448 ‐ 1,448 Total 34,345 40 34,385 Amounts  relating  to  Atrush  Block  development  represent  the  Company’s  unfunded  paying  interest  share  of  the  approved 2018 work program and other obligations under the Atrush PSC.  Under the terms of the Atrush PSC the Company will owe a share of production bonuses payable to the KRG when  cumulative  oil  production  from  Atrush  reaches  production  milestones  defined  in  the  Atrush  PSC  as  follows:  $8.3  million at 10 million barrels (ShaMaran share: $2.2 million); $13.3 million at 25 million barrels (ShaMaran share: $3.6  million); and $23.3 million at 50 million barrels (ShaMaran share: $6.2 million).  14                            PROPOSED TRANSACTIONS  The Company had no transactions pending at the date of this MD&A.   However, as part of its normal business, the  Company continues to evaluate new opportunities.   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 as  required. Actual results could differ from these estimates and differences could be material.  New Accounting Standards  There are no IFRS or interpretations that have been issued effective for financial years beginning on or after January 1,  2017 that would have a material impact 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.   IFRS 9: Financial Instruments ‐ Classification and Measurement, will replace IAS 39 “Financial Instruments: Recognition  and  Measurement”.  IFRS  9  introduces  a  revised  model  for  classification  and  measurement,  a  forward‐looking  “expected loss” impairment model and a substantially reformed approach to hedge accounting. IFRS 9 is effective for  annual periods beginning on or after January 1, 2018, with earlier adoption permitted. The Company plans to adopt  the standard beginning January 1, 2018. The Company has reviewed its financial assets and liabilities and has made  the following conclusions from the adoption of the new standard on January 1, 2018:   There will be no impact on the Company’s accounting for financial liabilities, as the new requirements only affect  the accounting for financial liabilities that are designated at fair value through profit or loss and the Group does  not have any such liabilities. The derecognition rules have been transferred from IAS 39 Financial Instruments:  Recognition and Measurement and have not been changed.    The  new  hedge  accounting  rules  will  align  the  accounting  for  hedging  instruments  more  closely  with  risk  management practices. The Company currently has no hedging instruments.  The new impairment model requires the recognition of impairment provisions based on expected credit losses  (ECL) rather than only incurred credit losses as is the case under IAS 39. It applies to financial assets classified at  amortised cost, debt instruments measured at Fair Value through other comprehensive income (FVOCI), contract  assets under IFRS 15, lease receivables, loan commitments and certain financial guarantee contracts. Based on  the assessments undertaken to date, the Company expects that there will be no resulting material changes to  the trade debtor amounts reported in its financial statements.  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  contracts,  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 Company plans to adopt  the  new  standard  when  it  comes  into  effect  for  reporting  periods  following  January  1,  2018.  The  Company  has  assessed the impact of implementing IFRS 15 and anticipates that it will not have a material effect on its financial  statements  IFRS  16:  Leases  will  replace  IAS  17  Leases  and  requires  assets  and  liabilities  arising  from  all  leases,  with  some  exceptions, to be recognized on the balance sheet. The new standard will be effective for annual periods beginning  on or after January 1, 2019.   The Company currently has no outstanding leases.  15                      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 assessment.  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 if 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 and probable 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 and  probable  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 and probable 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 exists to indicate that, although a development in the specific area is likely to proceed, the carrying  amounts of E&E and oil and gas assets 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 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. 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.  A substantial portion of the Company’s exploration and development activities are conducted jointly with others.  16            RESERVES AND RESOURCE ESTIMATES   The Company engaged McDaniel to evaluate 100% of the Company’s reserves and resource data at December 31,  2017. The conclusions of this evaluation have been presented in a Detailed Property Report which has been prepared  in  accordance  with  standards  set  out  in  the  Canadian  National  Instrument  NI  51‐101  and  Canadian  Oil  and  Gas  Evaluation Handbook (“COGEH”).  The Company’s crude oil reserves as of December 31, 2017 were, based on the Company’s working interest of 20.1  percent in the Atrush Block, estimated to be as follows:  Company estimated reserves (diluted)  As of December 31, 2017  Proved  Developed  Proved  Undeveloped Total  Proved  Probable  Total Proved  & Probable  Possible  Total Proved,  Probable &  Possible  Light/Medium Oil (Mbbl)(1)  Gross(2)  Net(3)  Heavy Oil (Mbbl)(1)  Gross(2)  Net(3)  4,211  2,975  ‐  ‐  3,026 1,673  282 181  7,237 4,648  12,385 6,347  282 181  745 394  19,622  10,996  1,026  575  12,020  31,641 3,999  14,995  685  236  1,711 811  Notes:  (1) The Atrush Field contains crude oil of variable density. Fluid type is classified according to COGEH: Light/Medium Oil is based on density less than 920  kg/m3 and Heavy Oil is between 920 and 1000 kg/m3.  (2) Company gross reserves are based on the Company’s 20.1 percent working interest share of the property gross reserves.  (3) Company net reserves are based on Company share of total Cost and Profit Revenues. Note, as the government pays income taxes on behalf of the  Company out of the government's profit oil share, the net reserves were based on the effective pre‐tax profit revenues by adjusting for the tax rate.  The Company’s crude oil and natural gas contingent resources as of December 31, 2017 were estimated to be as  follows, based on a Company working interest of 20.1 percent in the Atrush Block:  Company estimated contingent resources (diluted) (1) (2)(4)(5)  As of December 31, 2017  Light/Medium Oil (Mbbl)(3)  Gross  Heavy Oil (Mbbl)(3)  Gross  Natural Gas (MMcf)  Gross  Low Estimate (1C)  Best Estimate  (2C)  High Estimate  (3C)  Risked Best    Estimate  13,627  13,820  15,398  11,056  21,479  45,710  74,948  36,568  5,121  9,426  14,769  471  Notes:  (1) Based on a 20.1 percent Company working interest share of the property gross resources.  (2) There is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the resources.  (3) The Atrush Field contains crude oil of variable density.  Fluid type is classified according to COGEH: Light/Medium Oil is based on density less than 920  kg/m3 and Heavy Oil is between 920 and 1000 kg/m3.  (4) These are unrisked contingent resources that do not account for the chance of development which is defined as the probability of a project being  commercially viable. Quantifying the chance of development requires consideration of both economic contingencies and other contingencies, such as  legal, regulatory, market access, political, social license, internal and external approvals and commitment to project finance and development timing.  As many of these factors are extremely difficult to quantify, the chance of development is uncertain and must be used with caution. The chance of  development was estimated to be 80 percent for the Crude Oil and 5 percent for the Natural Gas.  (5) The contingent resources are sub‐classified as “development unclarified” with an “undetermined” economic status.  The contingent resources represent the likely recoverable volumes associated with further phases of development  after Phase 1 which differ from reserves mainly due to the uncertainty over the future development plan which will  depend in part on further field appraisal and Phase 1 production performance.   Prospective resources have not been re‐evaluated since December 31, 2013.  17                                            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  after 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.   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.  FINANCIAL INSTRUMENTS  The Company’s financial instruments currently consist of cash, cash equivalents, advances to joint operations, 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  to sell or repurchase 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 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  and  are  classified  as  financial  assets  when  the  Company  has  a  right  to  cash  collection.  If  collection of the amounts is expected in one year or less they are classified as current assets. If not, they are  presented as non‐current assets. 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.  18              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. A decline  in  the price  of  ICE  Brent Crude  oil,  a  reference  in determining the  price  at  which  the  Company can  sell  future  oil  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.  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 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.  Interest  rate  risk:  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 GEP’s outstanding Senior Bonds and Super Senior Bonds. However, the Company is not exposed  to interest rate risks associated with the bonds as the interest rate is fixed.  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, loans and  receivables 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.  19          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 to finance its activities for limited periods. The Company  seeks  to  acquire  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 Form,  which is available for viewing both on the Company’s web‐site at www.shamaranpetroleum.com and on SEDAR at  www.sedar.com, under the Company’s profile.  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: ShaMaran’s assets and operations are 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 Company 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.   Events in Kurdistan since the independence referendum held on September 25, 2017 have reduced the autonomy of  Kurdistan Regional Government in favour of the Iraq federal government, in particular, to control and manage entry  into, and exit from, Kurdistan of people, goods and services. There is a risk that the level of authority of the KRG, and  corresponding systems previously in place, continue to be transferred to the Iraq federal government. Changes to the  incumbent political regime could result in delays in operations and additional costs which could materially adversely  impact  the  operations  and  future  prospects  of  the  Company  and  could  have  a  material  adverse  effect  on  the  Company's business and financial condition. Refer also to the discussion in the section below under “Risks associated  with petroleum contracts in Iraq.”  20              International boundary disputes: Although Kurdistan 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 KRG. 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 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 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  clean‐up,  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.  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.  Worldwide crude oil commodity prices are expected to remain volatile in the near future as a result of global supply  and demand balances, actions taken by the Organization of the Petroleum Exporting Countries ("OPEC"), and ongoing  global  credit  and  liquidity  concerns.  This  volatility  may  affect  the  Corporation's  ability  to  obtain  equity  or  debt  financing on acceptable terms.  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. There is  currently  no  assurance  that  production  sharing  contracts  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 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 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 PSC.   21              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 production  sharing  contracts.  However,  it  is  possible  that  the  arrangements  under  the  production  sharing  contracts  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.   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. 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.   Payments  for  oil  exports:    Companies  who  have  exported  oil  from  Kurdistan  since  the  year  2009  have  reported  significant amounts outstanding for past oil exports. Cash payments to oil companies for oil exported from Kurdistan  has been under control of the KRG since the beginning of exports in 2009.  Since February 1, 2016, when the KRG  announced an interim measure whereby monthly payments to oil companies would be made based on an agreed  mechanism,  the  KRG  has  established  a  relatively  consistent  record  of  delivering  regular  monthly  payments  to  oil  companies for their entitlement revenues in respect of monthly petroleum production, with producers’ most recent  reports indicating having received in February 2018 full payments for November 2017 oil exported.  Nevertheless  there remains a risk that the Company may face significant delays in the receipt of cash for its entitlement share of  future oil exports.  Paying interest: On November 7, 2016 the KRG exercised its back‐in right under the terms of the Atrush PSC and  acquired a 25% participating interest. Upon the commencement of oil production exports from Atrush the KRG is  required to pay its share of project development costs. There is a risk that the Contractors may be exposed to fund  the KRG share of future project development costs.  Default under the Atrush PSC and Atrush JOA: Should the Company fail to meet its obligations under the Atrush 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  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 Atrush 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 the Atrush PSC: The Atrush 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 Atrush PSC.   22            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 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.   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  industry  implemented  health,  safety  and  environment  policies  since  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.   incorporation,  complies  with  its  Risk relating to community relations / labour disruptions: The Company’s operations may be 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 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 PSC to recover through cash payments from future petroleum production. No such  audit yet 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 PSC. If such parties were  to breach the terms of the Atrush PSC or any other documents relating to the Company’s interest in the Atrush PSC,  it could cause the KRG to revoke, terminate or adversely amend the Atrush PSC.   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 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.   Early  stage  of  development:  ShaMaran  has  conducted  oil  and  gas  exploration  and  development  activities  in  Kurdistan for approximately seven 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.   23      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 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 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: Because of general economic uncertainties and, in particular, the potential 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.  Uncertainty in financial markets: In the future the Company is expected to require financing to grow its business. The  uncertainty  which  has  periodically  affected  the  financial  markets  in  recent  years  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.   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 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 Bonds and Super Senior Bonds  Possible  termination  of  Atrush  PSC  /  bond  agreements  in  event  of  default  scenario:  Should  GEP  default  its  obligations under either of the bond agreements GEP may also not be able to fulfil its obligations under the Atrush  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 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 agreements. 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.  24              Ability to service indebtedness: GEP’s ability to make scheduled payments on or to refinance its obligations under  the bond agreements 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 agreements.  Significant operating and financial restrictions: The terms and conditions of the bond agreements 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 agreements. A breach of any of the covenants and restrictions could result in an event of default  under the bond agreements.  Mandatory  prepayment  events:  Under  the  terms  of  the  bond  agreements  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  PSC  or  (iv)  an  event  of  default  occurs  under  either  of  the  bond  agreements.  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 the bonds which could, among other things, result in an event of default  under the bond agreements.  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 a project is actually developed.   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,”  “outlook”,  “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 Company.   Except  as  required  by  applicable  securities  legislation  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.  Reserves and resources: ShaMaran Petroleum Corp.'s reserve and contingent resource estimates are as at December  31, 2017, and have been prepared and audited in accordance with National Instrument 51‐101 Standards of Disclosure  for Oil and Gas Activities ("NI 51‐101") and the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook ("COGE Handbook"). Unless  otherwise  stated,  all  reserves  estimates  contained  herein  are  the  aggregate  of  "proved  reserves"  and  "probable  reserves", together also known as "2P reserves". Possible reserves are those additional reserves that are less certain  to be recovered than probable reserves. There is a 10% probability that the quantities actually recovered will equal  or exceed the sum of proved plus probable plus possible reserves.  25              Contingent resources: Contingent resources are those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be  potentially recoverable from known accumulations using established technology or technology under development,  but are not currently considered to be commercially recoverable due to one or more contingencies. Contingencies  may include factors such as economic, legal, environmental, political and regulatory matters or a lack of markets.  There is no certainty that it will be commercially viable for the Company to produce any portion of the contingent  resources.  BOEs: BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of 6 Mcf per 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.  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 .  26          ShaMaran Petroleum Corp.  Audited Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017   27 9 March 2018 Independent Auditor’s Report To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp. We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum Corp., which comprise the Consolidated Balance Sheet as at 31 December 2017 and 31 December 2016 and the Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Cash Flows for the years ended 31 December 2017 and 31 December 2016, and the related notes including a summary of significant accounting policies. Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements in accordance with International Financial Reporting Standards, and for such internal control as management determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error. Auditor’s responsibility Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audits. We conducted our audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards require that we comply with ethical requirements and plan and perform the audits to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free from material misstatement. 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 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 preparation and fair presentation of the consolidated financial statements in order to design audit procedures that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control. An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that the audit evidence we have obtained in our audits is sufficient and appropriate to provide a basis for our audit opinion. Opinion In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the Consolidated Balance Sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 December 2017 and 31 December 2016 and its financial performance and its cash flows for the years ended 31 December 2017 and 31 December 2016 in accordance with International Financial Reporting Standards. PricewaterhouseCoopers SA, Avenue Giuseppe-Motta 50 CH-1211 Genève 2, Switzerland Telephone: +41 58 792 91 00, Facsimile: +41 58 792 91 10, www.pwc.ch PricewaterhouseCoopers SA is a member of the global PricewaterhouseCoopers network of firms, each of which is a separate and independent legal entity. 28Emphasis of matter – going concern Without qualifying our opinion, we draw attention to Note 2 in the financial statements which describes matters and conditions that indicate the existence of a material uncertainty that may cast significant doubt about the corporation's ability to continue as a going concern. PricewaterhouseCoopers SA Luc Schulthess LLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLLucucucucuc ScScScScSSSScSSSSSSSSSS hhuhuhuhuhultltltltlthehehehehessssssssss Colin Johnson CoCoCoCoColililililin nnnn JoJoJoJoJohnhnhnhnhnhhhhhhhhhhhhhhhhnnsososososonnnnn 29SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Comprehensive Income  (Expressed in thousands of United States dollars, except for per share data)  ______________________________________________________________________________  Revenues  Cost of goods sold:     Lifting costs     Other costs of production     Depletion  Gross margin on oil sales  Service fee income  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  General and administrative expense  Loss from operating activities  Finance income  Finance cost  Net finance cost  Loss before income tax expense   Income tax expense   Loss for the year  Other comprehensive income  Items that may be reclassified to profit or loss:    Currency translation differences  Items that will not be reclassified to profit or loss:    Actuarial (loss) / gain on defined pension plan  Total other comprehensive income  Note 6  7  7  7  8  9  10  For the year ended December 31,  2016 2017 17,689 (5,547) (834) (7,628) 3,680 ‐ (11) (26) (4,511) (868) 1,649 (12,195) (10,546) (11,414) (85) (11,499) 31 (13) 18 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 120 (249) (45) (3,811) (3,985) 484 (5,586) (5,102) (9,087) (69) (9,156) 22 15 37 Total comprehensive loss for the year  (11,481) (9,119) Loss in dollars per share:  Basic and diluted  17  (0.01) (0.01) The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.   30                                                                                                                                                                                           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Balance Sheet  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________                                   As at December 31,  Note 2017 2016 Assets  Non‐current assets   Property, plant and equipment  Intangible assets  Loans and receivables  Current assets  Loans and receivables  Cash and cash equivalents, unrestricted  Cash and cash equivalents, restricted  Other current assets   Total assets  Liabilities and equity  Current liabilities  Borrowings  Accounts payable and accrued expenses  Accrued interest expense on bonds  Non‐current liabilities  Provisions  Pension liability  Borrowings  Total liabilities  Equity  Share capital   Share based payments reserve   Cumulative translation adjustment  Accumulated deficit   Total equity  Total liabilities and equity  11  12  13  13  15  15  14  15  16  19  15  17  184,921 89,119 44,696 318,736 32,277 3,094 2,162 212 37,745 356,481 185,692 4,827 2,799 193,318 9,427 1,781 ‐ 11,208 204,526 637,538 6,495 (30) (492,048) 151,955 356,481 174,658 89,007 46,114 309,779 7,252 4,416 ‐ 224 11,892 321,671 ‐ 6,434 2,503 8,937 8,869 1,670 165,129 175,668 184,605 611,179 6,484 (61) (480,536) 137,066 321,671 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  31                                                                              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Changes in Equity  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Share  capital Share based  payments  reserve Cumulative translation  adjustment Accumulated  deficit Total  Balance at January 1, 2016  593,179 6,235 (83) (471,395) 127,936 Total comprehensive loss for the year:  Loss for the year  Other comprehensive income  ‐ ‐ ‐ Transactions with owners in their capacity as owners:  Share based payments expense  Shares issued  ‐ 18,000 18,000 ‐ ‐ ‐ 249 ‐ 249 ‐ 22 22 ‐ ‐ ‐ (9,156) 15 (9,141) ‐ ‐ ‐ (9,156) 37 (9,119) 249 18,000 18,249 Balance at December 31, 2016  611,179 6,484 (61) (480,536) 137,066 Total comprehensive loss for the year:  Loss for the year  Other comprehensive income / (loss)  ‐ ‐ ‐ Transactions with owners in their capacity as owners:  Share based payments expense  Shares issued on private placement  Transaction costs  ‐ 27,281 (922) 26,359 ‐ ‐ ‐ 11 ‐ ‐ 11 ‐ 31 31 ‐ ‐ ‐ ‐ (11,499) (13) (11,512) ‐ ‐ ‐ ‐ (11,499) 18 (11,481) 11 27,281 (922) 26,370 Balance at December 31, 2017  637,538 6,495 (30) (492,048) 151,955 The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  32                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Cash Flows   (Expressed in thousands of United States dollars)  ___________________________________________________________________________  Note  For the year ended December 31,  2016 2017   9  Operating activities  Loss for the year  Adjustments for:  Interest expense on borrowings – net  Depreciation, depletion and amortisation expense  Foreign exchange loss  Share based payments expense  Unwinding discount on decommissioning provision  Actuarial (loss) / gain on pension plan  Interest income  Changes in pension liability  Changes in other current assets  Changes in current tax liabilities  Changes in accounts payable and accrued expenses  Changes in accounts receivables on Atrush oil sales  Net cash outflows to operating activities  Investing activities  Loans and receivables – payments received  Interest received on cash deposits  Purchases of intangible assets  Purchase of property, plant and equipment  Loans and receivables – payments issued  Net cash outflows to investing activities  Financing activities  Proceeds from shares issued   Share issue related transaction costs  Proceeds from shares issued   Bond transaction costs  Net cash inflows from financing activities  Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents  Change in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents, beginning of the year  Cash and cash equivalents, end of the year  *Inclusive of restricted cash  15  (11,499) 12,089 7,654 102 11 4 (13) (1,649) 37 12 ‐ (1,607) (13,957) (8,816) 2,806 107 (82) (8,621) (10,914) (16,704) 27,281 (922) ‐ ‐ 26,359 1 840 4,416 5,256 2,162 (9,156) 5,518 45 ‐ 249 68 15 (484) (18) (24) (31) (3,126) ‐ (6,944) ‐ 44 (7) (32,073) (4,769) (36,805) ‐ ‐ 17,000 (777) 16,223 21 (27,505) 31,921 4,416 ‐ The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  33                                                                                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (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 Stockholm First North Exchange (Sweden) under the symbol “SNM”.  The Company is engaged in the business of oil and gas exploration and development and is currently in the first phase  of the development program in respect of the Atrush Block production sharing contract (“Atrush PSC”) related to a  petroleum  property  located  in  the  Kurdistan  Region  of  Iraq  (“Kurdistan”).  Oil  production  on  the  Atrush  Block  commenced on July 3, 2017.  2. Basis of preparation and going concern  a. Basis of preparation  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  that  are  effective  beginning  on  January  1,  2017,  under  the  historical  cost  convention.  The  significant  accounting policies of the Company have been applied consistently throughout the year. The policies applied in these  financial statements are based on IFRS which were outstanding and effective as of March 8, 2018, the date these  consolidated financial statements were approved and authorised for issuance by the Company’s board of directors  (“the Board”).   b. Going concern  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. Management has applied significant judgment in preparing forecasts supporting the going concern  assumption. Specifically, management has made assumptions regarding projected oil sale volumes and pricing, and  the timing and extent of capital, operating, and general and administrative expenditures.   At December 31, 2017 ShaMaran held cash and cash equivalents of $5.3 million, of which an amount of $2.2 million  was restricted under the Company’s bond agreements. Combined cash flows from management forecasts of Atrush  oil sales, spending on Atrush development, bond coupon interest and technical and administrative costs in support of  Atrush operations is projected to result in net cash inflows of $32 million for the 12 months ended December 31,  2018. The oil sales volume assumptions reflect production at a rate of 27,000 barrels of oil per day in 2018, which is  consistent with Atrush production rates up to the date these financial statements were approved, and that all crude  oil produced from Atrush will be delivered, sold and paid for in accordance with the terms of the Atrush PSC and  collected within three months following the month of production. The forecasted revenue cash flows are based on  Dated Brent forward contract prices as of the balance sheet date and a $15.73 discount for transportation costs and  oil  quality  differentials  consistent  with  the  agreement  for  the  sale  of  Atrush  oil  exports  between  the  Atrush  Non‐ Government  Contractors  and  the  Kurdistan  Regional  Government  (“KRG”).  The  timing  and  extent  of  Atrush  development costs is based on the Operator’s latest forecasts for the Atrush work program while the technical and  administrative support costs are management’s latest estimates for these forthcoming requirements.   The Company is considering alternatives for refinancing its $186 million of outstanding bonds and is confident that it  will secure sufficient funding before the bonds mature in November 2018. Accordingly, the $32 million of projected  2018 cash inflows does not include any cash outflows associated with repayment of the maturing bond principal.  Should there be delays to the forecasted receipt of cash from the sale of oil exports or in the magnitude of those cash  receipts, which are under the control of the KRG, and the Company was unable to defer certain planned cost activities,  the Company could require additional liquidity in the next 12 months to fund the forecasted Atrush operating and  development  costs  thereafter.  Failure  to  meet  development  commitments  could  put  the  Atrush  PSC  and  the  Company’s bond agreements at risk of forfeiture.  34           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  In case the Company could not secure external financing in sufficient amount and in time to meet its obligations as  they  come  due,  the  Company  may  be  required  to  take  measures  such  as  divestment  of  assets  and  or  further  renegotiation of its existing debt. Should this not be successful, there is a risk that the Company would be subject to  a partial or complete reorganization, or that the Company is declared bankrupt. The potential that the Company’s  financial resources are insufficient to fund its appraisal, development and production activities for the next 12 months,  particularly in case the Company is unable to finance the maturing bonds when they come due and or there are any  unforeseen delays in receipt of funds from oil sales, indicates a material uncertainty which may cast significant doubt  over the Company’s ability to continue as a going concern. These consolidated financial statements do not include the  adjustments that would result if the Company is unable to continue as a going concern.  Refer also to Notes 15 and 21.  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 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) Interest in joint operations  A  joint  operation  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 operation arrangements directly, the Company’s share of  jointly  controlled  operations  and  any  liabilities  incurred  jointly  with  other  joint  operations  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 operations are accounted for on  an accrual basis. Income from the sale or use of the Company’s share of the output of jointly controlled operations  and its share of the joint operations 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.   (c) 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.  35       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (d) 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.   (e) 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.   (f) 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.  36     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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  (g) 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.   Depletion of oil and gas assets:  Oil and gas assets are depleted using the unit of production method based on proved and probable reserves using  estimated  future  prices  and  costs  and  accounting  for  future  development  expenditures  necessary  to  bring  those  reserves into production. The reserves correspond to the Company’s entitlement to oil under the terms of the PSC.  Changes to depletion rates due to changes in reserve quantities and estimates of future development expenditure  are reflected prospectively.  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  37   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (h) 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 exists to indicate that, although a development in the specific area is likely to proceed, the carrying  amount of either of the E&E or the oil and gas assets 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 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. 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.   (i) 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.   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 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 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  and  are  classified  as  financial  assets  when  the  Company  has  a  right  to  cash  collection.  If  collection  of  the  amounts  is  expected  in  one  year  or  less  they  are  classified  as  current  assets.  If  not,  they  are  presented as non‐current assets. 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.   38     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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 measurable 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 carrying amount of  the loan or receivable and the present value of the estimated future cash flows discounted using the instrument’s  effective interest rate.   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.   (j) 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 within three months or less from the acquisition  date.   (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.   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 based on 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 can 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.   39     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Deferred income tax is calculated at the tax rates that are expected to apply in the year when the deferred tax liability  is settled or the asset is 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.   Income tax arising from the Company’s activities under production sharing contracts is settled by the KRG at no cost  and on behalf of the Company. However, the Company is not able to measure the tax that has been paid on its behalf  and consequently revenue is not reported gross of income tax paid.  (m) Provisions  Provisions are recognised when the Company has a present obligation, legal or constructive, due to 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, accounting for 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.   (n) Pension obligations  The Company’s Swiss subsidiary, ShaMaran Services SA, has a defined benefit pension plan that is managed through  a private pension plan. Independent actuaries determine the cost of the defined benefit plan on an annual basis, and  ShaMaran  Services  SA  pays  the  annual  insurance  premium.  The  pension  plan  provides  benefits  coverage  to  the  employees  of  ShaMaran  Services  SA  in  the  event  of  retirement,  death  or  disability.  ShaMaran  Services  SA  and  its  employees jointly finance retirement and risk benefits. Employees of ShaMaran Services SA pay 40% of the savings  contributions,  of  the  risk  contributions  and  of  the  cost  contributions  and  ShaMaran  Services  SA  contributes  the  difference between the total of all required pension plan contributions and the total of all employees’ contributions.  (o) 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.  (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. The total expense is recognised  over vesting period, which is the period over which all conditions to entitlement are to be satisfied. 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.  40   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (q) Revenue recognition  Sales of oil Production:  Revenue for sales of oil is recognised when the significant risks and rewards of ownership are deemed to have been  transferred to the KRG, the amount can be measured reliably and it is assessed as probable that economic benefit  associated with the sale will flow to the Company. This occurs when oil reaches the delivery point at the Atrush Block  boundary in route to the KRG’s main export pipeline.   Revenue is recognised at fair value. The fair value is comprised of the Company’s entitlement production due under  the terms of the Atrush Joint Operating Agreement and the Atrush PSC which has two principal components: cost oil,  which is the mechanism by which the Company recovers qualifying costs it has incurred in exploring and developing  an asset, and profit oil, which is the mechanism through which profits are shared between the Company, its partners  and  the  KRG.  The  Company  pays  capacity  building  payments  on  profit  oil,  which  are  due  for  payment  once  the  Company has received the related profit oil proceeds. Profit oil revenue is reported net of any related capacity building  payments.   The Company’s oil sales are made to the KRG under the terms of a sales agreement which allows for Atrush oil volumes  to be sold to the KRG at the Atrush Block boundary at a discount to the Dated Brent oil price for estimated oil quality  adjustments and all local and international transportation costs.  Interest income:  Interest income is recognised when it is probable that the economic benefits associated with the transaction will flow  to the entity and the amount of the income can be measured reliably. Interest income is recognised using the effective  interest method. The effective interest rate exactly discounts estimated future cash payments or receipts through the  expected life of the financial instrument or, when appropriate, a shorter period to the net carrying amount of the  financial asset or financial liability.  (r) Changes in accounting policies  There are no IFRS or interpretations that have been issued effective for financial years beginning on or after January  1, 2017 that would have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.  (s) Accounting standards issued but not yet applied  New accounting standards which will come into effect for annual periods beginning on or after January 1, 2018 are  discussed below.   IFRS 9: Financial Instruments ‐ Classification and Measurement, will replace IAS 39 “Financial Instruments: Recognition  and  Measurement”.  IFRS  9  introduces  a  revised  model  for  classification  and  measurement,  a  forward‐looking  “expected loss” impairment model and a substantially reformed approach to hedge accounting. IFRS 9 is effective for  annual periods beginning on or after January 1, 2018, with earlier adoption permitted. The Company plans to adopt  the standard beginning January 1, 2018. The Company has reviewed its financial assets and liabilities and has made  the following conclusions from the adoption of the new standard on January 1, 2018:   There will be no impact on the Company’s accounting for financial liabilities, as the new requirements only affect  the accounting for financial liabilities that are designated at fair value through profit or loss and the Group does  not have any such liabilities. The derecognition rules have been transferred from IAS 39 Financial Instruments:  Recognition and Measurement and have not been changed.   The  new  hedge  accounting  rules  will  align  the  accounting  for  hedging  instruments  more  closely  with  risk  management practices. The Company currently has no hedging instruments.   The new impairment model requires the recognition of impairment provisions based on expected credit losses  (ECL) rather than only incurred credit losses as is the case under IAS 39. It applies to financial assets classified at  amortised cost, debt instruments measured at Fair Value through other comprehensive income (FVOCI), contract  assets under IFRS 15, lease receivables, loan commitments and certain financial guarantee contracts. Based on the  assessments undertaken to date, the Company expects that there will be no resulting material changes to the  trade debtor amounts reported in its financial statements.  41   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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  contracts,  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 Company plans to adopt  the  new  standard  when  it  comes  into  effect  for  reporting  periods  following  January  1,  2018.  The  Company  has  assessed the impact of implementing IFRS 15 and anticipates that it will not have a material effect on its financial  statements  IFRS  16:  Leases  will  replace  IAS  17  Leases  and  requires  assets  and  liabilities  arising  from  all  leases,  with  some  exceptions, to be recognized on the balance sheet. The new standard will be effective for annual periods beginning  on or after January 1, 2019.   The Company currently has no outstanding leases.  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) Revenue Recognition  As explained in Note 3(q) the Company recognises revenues when oil reaches the delivery point at the Atrush Block  boundary on the basis that ownership is then transferred to the buyer, the amount can be measured reliably and it is  probable that the related economic benefits will flow to the Company. The conclusion that the economic benefits will  flow to the Company at this point is based on management’s evaluation of the reliability of the KRG’s payments to  the  international  oil  companies  operating  in  Kurdistan  in  exchange  for  their  oil  deliveries.  Key  information  which  management  has  considered  in  reaching  its  conclusion  includes  the  KRG’s  announcement  in  February  2016  of  its  intention to apply the PSC terms and the KRG’s record since that time in paying other Kurdistan oil exporters as well  as payments received for Atrush oil exports which commenced in July of 2017.  (b) Oil and gas reserves and resources  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 2018 the Company received an independent reserves and resources report from McDaniel & Associates  Consultants Ltd. (“McDaniel”) to estimate the Company’s Atrush Block reserves and resources at December 31, 2017.  McDaniel’s estimate of the Company’s entitlement share of proven plus probable oil reserves relating to the Atrush  PSC increased from 10.2 MMbbl estimated at December 31, 2016 to 11.6 MMbbl estimated at December 31, 2017.  McDaniel’s estimate of the Company’s share of contingent resources were not changed materially from the previous  year.  42       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (c) Loans and receivables  The Company has reported loans and receivables of $77.0 million comprised of the Company’s share of Atrush oil  sales and loans made to the KRG relating to its share of Atrush exploration, development and Feeder Pipeline costs.  The current portion of loans is based on a contractual repayment schedule which commenced in the fourth quarter  of 2017. The recovery of these amounts depends on a number of factors, including: the continued production and  exports of petroleum from the Atrush Block; oil price, and; the financial environment in Kurdistan and the financial  budget of the KRG. Since February 1, 2016, when the KRG announced an interim measure whereby monthly payments  to IOCs would be made based on an agreed mechanism, the KRG has established a relatively consistent record of  delivering  regular  monthly  payments  to  IOCs  for  their  entitlement  revenues  in  respect  of  monthly  petroleum  production.   In the year 2018 up to the date these financial statements were approved the Company received a total of $5.1 million  in payments relating to the loans and receivables balances outstanding at December 31, 2017. In case of delays in  production exports, or delay by the KRG in paying the amounts in full when they are due, the current portion of loans  and receivables will be less than the reported amounts. Under the terms of the relevant agreements the loans and  receivable balances are recoverable in a number of ways including by cash settlement and or through payment in kind  of petroleum production.  Refer also to Note 13.  (d) Impairment of 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. As described in Notes 3(h) and 3(i) management has considered whether there is any objective  evidence  to  indicate  that  the  carrying  value  of  any  of  its  Atrush  related  assets  as  at  the  balance  sheet  date  were  impaired  and  has  concluded  that  facts  and  circumstances  do  not  suggest  that  the  carrying  amount  exceeds  its  recoverable amount. In reaching its conclusion management has considered a number of factors which could impact  the  ability  of  the  assets  to  generate  future  cash  flows  including  the  following  key  items:  that  there  has  been  an  increase in the Company’s share of the latest estimated recoverable reserves and resources for Atrush and the related  production curve estimates as determined by McDaniel; that the net present value of the Company’s share of 2P  reserves, as determined by McDaniel and based on a forecasted Brent oil price, supports the book value of oil and gas  assets included in property plant and equipment despite a decrease in the long term price forecast relative to the  prior year forecast; that there has been a decrease in the forecasted costs per barrel required to recover the Atrush  oil  reserves;  the  collectability  of  cash  for  future  sales  of  Atrush  oil  which  has  remained  stable  since  production  commenced; that there continues to be an active market and capacity for Atrush oil sales as demonstrated by the  current and future expected levels of oil exports from Kurdistan; and that the average fair value of the Atrush asset  as published by independent market brokers, Pareto Securities AB and SpareBank 1, support the carrying values of  the Atrush oil and gas assets.  Refer also to Notes 11, 12 and 13.  (e) Decommissioning and site restoration provisions  The  Company  recognises  a  provision  for  decommissioning  and  site  restoration  costs  expected  to  be  incurred  to  remove and dismantle production, storage and transportation facilities and to carry out site restoration work. The  provisions are estimated taking into consideration existing technology and current prices after adjusting for expected  inflation and discounted using rates reflecting current market assessments of the time value of money and where  appropriate, the risks specific to the liability. The Company makes an estimate based on its experience and historical  data. Refer also to Note 16.  (f) 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. Refer to Note 18 for further information on share based  payments.  43   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (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.   6. Revenues  Revenues  relate  entirely  to  the  Company’s  entitlement  share  of  oil  from  Atrush  sold  to  the  KRG  from  the  commencement of production on July 3, 2017 to the end of the year.  Production from the Atrush field was delivered  to the KRG’s Feeder Pipeline at the Atrush block boundary for onward export through Ceyhan, Turkey. Gross exported  volumes from Atrush in 2017 were 3.4 MMbbls and the Company’s entitlement share was approximately 0.4 MMbbls  which were sold with an average netback price of $44.38 per barrel. ShaMaran’s oil entitlement share is based on PSC  terms  covering  allocation  of  profit  oil  and  cost  oil,  capacity  building  bonuses  owed  to  the  KRG  and  a  priority  arrangement for sharing initial exploration cost oil and on export prices which are based on Dated Brent oil price with  a discount for estimated oil quality adjustments and all local and international transportation costs.   Refer also to Note 13.  7. Cost of goods sold  Lifting costs are comprised of the Company’s share of expenses related to the production of oil from the Atrush Block  including operation and maintenance of wells and production facilities, insurances, and the operator’s related support  costs.  Other  costs of production include the Company’s share of production bonuses paid to the KRG and of other  costs prescribed under the Atrush PSC.  Oil and gas assets are depleted using the unit of production method based on proved and probable reserves using  estimated  future  prices  and  costs  and  accounting  for  future  development  expenditures  necessary  to  bring  those  reserves into production.   Refer also to Note 6.  8. Finance income  Interest on Atrush Development Cost Loan  Interest on Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Interest on deposits   Total finance income  For the year ended December 31, 2016 2017 1,042   500   107   1,649 406 34 44 484 Refer to Note 13 for further information on interest on the Atrush Development Cost Loan and the Feeder Pipeline  Cost Loan. Interest on deposits represents bank interest earned on cash and investments held in interest bearing term  deposits.   9. Finance cost  Interest charges on bonds at coupon rate   Amortisation of bond transaction costs  Interest expense on borrowings  Foreign exchange loss  Unwinding discount on decommissioning provision  Total finance costs before borrowing costs capitalised  Borrowing costs capitalised as E&E and PP&E assets  Finance cost  For the year ended December 31, 2016 2017 20,018 841 20,859 102 4 20,965 (8,770) 12,195 17,951 943 18,894 ‐ 68 18,962 (13,376) 5,586 44                                                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  During the year ended December 31, 2017 the Company incurred interest expense relating to its Senior Bonds and  Super Senior Bonds which both carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate. The rate used by the Company  during the year to allocate borrowing costs to E&E and PP&E decreased to approximately 42% from 70.8% in 2016  due to proportionately less spending on the capital program with the commencement of production in the year.   Refer also to Notes 11, 12 and 15.  10. Taxation  (a) Income tax expense  The income tax expense reflects an effective tax rate which differs from Canadian 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 recovery  Increase / (decrease) resulting from:  Share issuance costs charged to share capital  Effect of changes in foreign exchange rates  Non‐taxable foreign exchange gain  Non‐deductible compensation expense  Other expense  Change in valuation allowance  Foreign tax rate differences  Non‐deductible losses on foreign operations  Income tax expense from continuing operations  For the year ended December 31,  2016 2017 11,414 26.0% 2,968 244 107 (1) (3) (99) (344) (646) (2,311) (85) 9,087 26.0% 2,363 ‐ 112 ‐ (65) (399) 40 (494) (1,626) (69) 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 24% prevailing in this jurisdiction.  (b) Tax losses carried forward   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,  2017 2016 20,100 2,443 1,267 177,633 173,319 3,654 378,416 18,544 2,419 758 178,631 173,314 3,654 377,320 The Canadian losses from operations may be used to offset future Canadian taxable income and will expire over the  period from 2026 to 2037. 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  2018 to 2020. The Dutch losses from operations may be used to offset future Dutch taxable income and will expire  over the period from 2018 to 2026. The U.S. Federal losses are available to offset future taxable income in the United  States through 2032.  The Company has not recognised approximately $104 million (2016: $103 million) of deferred tax assets as it is not  probable that these amounts will be realised.  45                                                                                                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  11. Property, plant and equipment  At January 1, 2016  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2016  Opening net book value  Additions   Transfer to Atrush Development Cost Loan  Transfer to Atrush Exploration Costs receivable  Depreciation expense  Net book value  At December 31, 2016  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2017  Opening net book value  Additions   Depletion and depreciation expense  Net book value  At December 31, 2017  Cost  Accumulated depletion and depreciation  Net book value  Oil and gas assets Computer  equipment Furniture  and office  equipment  177,138 (138) 177,000 177,000 45,799 (10,682) (37,475) ‐ 174,642 174,780 (138) 174,642 174,642 17,903 (7,627) 184,918 192,683 (7,765) 184,918 258 (214) 44 44 1 ‐ ‐ (29) 16 253 (237) 16 16 3 (16) 3 266 (263) 3 153 (153) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 150 (150) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 156 (156) ‐ Total  177,549 (505) 177,044 177,044 45,800 (10,682) (37,475) (29) 174,658 175,183 (525) 174,658 174,658 17,906 (7,643) 184,921 193,105 (8,184) 184,921 The  net  book  value  of  PP&E  at  December  31,  2017  is  principally  comprised  of  development  costs  related  to  the  Company’s share of Atrush PSC proved and probable reserves as estimated by McDaniel less the cumulative depletion  costs corresponding to commercial production which commenced in July 2017. During the  year 2017 additions  of  $17.9 million (2016: $45.8 million), which included borrowing costs totalling $8.8 million (2016: $13.1 million), were  capitalised to PP&E and depletion of $7.6 million (2016: $nil) was charged to PP&E  Refer also to Notes 9, 12, 15 and 22.  46     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  12. Intangible assets  At January 1, 2016  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2016  Opening net book value  Additions  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2016  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2017  Opening net book value  Additions  Disposals  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2017  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  Exploration and  evaluation assets Other intangible  assets 88,594 ‐ 88,594 88,594 378 ‐ 88,972 88,972 ‐ 88,972 88,972 141 ‐ ‐ 89,113 89,113 ‐ 89,113 321 (270) 51 51 ‐ (16) 35 314 (279) 35 35 2 (21) (10) 6 307 (301) 6 Total 88,915 (270) 88,645 88,645 378 (16) 89,007 89,286 (279) 89,007 89,007 143 (21) (10) 89,119 89,420 (301) 89,119 The  net  book  value  of  E&E  assets  at  December  31,  2017  represents  Atrush  Block  exploration  and  appraisal  costs  related to the Company’s share of Atrush Block contingent resources as estimated by McDaniel. During the year 2017  additions  of  $143  thousand  (2016:  $378  thousand),  which  included  borrowing  costs  of  $16  thousand (2016:  $277  thousand), were capitalised to E&E assets.  Refer also to Notes 9, 11, 15, and 22.  13. Loans and receivables  On November 7, 2016, the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement were concluded between the Non‐ Government  Contractors  and  the  KRG.    On  the  same  day  TAQA  entered  into  an  Engineering,  Procurement  and  Construction (“EPC”) contract with KAR Company for the construction of the feeder pipeline from the Atrush block  boundary to the tie‐in point with the main Kurdistan export pipeline (the “Feeder Pipeline”).   Under the terms of the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement:   The  KRG  acquires  a  25%  interest  in  the  Atrush  PSC  effective  November  7,  2012,  the  date  of  declaration  of  commerciality (“DOC date”). Consequently, the respective participating interests in the Atrush PSC are TAQA at  39.9%, the KRG at 25%, GEP at 20.1% and MOKDV at 15%;   All Atrush petroleum costs from the DOC date through the commencement of oil exports from Atrush will be paid  by  the  Non‐Government  Contractors  and  a  defined  portion  of  the  KRG’s  share  of  these  costs  are  deemed  Exploration  Costs  as  defined  in  the  Atrush  PSC  and  repaid  through  an  accelerated  petroleum  cost  recovery  arrangement  from  the  sale  of  future  oil  production  from  Atrush.  This  arrangement  has  resulted  in  the  Atrush  Exploration Cost receivable at year end as reported in the table below; and  47         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________   The Non‐Government Contractors will fund the cost of constructing the Feeder Pipeline which will be novated to  the KRG following the commencement of oil exports from Atrush. The Feeder Pipeline costs and the balance of the  Atrush petroleum costs incurred by the Non‐Government Contractors on behalf of the KRG excluding the portion  deemed  as  Exploration  Costs  will  be  repaid  with  interest  at  7%  per  annum  by  the  KRG  within  2  years  from  October 31, 2017 (respectively, the “Atrush Feeder Pipeline Cost Loan” and the “Atrush Development Cost Loan”).  These arrangements have resulted in loan balances at year end as reported in the table below.  Atrush Exploration Costs receivable  Atrush Development Cost Loan  Accounts receivable on Atrush oil sales  Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Total loans and receivables  ‐ Current portion  ‐ Non‐current portion                                             As at December 31,  2017 2016 37,247 16,018 13,957 9,751 76,973 32,277 44,696 37,475 12,857 ‐ 3,034 53,366 7,252 46,114 In the last three months of 2017 the Company received $4.0 million in total payments for its entitlement share Atrush  production for July through September and reimbursement instalments on the Atrush Exploration Costs receivable.  In January 2018 the Non‐Government Contractors and the KRG agreed that substantially all the first two instalments  on the Atrush Development Cost Loan and the Atrush Feeder Pipeline Cost Loan, which were due in November and  December of 2017, would be offset against amounts owed to the KRG for security services which they provided for  the Atrush operations, and an Atrush production bonus. The total loan balances offset against amounts owed to the  KRG as of the balance sheet date due to the agreement was $2.6 million.   In the year 2018 up to the date these financial statements were approved the Company received a total of $5.1 million  in payments for loans and receivables balances outstanding at December 31, 2017 comprised of $4.8 million in total  payments  for  its  entitlement  share  of  oil  sales  for  the  months  October  and  November  and  $0.3  million  in  reimbursements of the Atrush Exploration Costs receivable.  Refer also to Notes 6 and 8.  14. Accounts payable and accrued expenses  Payables to joint operations partner  Trade payables  Accrued expenses  Total accounts payable and accrued expenses  Refer also to Note 13.  15. Borrowings                                              As at December 31,  2017 4,365 371 91 4,827 2016 6,146 170 118 6,434 At  December  31,  2017  General  Exploration  Partners,  Inc.  had  outstanding  $166.3  million  of  senior  secured  bonds  (“Senior Bonds”) and $20.2 million of super senior secured bonds (“Super Senior Bonds”). The Senior Bonds are listed  on  the  Oslo  Børs  in  Norway  under  the  symbol  “GEP01”,  have  a  five‐year  maturity  from  their  issuance  date  of  November 13, 2013 and carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon and were used to fund capital expenditures related  to the development of the Atrush Block. The Super Senior Bonds also mature on November 13, 2018, carry an 11.5%  fixed semi‐annual coupon and were used to fund capital expenditures related to the development of the Atrush Block.  GEP has the option to pay in cash or in kind by issuing new bonds (“PIK Bonds”) the remaining coupon interest on  both Senior and Super Senior bonds.  48                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  All the movements in borrowings during the year were non‐cash and are explained as follows:                                             For the year ended December 31, 2016 2017 Opening balance  Interest charges at coupon rate  Bonds issued  Amortisation of bond transaction costs  Super Senior Bonds issued – net of transaction costs  Senior Bonds exchanged for ShaMaran common shares  Interest payments to bondholders  Ending balance  ‐ Current portion: accrued bond interest expense  ‐ Current portion: borrowings  ‐ Non‐current portion: borrowings  167,632 20,018 19,721 841 ‐ ‐ (19,721) 188,491 2,799 185,692 ‐ 150,515 17,951 17,700 943 16,223 (18,000) (17,700) 167,632 2,503 ‐ 165,129 The  remaining  contractual  obligations  comprising  of  repayment  of  principal  and  interest  expense  under  the  Bond  agreements, based on undiscounted cash flows at payment dates and assuming 2018 interest is paid in cash, are as  follows:  Less than one year  Between one and two years  Total  Debt Incurrence Tests                                             For the year ended December 31, 2016 2017 207,860  ‐  207,860  19,722 188,138 207,860 In  accordance  with  the  amended  terms  of  GEP’s  Senior  Bonds  and  Super  Senior  Bonds  agreements  ShaMaran  is  required to follow certain debt incurrence tests as follows:   1. upon  incurrence  of  any  new  financial  indebtedness,  other  than  certain  permitted  financial  indebtedness  as  described  in  the  Super  Senior  Bonds  agreement,  then  ShaMaran’s  Book  Equity  Ratio,  which  is  defined  as  shareholders’ equity divided by total assets, shall be minimum 30% immediately thereafter, and   ShaMaran and any of its subsidiaries (together the “Group”) other than GEP, which is not allowed to do so, may  not enter into an agreement to make any acquisitions, merger or any other transactions involving another party  being consolidated into the Group’s accounts, unless such other party has a minimum 30% Book Equity Ratio  prior to such transaction taking place.  2. Security  The Senior Bonds and Super Senior Bonds hold security jointly with Super Senior Bonds ranking first until these bonds  are repaid in full.   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 both bond agreements GEP’s cash accounts are pledged to the bond trustee as security and cash  may be employed only for prescribed purposes, to fund the financing, development and operation of the Atrush Block  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 $5.3 million of total cash and cash equivalents at December  31, 2017 (2016: $4.4 million) $2.2 million was held in GEP’s restricted accounts (December 31, 2016: $nil).  In the year ended December 31, 2017 PIK Bonds of $17.6 million and $2.1 million were issued under the Senior Bonds  and Super Senior Bonds agreements, respectively, to pay semi‐annual coupon interest which came due in the year  ended December 31, 2017. Refer also to Notes 2, 9, 11, 12 and 20.  49                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  16. Provisions  The Company has provided for its working interest share of 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,  2017 2016 8,869  425  129  4  9,427  8,080 (1,119) 1,840 68 8,869 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 2.26%  (2016: 2.31%) and an inflation rate of 2.11% (2016: 2.08%).  Refer also to Note 22.  17. 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, 2016  Shares issued to holders of GEP’s Senior Bonds  At December 31, 2016  Shares issued on private placement  Transaction costs on private placement  At December 31, 2017  Number of shares Share capital 1,579,768,534 218,863,000 1,798,631,534 360,000,000 ‐ 2,158,631,534 593,179 18,000 611,179 27,281 (922) 637,538 On January 30, 2017, the Company completed the issue of 360 million  common shares of ShaMaran on a private  placement basis (the “Private Placement”) at a price per share of CAD 0.10 (equal to SEK 0.67) which resulted in gross  proceeds  to  the  Company  of  $27.3  million  ($26.4  million  net  of  transaction  related  costs).   Zebra   Holdings  and  Investments SARL, Lorito Holdings SARL and Lundin Petroleum BV, the Company’s major shareholders, subscribed for  43,463,618 shares, 16,984,621 shares and 17,800,000 shares, respectively, in the Private Placement. Refer also to  Note 23.  Earnings per share  The earnings per share amounts were as follows:  For the year ended December 31, 2016 2017 Net loss, in dollars  Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted loss per share, in dollars  (11,499,000) 2,129,042,493 (0.01) (9,156,000) 1,722,479,202 (0.01) 18. Share based payments expense  The Company has an established share purchase option plan whereby a committee of the Company’s Board 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 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. 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.  50                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Movements in the Company’s outstanding share options are explained as follows:   At January 1, 2016  Expired in the year 2016  At December 31, 2016  Change in the year 2017  At December 31, 2017  Share options exercisable:   At December 31, 2016  At December 31, 2017  Number of   share options outstanding  Weighted average exercise price CAD 28,190,000  (25,000)  28,165,000  ‐  28,165,000  19,498,333  28,165,000  0.13 0.80 0.13 ‐ 0.13 0.14 0.13 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.  There were no options granted during the year 2017. Share based payments expense for the year ended December  31, 2017 was $11 thousand (2016: $0.2 million).  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.  19. Pension liability  The Company operates a pension plan in Switzerland that is managed through a private pension plan and accounts  for its pension plan in accordance with IAS 19. The amount recognized in the balance sheet associated with the Swiss  pension plan is as follows:  Present value of defined benefit obligation  Fair value of plan assets  Pension liability                                             For the year ended December 31, 2016 2017  8,082  (6,301)  1,781  7,304 (5,634) 1,670 The movement in the defined benefit obligation over the year is as follows:                                              As at December 31,  2017 Opening balance  Foreign exchange loss / (gain)  Additional contributions paid by employees  Current service cost  Ordinary contributions paid by employees   Interest expense on defined benefit obligation  Actuarial loss on defined benefit obligation  Administration costs  Benefits paid from plan assets  Defined benefit obligation, ending balance  7,304 327 217 172 110 49 32 5 (134) 8,082 2016 7,062 (162) 183 184 113 54 23 5 (158) 7,304 The weighted average duration of the defined benefit obligation is 16.9 years. There is no maturity profile since the  average remaining life before active employees reach final age according to the plan is 9.7 years.  51                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The movement in the fair value of the plan assets over the year is as follows:   Opening balance  Foreign exchange gain / (loss)  Additional contributions paid by employees  Ordinary contributions paid by employer  Ordinary contributions paid by employees  Interest income on plan assets  Return on plan assets excluding interest income  Benefits paid from plan assets  Fair value of plan assets, ending balance                                             As at December 31,  2017 5,634 253 217 165 110 38 18 (134) 6,301 2016 5,374 (126) 183 169 113 41 38 (158) 5,634 The plan assets are under an insurance contract comprised entirely of free funds and reserves, such as fluctuation  reserves and employer contribution reserves, for which there is no quoted price in an active market.  The amount recognized in the income statement associated with the Company’s pension plan is as follows:  Current service cost  Interest expense on defined benefit obligation  Administration costs  Interest income on plan assets  Total expense recognised                                             For the year ended December 31, 2016 2017  172 49 5 (38) 188 184 54 5 (41) 202 The  expense  associated  with  the  Company’s  pension  plan  of  $0.2  million  was  included  within  general  and  administrative expenses.  The Company also recognised in other comprehensive income a $13 thousand net actuarial  gain on defined benefit obligations and pension plan assets.   The principal actuarial assumptions used to estimate the Company’s pension obligation are as follows:   Discount rate  Inflation rate  Future salary increases  Future pension increases  Retirement ages, male (‘M’) and female (‘F’)                                          For the year ended December 31,  2016  2017  0.70%  1.00%  1.00%  0.00%  M65/F64  0.65%  1.00%  1.00%  0.00%  M65/F64  Assumptions  regarding  future  mortality  are  set  based  on  actuarial  advice  in  accordance  with  the  BVG  2015  GT  generational published statistics and experience in Switzerland. The discount rate is determined by reference to the  yield on high‐quality corporate bonds. The rate of inflation is based on the expected value of future annual inflation  adjustments in Switzerland. The rate for future salary increases is based on the average increase in the salaries paid  by the Company, and the rate of pension increases is based on the annual increase in risk, retirement and survivors’  benefits. Contributions to the Company’s pension plan during 2018 are expected to total $0.3 million.   The sensitivity of the defined benefit obligation to changes in the weighted principal assumptions is:  Discount rate  Salary growth rate  Life expectancy  Change in assumption  0.50%  0.50%  One year  Increase in assumption  Decrease by 7.9%  Increase by 0.2%  Increase by 2.0%  Decrease in  assumption  Increase by 8.9%  Decrease by 0.2%  Decrease by 2.1%  The above sensitivity analyses are based on a change in an assumption while holding all other assumptions constant.  In practice, this is unlikely to occur, and changes in some of the assumptions may be correlated. When calculating the  sensitivity of the defined benefit obligation to significant actuarial assumptions, the same method has been applied  as when calculating the pension liability recognized within the consolidated balance sheet.  52                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (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:  Loans and receivables ²  Cash and cash equivalents, unrestricted ²  Cash and cash equivalents, restricted ²  Other receivables ²  Total financial assets            Carrying and fair values ¹  At December 31, 2017 At December 31, 2016 39,726 3,094 2,162 52 45,034 15,891 4,416 ‐ 77 20,384 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 ³  Accrued interest on bonds  Accounts payable and accrued expenses ²  Pension liability  Total financial liabilities  Fair value  hierarchy ⁴  Level 2             Carrying values   At December 31, 2017 At December 31, 2016 185,692 2,799 4,827 1,781 195,099 165,129 2,503 6,434 1,670 175,736 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 approximate their fair values at the balance sheet dates.  ² No valuation techniques have been applied to establish the fair value of these financial instruments as they are either  cash and cash equivalents, correspond to payment terms fixed by contract or, due to the short‐term nature, are readily  convertible to or settled with cash and cash equivalents.  ³ The fair value of the Company’s borrowings at the balance sheet date was $151.8 million (December 31, 2016: $63.1  million).  The  fair  value  was  determined  by  reference  to  the  bond  agreement  terms  and  the  weighted  average  of  available annual published price quotations on the Oslo Børs.  ⁴ 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 establishes 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 derived from valuation techniques that include inputs that are not based on  observable market data.   53                                                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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  $188.5 million as at December 31, 2017 (2016: $167.6 million). Refer also to Note 15.  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. A decline in the price of ICE Brent Crude oil,  a reference in determining the price at which the Company can sell future oil 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. Refer also to Note 4(d).  The Company does not hedge against 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 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.  The carrying amounts of the Company’s principal monetary assets and liabilities denominated in foreign currency at  the reporting date are as follows:  Canadian dollars in thousands (“CAD 000”)  Swiss francs in thousands (“CHF 000”)  Assets      December 31,  2017 2016    36 83 58 185    Liabilities      December 31, 2016 2017 68 221 37 107 54                              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Foreign currency sensitivity analysis  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  based  on  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  2017 2016    2017 2016 ‐ 1 ‐   2   ‐ (2) ‐ (1) The Company earns interest income at variable rates on its cash and cash equivalents and is therefore exposed to  interest rate risk due to a fluctuation in short‐term interest rates.  The Company’s policy on interest rate management is to maintain a certain amount of funds in the form of cash and  cash equivalents for short‐term liabilities and to have the remainder held on relatively short‐term deposits.  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  $186.5  million  of  bonds  which  have  been  issued  since  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  an  increase  or  decrease of 0.5% in the interest rate would not have a material impact on the Company’s profit or loss for the year.  An interest 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, loans and receivables 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.  55                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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 to finance its activities for limited periods. The Company seeks to acquire  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.  The maturity profile of the Company’s financial liabilities is 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 and contingencies  As at December 31, 2017 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,  2018 32,657 40 32,697 2019 120 ‐ 120 2020 Thereafter 120 ‐ 120 1,448 ‐ 1,448 Total 34,345 40 34,385 Amounts  relating  to  Atrush  Block  development  represent  the  Company’s  unfunded  paying  interest  share  of  the  approved 2018 work program and other obligations under the Atrush PSC.   Under the terms of the Atrush PSC the Company will owe a share of production bonuses payable to the KRG when  cumulative  oil  production  from  Atrush  reaches  production  milestones  defined  in  the  Atrush  PSC  as  follows:  $8.3  million at 10 million barrels (ShaMaran share: $2.2 million); $13.3 million at 25 million barrels (ShaMaran share: $3.6  million); and $23.3 million at 50 million barrels (ShaMaran share: $6.2 million).  Refer also to Notes 2, 15 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 Atrush PSC through GEP. TAQA Atrush B.V. is the Operator of the Atrush  Block with a 39.9% direct interest, the KRG holds a 25% direct interest and MOKDV holds a 15% direct interest. TAQA,  the  KRG,  GEP  and  MOKDV  together  are  “the  Contractors”  to  the  Atrush  PSC.  Under  the  terms  of  the  4th  PSC  Amendment and the Facilitation Agreement, which became effective on November 7, 2016, the Non‐Government  Contractors  agreed  to  pay  their  pro‐rata  share  of  the  Feeder  Pipeline  costs  and  of  the  KRG’s  share  of  Atrush  development costs up to October 31, 2017, the date when the Final  Completion  Certificate for the Atrush Feeder  Pipeline for the Feeder Pipeline was issued. These costs are due to be reimbursed to the Non‐Government Contractors  in 24 equal monthly instalments over the period ending October 31, 2019.  56             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Under  the  terms  of  the  Atrush  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  Atrush PSC. All modifications to the Atrush 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.   Refer also to Notes 13 and 21.  Information about subsidiaries  The consolidated financial statements of the Company include:  Subsidiary  Principal activities  Country of  Incorporation                % equity interest as at  31 Dec 2017 31 Dec 2016 ShaMaran Petroleum Holdings Coöperatief U.A.  Oil exploration and production Oil exploration and production ShaMaran Ventures B.V.  Oil exploration and production General Exploration Partners, Inc.  Oil exploration and production ShaMaran Petroleum B.V.  Technical and admin. services  ShaMaran Services S.A.  Inactive  Bayou Bend Petroleum U.S.A. Ltd  The Netherlands  The Netherlands  Cayman Islands The Netherlands  Switzerland          United States  100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 23. Related party transactions  Transactions with corporate entities  Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Total  Purchases of services during the year 2017 2016   Amounts owing at  December 31, 2016 2017 204 50 45 299 299 99 44 442 18 ‐ ‐ 18 24 1 ‐ 25 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, 2017 of $204 (2016: $299) were comprised of  office rental, administrative and building services of $177 (2016: $268), investor relations services of $26 (2016: $28)  and technical service costs of $1 (2016: $3).   Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  affiliated  with  a  shareholder  of  the  Company  and  has  provided corporate administrative support and investor relations services to the Company.  McCullough O’Connor Irwin LLP is a law firm in which an officer of the Company is a partner and has provided legal  services to the Company.  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 17.  57                      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2017  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Key management compensation  The Company’s key management was comprised of its directors and executive officers who have been remunerated  as follows:   Management’s short‐term and pension benefits  Management’s salaries   Directors’ fees  Management’s share based payments  Directors’ share based payments  Total  For the year ended December 31, 2016 2017 1,079 877 81 9 3 2,049 492 878 79 192 58 1,699 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’.  58                             SHAMARAN PETROLEUM CORP. DIRECTORS  CORPORATE INFORMATION  Keith C. Hill  Director, Chairman  Florida, U.S.A  Chris Bruijnzeels  CORPORATE OFFICE  885 West Georgia Street  Suite 2000  Vancouver, British Columbia V6C 3E8  Telephone: +1‐604‐689‐7842  Director, President & Chief Executive Officer Geneva, Switzerland  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  Hong Kong  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 SA  Geneva, 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  59                                     

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