Knapphet på rigg
Rundt 2012 var aktivitetsnivået på norsk sokkel skyhøyt. Det høye aktivitetsnivået, særlig etter 2005, kom som et resultat av en kombinasjon av omlegging av letepolitikken og en svært høy oljepris. Fra og med 2006 tildelte staten stadig flere lisenser. I tillegg til de ordinære konsesjonsrundene med tildelinger hvert annet år i uutforskede områder, ble det fra og med 2004 årlig tildelt lisenser i forhåndsdefinerte områder (TFO).[REMOVE]Fotnote: Artikkelen er basert på boken: Meland, T., Ryggvik, H., Meland, T., Ryggvik, Helge, & Norsk Oljemuseum. (2024). Norsk rigghistorie: gjennom storm og stille. Wigestrand Norsk oljemuseum.
Samtidig – med virkning fra 2005 – ble skattevilkårene justert for å oppmuntre nye operatørselskap å etablere seg på sokkelen. Intensjonen var å få fart på leteboring. Med god hjelp av stigende oljepris var det nettopp det som skjedde.[REMOVE]Fotnote: Søbye, Espen. (2017. 21 februar). Borekostnadene på sokkelen: Knask eller knep? SSB.
Med mange nye operatører, stadig utvidede leteområder og gode fremtidsutsikter for fortsatt høy oljepris, ble det planlagt flere brønner enn det var rigger til. Og for å bore brønner, trengtes borerigger. Kombinasjonen førte til knapphet på rigger godkjent for norsk sokkel og prisen på riggleie skjøt i været.
For mange operatører var det vanlig med korte leiekontrakter. Ofte var det bare snakk om boring av en eller to brønner. Lange kontrakter kunne være ugunstige. Operatørenes behov for rigger var ofte vekslende, og de trengte ulike typer rigger til ulike type brønner. Fleksibilitet var sentralt. Statoil sto i en annen situasjon. Selskapet var den klart største operatøren på norsk sokkel og etter fusjonen med Hydros olje- og gassavdeling i 2007 sto selskapet for 80 prosent av all aktivitet på norsk sokkel.
Flere av de store feltene Statoil var operatør for, som Statfjord, Oseberg og Gullfaks befant seg i en sen utvinningsfase og det var behov for å bore mange nye brønner, samtidig som gamle produksjons- og injeksjonsbrønner krevde vedlikeholdsarbeid for å forlenge feltenes levetid. Det var behov for rigger i mange år fremover.
Statoil tok et uvanlig grep for å sikre seg tilgang på rigger. Riggratene rundt 2012 var så høye at nye rigger som skulle driftes i flere tiår, ville bli nedbetalt på få år. Statoil bestemte seg for å bygge sine egne oppjekkbare rigger som skulle eies av lisensene.
Riggdesignet ble utviklet i samarbeid med flere industriaktører som skrogdesignere, leverandører av overbygg, verft og borekontraktører. Det nederlandske mariningeniørfirmaet Gusto sto for designet og topsiden på teknologi og utstyr fra Aker Solutions, National Oilwell Varco og TTS. I 2012 ble to rigger bestilt fra det sør-koreanske verftet Samsung Heavy Industries Co. Ltd.
Det kontroversielle med Cat-J riggene var ikke designet, men at eierskapet ikke skulle ligge hos boreentreprenøren, men hos lisensene på Oseberg og Gullfaks. Dette var historisk, en oljelisens hadde aldri tidligere eid rigg på norsk sokkel. Eierskapsmodellen var en ny og fremmed løsning i Norge, og responsen fra riggmiljøet lot ikke vente på seg.[REMOVE]Fotnote: Osmundsen, Petter. (2015). Innovative og robuste strategier for rigganskaffelse. Praktisk økonomi & finans (trykt utg.), Årg. 31 [i.e. 32], nr. 1 (2015), 64–79.
Norges Rederiforbund uttrykte skepsis og mente den brøt med den velfungerende modellen som var etablert innen norsk olje- og gassvirksomhet – en arbeidsdeling som hadde bidratt til at norsk offshorenæring var blitt verdensledende. Endring i arbeidsdeling ville etter Rederiforbundets syn svekke samarbeidet mellom oljeselskaper og riggnæringen og derved også konkurransekraften, innovasjonsevnen og miljø- og teknologiutviklingen på norsk sokkel.[REMOVE]Fotnote: : Meland, T., Ryggvik, H., Meland, T., Ryggvik, Helge, & Norsk Oljemuseum. (2024). Norsk rigghistorie: gjennom storm og stille. Wigestrand Norsk Oljemuseum.
Statoil var overbevist om at borekostnadene ville reduseres betydelig som følge av eierskapsmodellen. «Med dagens ratenivå lønner det seg for oss å eie kontra å leie, om perioden er lengre enn fem til seks år,» uttalte direktør for anskaffelser i Statoil Jon Arnt Jacobsen i et intervju med Dagens Næringsliv i juni 2013.[REMOVE]Fotnote: Osmundsen, Petter. (2015). Innovative og robuste strategier for rigganskaffelse. Praktisk økonomi & finans (trykt utg.), Årg. 31 [i.e. 32], nr. 1 (2015), 64–79.
Riggene fikk navnene Askeladden (Gullfaks) og Askepott (Oseberg). De ble levert sommeren 2017. Da hadde markedet snudd. Oljeprisen var lav, og behovet for rigger hadde sunket. Statoil som største operatør hadde begynt å si opp leiekontrakter på flere at sine rigger. Den britiske boreoperatøren KCA Deutag Drilling Norge AS fikk kontrakten for drift av de to Cat J-riggene. Kontrakten gjaldt for en innledende periode på åtte år, med opsjon på forlengelse i 4×3 år.
Riggen kunne operere i havdyp på mellom 70 og 150 meter, og bore brønner ned mot 10 000 meters dyp. Askeladden startet 26. mars 2018 operasjonene på Gullfaksfeltet. 25. februar samme år hadde søsterriggen Askepott startet boringen på Oseberg Vestflanken.
Per sommeren 2024 har det blitt boret 33 brønner fra Askeladden – alle på Gullfaks Sør.