Equinorは、北海のノルウェー地域の巨大なガス田であるJohan Sverdrup油田から生産をスケジュールより2か月先んじて開始しますが、開発および運用計画（PDO）の元来のコスト見積もりを400億ノルウェークローネ（40億ユーロ）下回りました。
Equinor（40％、オペレーター）、Lundin（22.6％）、Petro（17.4％）、Aker BP（11.6％）、Total（8.4％）が資金を提供するJohan Sverdrupは、ノルウェー大陸棚（NCS）における1980年代以降最大のフィールド開発であり、回収可能埋蔵量は2.7 Gboeと推定されています。この約95％はオイル、3％は乾燥ガス、残りはNGL（Natural Gas Liquids）です。最初の積み込みプログラムは2019年10月に開始されます。石油生産は2020年夏に440,000バレル/日まで増加し、2022年後半に第2フェーズが開始されると、さらに660,000バレル/日まで増加する見込みです。フルフィールド開発の価格は20米ドル/ bbl未満であり、第1フェーズ（2020年の夏）でプラトーに達した後、予想される運用コストは2米ドル/bbl（1.8ユーロ/ bbl）を下回ります。このフィールドは、50年以上にわたって運用される予定です。
一方、ノルウェーの石油エネルギー省は、開発中の主要プロジェクトまたは最近操業を開始したプロジェクトの状況について報告しています。 Equinorが率いる13のプロジェクトがこのリストに載っています：PDOを提出してから8つのプロジェクトがコストを削減し、1つは変更されず、4つはより高いコストを報告し、そのうち2つは20％以上のコスト増加を報告しました。特に、Martin Lingeプロジェクトのコスト見積もりは、プロジェクトが大幅な遅延と大幅なコストオーバーランに見舞われているため、79億ノルウェークローネ（2019クローネ、つまり7億8800万ユーロ）増加しています。さらに、Njord Futureプロジェクト（Njord AプラットフォームとNjord Bravo貯蔵船のアップグレード）のコストは、包括的な作業のために上方修正されました（2019年クローネで+ 45億クローネ、つまり4億5,000万ユーロ）。