Свердловина 52 ліквідована в 1987 р. після сумісної експлуатації горизонтів НД-9 і НД-8 в крайній північно-західній низькопродуктивної частині родовища , свердловина 50 - після послідовної експлуатації в тій же частині горизонтів НД-9 і НД-7 за допомогою пакера та горизонту НД-6. Свердловини 7 і 27 ліквідовані внаслідок обводнення горизонту НД-6 , свердловині 21 - після послідовної екплуатації горизонтів НД-8 і НД-1-ВД-14 , а в свердловині 51- після експлуатації горизонтів НД-8,НД-1-ВД-14 та стебницьких відкладів в південно-східній частині родовища.

В цілому більш високою подуктивністю відрізняються свердловини південно-східної частини родовища , що експлуатували горизонти НД-8 і НД-6 Початкові абсолютно вільні дебіти газу свердловин 21,26,51,57 із горизонту НД-8 досягли 278-460 тис.м.куб/добу, а свердловин 24,7,29,25,5 із горизонту НД-6 - 207-940 тис.м.куб./добу .

Тільки по окремих свердловинах ( 27,8 із горизонту НД-6 та 23 із горизонту НД-8) , він коливається в межах 55-146 тис.м.куб./добу. Робочий дебіт свердловин складав 100-150 тис.м.куб/добу, а по свердловинах 5 і 25 - досягав відповідно 475 і312 тис.м.куб/добу, при депресії на пласт 2-2,5 МПа. В північно-західній частині родовища порівняно висока продуктивність характеризкується тільки свердловинами54 (горизонт НД-8 ), 10 і 55 (горизонти НД-8-НД-9), абсолютно вільний дебіт газу яких досягав 460-515 тис.м.куб/добу , а робочий дебіт 248-344 тис.м.куб/добу при досить високій пластовій депресії - 5,3-6,7 МПа. Решта свердловин північно-західної частини родовища характеризуються низькою продуктивністю з початковим абсолютно вільним дебітом газу - від 28 тис.м.куб./добу (св.53 горизонт НД-9) до 86 тис.м.куб (св.52, горизонт НД-8-НД-9 ).

Такий розподіл продуктивності газових покладів по площі обумовлюється головним чином фільтраційними та ємнісними параметрами продуктивних горизонтів , які в цілому значно кращі в південно-східній частині родовища.

Внаслідок падіння пластових тисків та обводнення в процесі експлуатації відбулося кількократне зниження продуктивності свердловин та повне виснаження і обводнення частини експлуатаційного фонду . За винятком свердловин 10 ( горизонт НД-9-НД-8) , 29 (горизонт НД-6) , 5,57,63 (горизонт НД-5) , що працюють з дебітом 18-63 тис.м.куб/добу, поточний робочий дебіт газу по свердловинах складає - від 0,1 до 9 тмс.м.куб./добу при високих водяних факторах 0,003-0,011 м.куб/тис.м.куб. Відбір газу із більшості свердловинобмежується виключно протитиском на головці свердловини , який коливається в межах 0,49-1,03 МПа. Значно вищий робочий тиск на головці (3,04 МПа) мають свердловини 5,57,63 що експлуатують горизонт НД-5 , газ яких використовується для ежектування низьконапірного газу ( з тиском 0,49 МПа) із свердловин 22,28,30 ( горизонт НД-8 ) та 8,24 ( горизонт НД-6).

За станом на на 1.01.1994 р. в бездіючому фонді знаходяться свердловини 23 і 26 , які обводнилися відповідно з горизонту НД-2 та з горизонту НД-5 і очікують переводу на вищезалягаючі горизонти .

Через низьку продуктивність та значну обводненість промислові дослідження свердловин на свтановлених дебітах газу в останні роки експлуатації , як правило не проводились. Проводилися тільки контрольні виміри дебіту газу з визначенням робочого тиску на головці та вибою свердловини ,що не дозволяє визначити продуктивну характеристику пластів та свердловин , в першу чергу, таких як коефіцієнти фільтраційниїх опорів опорів А і В в двочленній формулі фільтрації газу свердловин, абсолютно вільний дебіт. В звязку з тим згадані коефіцієнти у даному випадку встановлені способом їх послідовного підбору , виходячи із дебіту газу, пластового тиску та пластової депресії. Однак результати промислових досліджень малодебітних свердловин слід вважати надто орієнтовними через неточність визначення пластового та вибійного тисків, котрі розраховувались по тисках на головці. Відомо , що таких свердловин на вибої нагромаджується вода і в даному вибійний та пластові тиски необхідно виміряти безпосередньо глибинними манометрами . Відсутність глибинних замірів , очевидно можна пояснити незакономірні скачки пластового тиску в процесі експлуатації по окремих свердловинах, так як величина тисків на їх голівці в певній мірі залежить від висоти стовпа рідини на вибої в різні періоди.