Нафтові родовища, які містять сірководень (H₂S), можна класифікувати на три групи:

1. нафтові родовища з відносно невеликим вмістом H₂S (від 0,0015 до 0,5% мол.); видобування і підготовка нафти, газу та води здійснюється без застосування яких-небудь спеціальних додаткових технологій;

2. нафтові родовища із середнім вмістом H₂S (від 0,51 до 2,0% мол.); видобування і підготовка продукції вимагають виконання відповідних норм і правил охорони праці та довкілля;

3. нафтові родовища з великим вмістом H₂S (понад 2,0% мол.); видобування і підготовка нафти вимагають використання спеціальних матеріалів, технології і техніки, виконання норм і правил охорони праці та довкілля.

Слід зазначити, що є особлива група нафтових родовищ, продукція яких у початковий період розробки не містила сірководню. Але в подальшому внаслідок заводнення нафтових пластів поверхневими водами, які містять сульфатвідновлювальні бактерії, відбулося зараження пластів мікроорганізмами, і в продукції свердловин появився сірководень (такі родовища, звичайно, відносяться до першої групи).

Газ газових і газоконденсатних родовищ у своєму складі теж може містити сірководень у великих кількостях (наприклад Локачівське родовище на Волині).

Якщо в продукції міститься понад 2% мол. сірководню, то середні строки експлуатації промислового обладнання значно скорочуються, забруднюється повітря в робочих місцях сірководнем. Найбільш ефективними напрямками зменшення шкідливого впливу H₂S вважаються застосування інгібіторів і труб із матеріалів, стійких до корозії (низьковуглецевих аустенітно-феритних сталей; тефлону для ущільнення; пластмасові труби, армовані скловолокном).

Для безпечного здійснення робіт під час підземного і капітального ремонту розроблено спосіб нейтралізації H₂S у стовбурі ремонтованої свердловини з використанням технічного двоокису марганцю MnO₂:

2H₂S + MnO₂ = MnS₂ + 2H₂O.

Технічний двоокис марганцю є пастоподібною масою темно-бурого або чорного кольору, яка складається із двоокису марганцю (в перерахунку на суху речовину) – не менше 65% і лугу – не більше 5% (в перерахунку на їдкий калій); вміст вологи – до 60%. Реагент не горить, вибухобезпечний, не викликає корозії підземного обладнання, необоротно взаємодіє з сірководнем, дешевий, випускається вітамінними заводами у вигляді відходів.

Його додають до таких робочих рідин: полімерних розчинів на основі поліакриламіду (ПАА) і карбоксиметилцелюлози (КМЦ); полімерносольових розчинів на основі ПАА; хлористого кальцію чи натрію й інших солей металів; міцелярних розчинів; інвертно-емульсійних розчинів. Оптимальні значини співвідношення складових фаз міцелярного розчину знаходяться в межах: вуглеводнева фаза (гас, бензин, бітумний дистилят) – 60-70%; вода – 34,8-24,8%; ПАР (сепарол, дисолван) – 3-5%; ПАА – 0,2%. У разі застосування полімерних розчинів на основі КМЦ–300, КМЦ–500, КМЦ–600 їх вміст у воді складає відповідно 5; 4 і 3%.

Нейтралізуюча здатність технічного двоокису марганцю в цих розчинах значно вища, ніж у воді, бо за відсутності циркуляції рідини у свердловині він швидко осідає у воді.

Приготування нейтралізуючих рідин здійснюється з застосуванням механізованого устатковання або пересувних насосних агрегатів. Питома витрата технічного двоокису марганцю для нейтралізації 1л (1,52г) H₂S становить 6г.

Нагнітання нейтралізуючої рідини здійснюють через затрубний або трубний простір за відкритої викидної засувки. Її закачують у свердловину як у повному об’ємі, так і у вигляді буфера (3-5 м³) в залежності від способу експлуатації, виду і тривалості ремонту свердловини. Закачування нейтралізуючої рідини у вигляді буфера здійснюють під час глушіння свердловини з розрахунку, щоб вона розмістилася у трубному і затрубному просторах на висоті 2/3 довжини підвіски НКТ, починаючи від башмака. У випадку складних видів ремонту тривалістю понад 3 доби і для ремонту фонтанної свердловини нейтралізуючою рідиною повністю заповнюють свердловину.

Окрім нейтралізації сірководню можна з метою запобігання забруднень повітря вентиляційним агрегатом відсмоктувати сірководневі гази із затрубного простору свердловини.

Корисним і цікавим у цьому аспекті є досвід здійснення капітального ремонту свердловин без піднімання НКТ шляхом опускання через колону НКТ бурильних труб малого діаметра (компанія Exxon, США) чи використання гнучких шлангів (метод канатної техніки).