概述
煤层甲烷（又称煤层瓦斯和煤层气）与煤共生，开采煤炭时从煤体内溢出。它是一种优质能源，但同时又是煤炭开采的一种主要灾害隐患，并且，其大量排空对全球气候变化（温室效应）有较大影响。煤层气是一种新型洁净的能源。美国、加拿大等先后开展了一系列煤层气的勘探试验。我国煤层气资源十分丰富，如能很好的开发利用，将对我国今后的天然气工业有很大的帮助，但勘探试验工作起步较晚。合理开发煤层气资源，不仅能为国民经济的发展提供优质能源，而且对保护生态环境、解决煤炭开采与重大工程建设的安全问题，都具有十分重要的意义。
技术原理
1.开采
1.超短半径水平井
超短半径水平井是指曲率半径远比常规的短曲率半径水平井更短的一种水平井，也称之为超短半径径向水平井。简称URRS。利用超短半径水平钻井技术，在垂直井内对煤层打水平孔，即沿煤层水平钻进形成井眼开采煤层气，具有以下突出优点：
①井眼方位与煤层层理垂直交汇，能最大限度沟通煤层天然裂缝，煤层气通过裂缝经通道流至开采井．在很大程度上缩短了在煤层中裂缝射流运动的距离；
②在煤层中钻长孔，孔与煤层的接触面积增大，因而单位时间涌入钻孔的煤气量增加；
③煤层钻孔后，钻空周围煤层应力降低，裂纹增加，渗透率也随之增加。
超短半径水平井钻井成本并不很高，且工艺简单，成功率高，已应用于石油天然气开采，单井产量有很大提高，最高达20倍，已是成熟的技术，只需要根据煤层的特点在工艺上予以改进，特别是强烈吸水或遇水膨胀而难以采用水力压裂的煤层和低渗透煤层。
2.地面和地下抽放
井下煤层气抽放目前主要为煤矿安全服务，抽出的煤层气大多排入大气，仅有小部分被利用。井下煤层气抽放法可分为采前预抽和采空区抽放。地面煤层气抽放技术主要包括地面垂直钻孔抽放和定向钻孔抽放。而后者目前仅处于试验阶段。定向钻孔技术与井下水平长孔及地面垂直钻孔相比，既能大大减少占地面积，又可免去井下瓦斯抽放管道系统和煤层内的巷道工程。
地面抽放煤层气有利于从根本上改善煤矿安全，并能形成大规模开采。据美国黑勇士煤田橡树林沟煤矿的实测资料，原始煤层气含量为14．2m3／t，在采气11年后，降到3．8m／t，抽出率达到73％，从根本上消除了矿井瓦斯灾害的隐患。
3.定向钻井技术
定向钻井系统技术的发展为含瓦斯矿井实施煤层气抽放创造了一些新的可行方法。定向本煤层长钻孔可有效地减少开采前方大面积煤体内的煤层气含量，无论是透气性差的煤层，还是透气性好的煤层都有效果。凭借长孔钻井能力，钻井工能有效地抽放本煤层和邻近层的煤层气。对于特殊的地质条件和储气条件。REI公司采用了储气模拟技术，确定钻孔间距和抽放时间。
在不可能布置垂直采空区气井的地方，以及在多水平开有作业中，采用的垂直于走向巷道或上覆采空区瓦斯回收技术效果不佳或成本太高时，钻机能够定向地控制水平采空区钻孔，使之越过将来开采的长壁盘区。
4.注气开采
注气开采煤层气就是向储层注入N2，CO2，烟道气等气体，其实质是向煤层注入能量，改变压力传导特性和增大或保持扩散速率不变，从而达到提高单产量和回收率的目的。依据扩散渗流理论和多组分吸附平衡理论，对先注气后采气的间断性注气模式和边注边采的连续注气模式的增产机制分析如下：
①间断性注气吸附平衡以后煤层部分采气区的原始压力增加，开采时压力梯度增大，渗流速度增大，衰减时间延长；连续性注气保持了维持煤层气流动的压力梯度不变，相对提高了渗流速度。另一方面注气造成的渗流速度增大又引起裂隙系统中煤层气分压下降速度加快，由此引起更多的吸附煤层气参与解吸，解吸扩散速率的增大，反过来又促使渗流速度加快。
②当注气压力较大时，还可能在煤层内形成新的裂隙，使渗透率即压力传导系数增大，从而引起渗流速度增大。
③煤是一种具有较高剩余表面自由能的多孔介质。由于煤的剩余表面自由能总量(吸附空位)一定，所以煤层与混合气体达到吸附平衡后，每一组分的吸附量都小于其在相同分压下单独吸附时的吸附量。注气后，竞争吸附置换，必然使一部分吸附的甲烷解吸扩散，从而引起扩散速率、渗流速度和回收率提高。
注气增加储层能量，提高储层压力传导系数并产生竞争吸附置换效应，从而提高煤层气开采时的单产量及回收率。
5.定向羽状水平井
定向羽状水平井是在常规水平井和分支井的基础上发展起来的，是指在一个主水平井眼的两侧再钻出多个分支井眼作为泄气通道。为了降低成本和满足不同需要，有时在一个井场朝对称的3或4个方向各布一组水平井眼，有时还利用上下2套分支同时开发2层煤层。该技术是美国CDX公司的专利技术。
定向羽状水平井的增产机理在于：分支水平井在煤层形成相互连通的网络。最大限度地沟通煤层裂隙和割理系统，大大降低了煤层裂隙内流体的流动阻力，提高煤层排水降压速度和煤层气解吸运移速度，进而增加煤层气产量，提高采出程度，缩短采气时间极大地提高煤层气开发经济效益。
定向羽状水平井技术的优点主要有以下几点：
①增加有效供给范围。羽状水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带，从而大大增加煤层气的供给范围；②提高了导流能力。分支井眼与煤层割理的相互交错，煤层割理与裂隙更畅通，就提高了裂隙的导流能力；⑧减少了对煤层的伤害。采用定向羽状水平井钻井完井方法，避免了固井和水力压裂作业，这样只要在钻井时设法降低钻井液对煤层的伤害，就能满足工程要求；④单井产量高，经济效益好。单井成本比直井高，但在一个相对较大的区块开发，就减少了钻井数量、钻前工程、钻井完井材料消耗等，综合成本就下降了，而且产量是常规直井的3～10倍，采出程度平均高出2倍；⑤有利于环境保护。钻定向羽状水平井的井场只相对于常规井的三分之一，占地面积很小，在煤层侧钻水平井，便于绕过山地、沼泽和重要建筑物。
2.处理
要使煤层气成为一种洁净燃料和化学原料，需要对煤层气进行浓缩和净化。目前,实现工业化气体吸附分离的技术是变压吸附法（PSA）以及膜分离法。变压吸附法利用吸附剂对气体混合物的各组元的吸附强度、在吸附剂颗粒内外扩散的动力效应或吸附剂颗粒内微孔对各组元分子的位阻效应不同,以压力的循环变化为分离推动力,使一种或多种组分得以浓缩或纯化的技术，它以产品纯度高、产气量大而占据优势。膜分离技术是以膜两侧气体的分压差为推动力,通过溶解、扩散、脱附等步骤产生组分间传递速率的差异实现分离的一种技术。膜分离法具有工艺简单、操作方便、投资少等优点。但存在膜分离技术对制膜技术依赖性强、成本高、易发生淤塞、易损等缺陷，而且膜分离方法其产品纯度和产气量不如变压吸附技术。
国内发展和应用现状
按2009年版的《BP世界能源统计》，中国的煤炭探明储量1145亿吨，占世界的13．9％，仅次于美国、俄罗斯。中国深度浅于2000米的煤层气资源量36．81万亿立方米，探明储量1023亿立方米，可采储量469．57亿立方米，主要分布在中部和东部地区，其中华北地区储餐较多。煤层气生产地区有陕西的鄂尔多斯煤田、河北平原地区、淮南及淮北煤田、横跨四川南部与贵州的露天煤矿地区以及贵州的六盘水等煤田。
中国上世纪50年代在开采煤炭的同时已开始利用煤层气。1982年中国政府正式将煤层气利用列入国家节能投资计划，1990年首次将煤层气用于电厂燃料，其后相继引入外资进入煤层气开发领域。至2007年6月，中国已与外资签订28项合作开发分成协议，后又引入澳大利亚箭牌能源参与煤层气开发。
中国2008年煤层气产量50亿立方米，纯煤层气产量5亿立方米。目前，纯煤层气开发生产能力约20亿立方米，按“十一五”计划，2010年煤层气产量达到100亿立方米，煤层气利用量80亿立方米，2020年产量达到400亿立方米。煤层气主要生产地区是沁水煤田和鄂尔多斯煤田。
2009年4月，中国政府确定新的目标，大力发展煤层气作为安全、环保的煤的替代品。煤层气开发既能解决煤炭安全生产，又将极大地补充天然气供应，从而实现产业利益、安全效益、经济效益和环保效益兼顾。中国煤层气将有大的发展。
国外发展和应用现状
目前，美国、加拿大、德国和法国等国家的煤层气产业发展迅速，各国的煤层气资源条件、政策等有所差别，其发展状况也有所不同。美国煤矿甲烷减排技术与政策
美国煤层气利用现状
美国在研究、勘探、开发利用方面处于世界领先地位，是世界上率先取得煤层气商业化开发最成功的国家。20世纪初美国就开始在井下开采煤层气，从70年代末至80年代初，美国通过采煤前预抽和采空区井抽放回收煤层气，并开始进行地面开采煤层气试验，1997年其产量达320亿立方米，基本形成产业化规模。美国利用地面钻孔水力压裂开采煤层气技术和煤层气回收增强技术。煤层气回收增强技术是把二氧化碳注入不可开采的深煤层中加以储藏，同时排挤出煤层中所含的甲烷加以回收的过程，氮气也同样适用于这一方法。2004年美国煤层气年产量达500亿立方米，成为重要的能源。 美国煤层气开发迅速取得成功，除具有良好的煤层气地质资源条件和完善的基础设施（如发达的天然气管网）以外，煤层气开发初期政府的宏观调控政策特别是卓有成效的财政支持、政策法规鼓励和开放的市场，使美国率先取得煤层气商业开发的成功。美国是世界第二大产煤国，每年因煤炭开采而排放的甲烷达49～77亿M3。根据美国环保局的调查，1996年被调查的79座煤矿共释放甲烷40亿M3，其中有17座煤矿建立了矿井甲烷利用系统，利用总量为13.9亿M3，有20多座煤矿建立了甲烷抽放系统。而1995年，美国采煤作业所释放出的甲烷量占全美范围内甲烷释放量的12％左右。美国从70年代开始回收煤矿甲烷，首先是从煤矿安全角度出发。较早开展煤层甲烷抽放的煤矿是吉姆瓦特资源公司（JWR）拥有的位于阿拉巴马州的兰溪三、四、五和七矿。1994年，当JWR在对其兰溪三号矿井进行井下巷道开拓时，遇到了大量的瓦斯涌出，而且单采用通风方式无法解除瓦斯隐患，于是决定预抽煤层甲烷以提高矿井安全水平。后来，JWR和一家石油公司联合应用地面垂直井进行煤层气开发，并成立了黑勇士甲烷公司（BWM）。到1996年，BＷＭ公司的煤层气产量达113万M3／Ｄ，平均抽放效率为46％。在所抽放的甲烷中，地面垂直井抽出量占34％，采动区井占62％，井下钻孔占4％。到1994年，全美范围内有10座煤矿建立了甲烷抽放与利用项目，共抽出甲烷9.9亿M3。而1996年抽放利用量达13.9亿M3。随着煤层甲烷抽放与利用量的增加，减少了温室气体的排放和环境污染。1996年与1994年相比，所减排的甲烷量相当减排2500万ＴCO2。在美国，从矿井中所回收的甲烷，绝大部分被注入到天然气管道销售。进入天然气管道的煤层气要求甲烷含量在95％以上，并且不含有害气体。除注入天然气管道销售外；煤矿所回收的部分甲烷也用来进行发电或通风空气加热等。在美国，回收甲烷矿井数量和回收甲烷量的增加，主要是由以下四种因素所引起的：
（1）越来越多的煤炭生产者对煤层甲烷回收技术越来越熟悉；
（2）所生产的甲烷除管道销售外，还被生产者通过其它途径加以利用并产生经济效益；
（3）在大多数煤层甲烷生产州中，煤层甲烷的所有权问题已得到解决；
（4）已有的甲烷利用项目证实了煤层甲烷项目经济上的可行性。此外，联邦能源委员会636和888号法令的颁布，排除了天然气和电力行业限制竞争的因素，为煤矿甲烷生产商进入天然气输送和电力输送领域扫清了障碍。
供应商信息
日本超越对中环境商务咨询株式会社（KOE）
中石油煤层气有限责任公司
中联煤层气有限责任
晋煤集团
中石油华北油田煤层气分公司（沁水盆地）
亚美大陆煤层气有限公司
有格瑞克公司
美国远东能源公司
澳大利亚(ARROW)公司。
奥瑞安煤层气公司(钻井技术)
经典案例
煤层气甲烷收集发电CDM项目案例－晋城项目
1、背景及项目介绍
煤层气（CBM）的主要成分之一是甲烷。我国由于煤矿开采而产生的煤层气排放量由1987年的63.5亿m3增加到1996年的92.8亿m3 ,占世界煤层气总排放量的1/3。增加我国的煤层气的回收和利用/销毁,对减少全球甲烷排放量有很大贡献,而我国目前煤矿对煤层气进行抽放的目的主要是为了保证煤矿安全生产。我国煤矿从1950年开始采用井下抽放方法抽取煤层气,到2000年底,全国已有184个煤矿建立煤层气井下抽放系统和地面输气系统,年抽放量达9. 2亿m3 ,其中抚顺和阳泉矿区年抽放量均超过1亿m3 ,晋城、淮南和盘江的煤层气抽放量增长迅速。随着矿井煤层气抽放系统的增加和抽放效率的提高,全国煤矿区煤层气井下抽放量将在2010年达到15～20亿m3。但煤层气产业化面临资金和技术缺乏两大障碍,煤矿煤层气平均抽放效率仅为32 % ,煤层气利用量仅为4亿m3 ,主要作民用燃料,其次是发电和生产化工产品。如果通过CDM机制引进资金和技术支持会对煤层气利用产业自身发展带来益处，同时大大减少我国温室气体的排放量。
晋城矿区拥有丰富的煤层气资源,总储量约为534亿m3。2002年,晋城矿区只有寺河矿在进行井下煤层气抽放,其抽放设计能力为200m3/min ,最终的抽放能力为400m3/ min。当时预计到2003年煤层气抽放量可达到10113万m3 ,2005年达到16235万m3。2002年，寺河矿已建成1座装机容量为11000kW的燃气轮机发电机组试验电站,年利用煤层气2240万m3 ,其余的煤层气仍排入大气中。由于寺河矿井下抽放的煤层气甲烷浓度只有50.19%,氧气含量达4.75%,不适于作为化工原料,且矿区远离大中城市,因此煤层气利用最佳方案为发电,建1座装机容量为120MW的煤层气电厂,煤层气年利用量达16928万m3。项目期限为15年。
2、项目技术方案
由于寺河矿井抽放煤层气不可能一步达到设计抽放量,因此电站的建设也必须分期建设。根据煤层气的逐年供应情况和燃气轮机燃气消耗,以及国内发电燃气轮机的生产情况,该项目建议选用南京汽轮电机厂与美国GE公司合作生产的适合中低热值煤层气为燃料的PG6518B型重型燃气轮机发电机组,配套国产余热锅炉和国产蒸汽轮发电机组,其装机为2套1×42MW + 1×18MW的燃气轮机联合循环机组。
3、投资估算
在CDM项目设计中做投资分析主要是寻找“额外性”证据，即证明项目在没有CDM帮助的情况下经济基本不可行或者完全就不可行，而正是CDM的介入使得项目克服了经济障碍而得以实施。就晋城项目CMM生产环节而言，项目总投资为235百万美元。通过计算，在没有CER收入的情况下，项目内部收益率（IRR）仅为5.3%,在有CER收入的情况下，IRR飙升至14.8%。另外，看项目净现值（NPV）也是CDM额外性分析中有利的工具，该项目的NPV在没有CER收入时仅为310万元，而在有CER收入时增加为2.113亿元。就其发电部分而言，财务分析显示在没有CER收入时IRR仅为6.6%,而在有CER收入时升至8.2%。净现值由没有CER收入时1.529亿元升至有CER收入时的2.887亿元。该项目的财务分析计算均采用4.96%作为贴现率。
4、温室气体减排计算
本项目利用煤层气发电,电厂正常达产达到设计发电量后每年消耗煤层气9073.7万m3 ,相当于减排2980,904tCO2（注意：该项目基准线情景下有2550万m3甲烷是被已有设施利用掉的，所以真正用来计算减排的是9073.7万m3减去2550万m3后的6523.7万m3，即这6523.7万m3甲烷燃烧抵销的排放才是“额外”产生的减排量）。燃烧甲烷释放的CO2相当于160,802tCO2（需要减去）。项目所需辅助燃料燃烧排放613tCO2，也应当减去。另一方面,建立煤层气电厂避免了同样规模的燃煤电厂排放的CO2 (每kg标准煤燃烧后排放约2.66kgCO2)68,845tCO2。因此项目每年减排888,334t CO2。随着装机的增加，从2008年起，该项目的减排量还会随着燃烧利用的甲烷量的增加而增加。下表列出了该项目入计期内减排量，单位是吨CO2当量。
参考文献
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http://www.cncdm.cn/search/search.asp?type=CDM%C4%DC%C1%A6%BD%A8%C9%E8&id=65
