煤层气采出方式主要有两种，一是抽采煤层气，一是风排瓦斯(乏风瓦斯)。风排瓦斯(CH4<1%)是国内涌出煤层气的主要处理方式，通过通风装置降低矿井中瓦斯的浓度，目前国有重点煤矿通风能力基本能满足需求，但不具备利用价值；井下钻采是在煤炭开采过程当中，在煤层中掘进专门的抽采巷道，在本煤层、邻近煤层和采空区钻孔抽采，开采出的煤层气浓度低(1%<CH4<30%)。地面开采是将煤层气作为一种有用的矿产资源，与油气资源开采类似，通过地面钻井开采，纯度高(CH4>90%).

    (一)煤层气地面钻采极具增量

    地面钻采煤层气可以实现煤层气的规模化生产。2006年12月国家安监局出台《煤矿瓦斯抽放规范》，要求采煤工作面瓦斯涌出量达到一定程度的必须建设地面永久瓦斯抽放系统或井下移动泵站瓦斯抽放系统，如果瓦斯资源稳定且服务年限长则应当建立地面永久瓦斯抽放系统。按此规定，目前国有重点煤矿高煤层气和煤层气突出矿井，已经全部建立了煤层气抽采系统，煤层气井下抽采量稳步上升。

    地面煤层气钻采是煤层气综合开采的难点和关键。煤层气综合抽采是未来煤矿和煤层气综合开发的趋势，即开采煤层前进行预抽，卸压邻近层瓦斯边采边抽以及采空区煤层气抽采；地面开采的煤层气甲烷浓度高，可以直接作为天然气的替代品进行使用。“十一五”以来，地面煤层气钻采占整个煤层气产量比例逐年提高。

    1、井下抽采煤层气具有产量天花板。

    相对于地面钻采，煤层气井下抽采受到煤炭开采总量的限制。2011年全国原煤生产总量为35亿吨，全国煤层平均含气量为9.76m3/t，按照目前井下抽采采收率为30%-40%计算，有100-130亿方煤层气可以实现井下抽采，2011年实际实现了92亿方的开采。未来井下煤层气抽采的进一步增长，必须依赖煤炭开采的持续增长或者地下煤层气采收率的提升。煤炭开采受限于经济增长的减缓和替代能源的增加，未来大规模的快速增长并不现实，另外井下抽采煤层气采收率提高受限于科技水平和经济性的影响，存在较大的不确定性，但总的来说只要是配合煤炭开采，那么就具有产量“天花板”.

    2、地面开采比井下开采煤层气更具经济性。

    井下抽采的低浓度煤层气(CH4<30%)中混有空气，单位体积热值低、运输成本高，无法实现规模化的利用，只能在当地就近使用，或者直接稀释排空(每年国内排空的煤层气达150亿方，温室效应远高于二氧化碳)。只有当浓度达到80%及以上时，管道运输和LNG、CNG槽车运输等才具有经济性。高浓度瓦斯主要有两种来源：一是地面抽采的煤层气，甲烷含量达95%以上；另一种是通过浓缩工艺将井下抽采的煤层气浓度提高。

    采用井下低浓度瓦斯浓缩工艺则成本过高。目前低浓度瓦斯提纯技术主要使用真空变压吸附法(VPSA)，即低浓度瓦斯在常压下被吸附塔吸附后，再利用抽真空的方法降低CH4的分压，使其解吸并汇集起来。处理原料为抽采泵排出的CH4含量在5%-50%之间的煤层气，通过两级吸附可以实现甲烷浓度30%-90%之间自由调节，其中30%以上的可以直接用作民用燃气、瓦斯发电、锅炉燃烧等。浓度在90%以上的则可以通过LNG撬车、CNG装罐或者管道运输实现商业化利用。

    尽管地面钻采煤层气与井下抽采并不能完全替代彼此，我们认为地面高浓度煤层气经济性更高。以利用价值最高、获利最大的高浓度煤层气(>90%)的生产和销售为例，可以看出低浓度煤层气的提纯成本就达到了0.8元/m3，再加上低浓度瓦斯的抽采成本以及其他费用，提纯后的煤层气成本将更高。

    相比之下地面钻井开采煤层气，浓度基本达到90%以上，而且不需要净化等费用，成本中钻井投资占比最大。钻井成本受到地质条件的影响而有所不同，钻一口直井的平均成本为100-200万，平均产气量为2000-3000m3/d(生产期以15年计)，加上修井和地面建设的费用，以及考虑到钻遇率的影响，估计单井开采成本约为0.5元/m3，高浓度煤层气销售平均价格为1.5元/m3，可见地面开采煤层气可以带来更好的经济回报。