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全球石油危机及高位运行的油价使人们急切地寻找和开发新能源，替代能源和接续能源成为了全球的研发热点。危害生产安全的矿井“杀手”——煤层气能否变为新能源造福人类？记者在对承担国家“十一五”科技支撑计划重点项目煤层气综合利用的西南化工研究设计院采访时了解到，该院已经突破了煤层气制压缩天然气（CNG）及液化天然气（LNG）、煤层气自热转化制氢等多种技术瓶颈。煤层气不仅可以转化为新能源，还可以为化工下游系列产品开发提供良好的基础。
储量：相当于240亿吨石油
煤层气俗称瓦斯，主要成分为甲烷，热值与天然气相当，不仅是可以直接使用的洁净、高效能源，也可以液化成车用燃料，还可用于生产合成氨、甲醇或深度加工成系列化工产品。
据国际能源机构（IEA）估计，全球煤层气总储藏量达260万亿立方米。其中，俄罗斯、加拿大、中国和美国的储量最大，占世界总储量的80%。我国地下2000米以内的浅煤层气资源量为36.7万亿立方米，与天然气总量相当。其主要分布在全国24个省、市、自治区，其中适宜开发的煤层气储量占煤层气探明总储量的60%以上。据计算，1000立方米煤层气相当于1吨标准煤，其发热量可达30兆焦/立方米以上，据此估算我国的煤层气储量相当于350亿吨标准煤或240亿吨石油。 中华人民共和国图鉴社
利用：安全脱氧是关键
专家称，煤层气分为两类：一类是在煤炭开采前通过地面垂直钻井抽采的煤层气,甲烷含量在95％以上，可直接通过管道输送，也可加压液化后通过汽车、火车或轮船运输。但这种抽采方式前期投资大，一个能商业化运行的煤层气地面井组一般投资2000万元左右，抽采过程还可能遇到煤层含气量减少、渗透性差、不易抽采等难题。
另一类是由于煤矿的开采而释放出的煤层气，即含氧煤层气，甲烷含量仅20%～75%。这种抽采方式投资小，风险小，可根据煤炭开采过程中煤层气实际含量，确定通风量和抽气量。这是我国目前煤炭企业普遍采用的抽采方式。但这种煤层气不能直接远距离运输作为民用和工业原料使用，只有通过分离提纯，才能实现安全、方便、经济的远距离运输。
记者采访得知，若直接采用变压吸附法、低温法富集甲烷，存在爆炸的安全隐患。因此，利用煤层气资源，必须突破煤层气脱氧的技术瓶颈。
集成创新：变“杀手”为接续能源
西南院近几年利用自身技术优势与积累，已开发出煤层气耐硫脱氧、脱硫脱碳和甲烷浓缩的集成创新技术。
西南院主要开发了两种脱氧工艺：一种是非催化脱氧工艺，煤层气中2/3的氧与焦炭反应脱除，1/3由甲烷反应脱除；另一种方法是催化除氧，开发了贵金属催化剂和非贵金属的耐硫催化剂。两种脱氧法都可把煤层气中的氧脱除至0.5％以下。脱氧后的煤层气可采用胺法、选择性吸附等脱碳、脱氮，采用变压吸附法或低温分离法提浓甲烷就可制成CNG/LNG。 本文来自中华人民共和国图鉴社
经专家测算，液化后的煤层气体积缩小625倍，一台35立方米的标准液化气槽车可运输21000标准立方米煤层气，相当于8个标准气井的全部日产量。专家把液化槽车形象地比喻为高速公路上的天然气管道，液化煤层气经简单的气化装置就可重新变成气态使用。因此，煤层气液化克服了长途铺设管线耗资大、覆盖地区有限且不具备储存和调峰能力的缺点，具有良好的应用和发展前景。
据发改委有关人士透露，煤层气的液化已在山西等产煤省份开始推进。山西国瑞投资有限公司采用西南院煤层气脱氧专利技术的5万吨/年煤层气液化项目可行性研究报告已通过初审。
另据发改委能源所预测，中国2010年、2015年和2020年，天然气缺口分别为300亿立方米、650亿立方米和1000亿立方米。所以，把煤层气作为天然气的接续能源进行开发利用，尽快实现煤层气综合利用的产业化，不仅是解决中国能源接续问题的当务之急，也是建立节约型社会的当务之急。
另悉，西南院早在20世纪80年代就利用变压吸附气体分离技术对煤层气的浓缩进行了系列试验，在技术工艺、吸附剂及自动控制等方面取得突破性进展，申请了国家专利。河南焦作矿务局采用该技术在1987年建成我国第一套处理煤层气量为500立方米／小时的浓缩工业装置，成功地将瓦斯中的甲烷浓度从20％提高到50％～95％。
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