La mayor actividad de extracción del CBM se está realizando en EE.UU., en dos áreas principales: San Juan Basin, en Colorado y Black Warrior Basin, en Alabama. Las mejores zonas de San Juan Basin tienen capas potentes de carbón (más de 15 metros) saturadas en gas, mientras que Black Warrior Basin tiene una serie de capas delgadas (no mayores de 1,5 metros). Los pozos de generación de CBM datan de 1977 cuando AMOCO Production Company terminó su primer pozo en San Juan Basin. La primera experiencia reveló que la producción de CBM no era fácil. La perforación dañaba las reservas extremadamente frágiles, consecuencia de la producción de finos de carbón. Esto a veces causa problemas por bloqueo de pozos. La experiencia obtenida en los yacimientos múltiples de Black Warrior Basin ha sido descrita en la guía Coalbed Methane Operations. La guía da una información práctica de la ubicación, perforación y producción de los pozos de CBM. Logan en 1993 también describió muchos detalles de la técnica de perforación de pozos. Schraufnagel en 1993 describió la producción comercial del CBM en EE.UU. y dio detalles de los tipos de equipo utilizado.

Los primeros pozos de CBM utilizaban una técnica llamada terminación de sondeos, por simplificación de la perforación a través de la cuenca o cuencas. Estos pozos a veces se prolongaban por debajo del revestimiento de los pozos. La prolongación era para eliminar algún daño de la cuenca de carbón que pudiera haber ocurrido durante la perforación del pozo. A pesar de todo, muchos pozos tuvieron dificultades con la producción de finos. Una técnica usada ahora es revestir el sondeo con cemento. El metano de los yacimientos de carbón entra en los pozos recubiertos a través de perforaciones hechas en el revestido. La experiencia en Black Warrior Basin en Alabama, muestra que los sondeos abiertos no son siempre tan exitosos como los sondeos recubiertos. Un problema con el uso del cemento es que puede invadir la estructura de fracturas de la cuenca de carbón. Verdaderamente, la razón del empleo temprano de la terminación de un sondeo sin revestimiento era evitar el daño potencial causado por las operaciones de revestimiento por cementación.

Las perforaciones en el revestimiento del pozo pueden también causar problemas en las cuencas de carbón. Existe la posibilidad de formación de trozos de carbón cuando se produce la perforación mediante cargas explosivas. Las partículas con dimensiones límites, pueden provocar taponamientos de las aberturas; es por eso por lo que se introducen las muescas. Se eliminan las partículas a través del revestimiento usando herramientas de inyección a presión. La acción de la presión arrastrará el material lejos del punto de atascamiento. Las cargas de perforación son normalmente de pequeño diámetro (0,95 - 1,25 cm) con una densidad de 13 por metro, y da una gran penetración del yacimiento de carbón. Lambert en 1987 estimó que este método de perforación de alta densidad de disparo (HSD) era mejor que los sondeos abiertos o con recubrimiento muesqueado en la sima múltiple de Deerlick Creek en Alabama. La terminación de pozos con método HSD llevó dos días contra las dos semanas requeridas en la perforación de pozos abiertos o con recubrimiento muesqueado. Lambert en 1989 ordenó los tres métodos de esta manera: perforaciones, muesqueado y sondeos abiertos. El único aspecto en donde las perforaciones eran peores que en las otras dos era el taponamiento, la restricción de entrada del fluido por el área destinada a ello.

Producción de gas y agua de un pozo. Fuente: IEA Coal Research (January, 1995). Coalbed methane extraction.

Con la excepción de algunas cuencas del CBM de San Juan Basin, éste no se ha producido en cantidades interesantes sin el uso de fracturación hidráulica. La fracturación hidráulica es una técnica mediante la cual un fluido se bombea a alta presión dentro del pozo. El propósito es crear orificios artificiales (fracturas de tensión) para proporcionar nueva área de superficie de reserva y actuar como un conducto de baja presión desde la boca del pozo hasta el yacimiento de carbón. El fluido de fracturación inyectado puede ser agua, gas, espumas o geles. El fluido puede llevar un propagador, a veces arena de los alrededores del pozo, que mantiene las fracturas abiertas hasta que el bombeo haya terminado. Aunque la fracturación hidráulica es relativamente bien comprendida en la producción de petróleo y gas convencional, este conocimiento es menor cuando se trata de CBM. Jeffrey en 1991 señala que, en el carbón, el tamaño de las fracturas y la conductividad no pueden ser pronosticados con exactitud.