L umpur pemboran memegang peranan yang sangat penting dalam operasi pemboran. Pemilihan komponen lumpur dan penentuan kuantitas masing-masing komposisi harus tepat. Apabila terjadi kesalahan dalam prosesnya, maka dapat menyebabkan permasalahan. Di samping lumpur pemboran, jenis formasi juga merupakan faktor penting yang harus diperhatikan dalam operasi pemboran. Dalam prosesnya, jenis formasi shale merupakan jenis formasi yang reaktif. Kandungan shale yang tidak stabil pada formasi dapat memicu permasalahan dalam operasi pemboran. Ketidakstabilan shale akibat interaksinya dengan lumpur pemboran menjadi penyebab permasalahan yang ada pada sumur MS, yaitu sloughing shale. Penelitian ini dilakukan dengan analisis dan evaluasi. Analisis yang dilakukan adalah analisis data laboratorium karakterisasi mineral melalui cation exchnge capacity dan x-ray diffraction. Berdasarkan dua analisis ini, ditentukan jenis mineral clay apa yang mendominasi, apakah dry shale atau wet shale. Dry shale dapat memicu terjadinya sloughing shale, sedangkan wet shale dapat memicu terjadinya swelling clay. Melalui analisis ini, ditentukan jenis dan komposisi lumpur yang tepat. Kemudian, dilakukan analisis data laboratorium interaksi antara dinding lubang bor dengan lumpur pemboran melalui linear swell meter, dispersion test, dan capillary suction time test. Penelitian dilakukan dengan menganalisis komposisi dan sifat fisik lumpur. Ini dilakukan untuk melihat pengaruh komposisi dan dampaknya terhadap sifat fisik lumpur atas ketidakstabilan shale. Berdasarkan analisis hasil uji laboratorium karakterisasi mineral, diperoleh jenis formasi yang didominasi oleh kaolinite yang memicu terjadinya sloughing shale. Kemudian dipilih jenis lumpur dan komposisi untuk menangani terjadinya permasalahan sloughing shale. Berdasarkan hal ini, diperoleh jenis lumpur yang mampu menahan kestabilan shale, yaitu high performance water based mud dengan komposisi 7% KCl dan 3% Polyamine. Dengan konsentrasi ini, terjadi sloughing shale dan foaming issue pada trayek 12 ¼”. Sloughing shale pada trayek ini terjadi akibat adanya dominasi kaolinite pada formasi, konsentrasi ion K+ yang terlalu tinggi, dan kurangnya pengendalian terhadap sifat fisik lumpur. Ion K+ berfungsi untuk menjaga kestabilan shale, tetapi nilainya yang terlalu tinggi membuat formasi semakin kering, rontok, dan terjadi sloughing. Karena permasalahan sloughing shale yang terjadi pada trayek 12 ¼”, dan tidak dilakukan treatment apapun untuk menangani permasalahan ini, terjadi permasalahan lain pada sumur MS, yaitu stuck pipe pada kedalaman 4100 ft. Pertama, dilakukan analisis differential sticking dengan menghitung perbedaan tekanan hidrostatis dan tekanan formasi. Tekanan hidrostatis memiliki nilai 2217,28 psi dan tekanan formasi memiliki nilai 2006,21 psi sehingga differential pressure memiliki nilai 211,07 psi. Nilai ini berada di bawah batas yaitu 500 psi yang menunjukkan stuck pipe bukan disebabkan karena differential sticking. Kemudian, analisis stuck pipe dilakukan dengan menggunakan metode Cutting Carrying Index (CCI) dan Qmin. Nilai CCI yang diperoleh sampai kedalaman terjadinya stuck pipe pada 4100 ft memiliki nilai pada kisaran 0,355 – 0,786. Nilai ini berada di bawah kisaran aman nilai CCI yaitu 1. Ini menunjukkan pengendapan cutting terjadi. Nilai Qmin tertinggi adalah 1618,49 gpm, sedangkan rate pompa yang digunakan adalah 650 gpm. Berdasarkan hasil ini, pengangkatan cutting tidak berjalan maksimal sehingga menyebabkan pengendapan cutting. Setelah dianalisis, stuck pipe yang terjadi disebabkan oleh mechanical sticking karena hole pack off sloughing shale yang terjadi pada trayek 12 ¼”. Permasalahan stuck pipe pada kedalaman 4100 ft ini ditangani dengan melakukan work on pipe berupa pull out of hole (POOH) dan reaming untuk melepaskan pipa yang terjepit. Oleh karena itu, dilakukan evaluasi ulang untuk komposisi lumpur yang tepat. Pada pemboran trayek 8 ½”, dilakukan Management of Change, dengan menggunakan sistem lumpur KCl Polimer dengan konsentrasi 4% KCl. Pemboran dilanjutkan tanpa ada permasalahan. Sloughing shale tidak terjadi, dan konsentrasi shale inhibitor mampu menahan kestabilan shale.