Drilling wells FZH-10 passing some rock formations that one of them is on a trajectory Kintom Formations 12¼ ". In the Kintom Formation Shale layers are reactive, causing some problems such as swelling cutting, bit balling, BHA balling and stuckpipe.To overcome these problems, the process of drilling the wells FZH-10 stretch 12¼ "using mud circulation system Kla HPWBM Shield,where the mud circulation system haspolymer composition Ultrahib that serves to overcome the problem of Formation. Shale reactive But during the drilling process took place there are still some problems that occurassociated with clay swelling due tothe use of shale inhibitor is less than optimal. The focus of this research is optimizing the use Ultrahib as shale inhibitor used in the drilling mud circulating system Kla Shield HPWBM to overcome the problems of swelling clay.In the process, to determine the optimum level of use of these methods will be utilized Ultrahib Methylene Blue Test (MBT) to determine the value of the cation exchange capacity (CEC) of the shale formation and usingmethod Swelling Test to determine the optimum level of Ultrahib that need to be used. Based on the results of testing of methods of Methylene Blue Test (MBT), it is known that the value of the cation exchange capacity (CEC) of the shale formation located on the route 12¼ "wells FZH-10 was 20 meq / 100 gram. With the value of the CEC, it can be determined that the types of minerals contained in these formations are illite which is a mineral that is reactive andwill occur swelling if the contact of water. In determining the optimum levels of use Ultrahib (ShaleInhibitor)used methods Swelling Test and obtain optimum levels of use Ultrahib that need to be added to address theof problem Shale is 2.58%. Sumur pengeboran FZH-10 melewati beberapa formasi batuan yang salah satunya yaitu Formasi Kintom pada trayek 12¼”. Pada Formasi Kintom tersebut terdapat lapisan Shale yang reaktif sehingga menimbulkan beberapa masalah seperti swelling cutting, bit balling, BHA balling dan stuck pipe. Untuk mengatasi masalah tersebut, proses pengeboran pada sumur FZH-10 trayek 12¼” menggunakan sistem sirkulasi lumpur Kla Shield HPWBM, dimana sistem sirkulasi lumpur ini memiliki komposisi polimer Ultrahib yang berfungsi untuk mengatasi masalah Formasi Shale yang reaktif. Namun pada saat proses pengeboran berlangsung masih terdapat beberapa permasalahan yang terjadi terkait dengan swelling clay dikarenakan penggunaan shale inhibitor kurang optimal. Fokus dari penelitian ini yaitu pengoptimalan penggunaan Ultrahib sebagai shale inhibitor yang digunakan pada sistem sirkulasi lumpur pengeboran Kla Shield HPWBM untuk mengatasi permasalahan swelling clay. Pada prosesnya, untuk mengetahui kadar optimum dari penggunaan Ultrahib tersebut akan digunakan metode Methylene Blue Test (MBT) untuk mengetahui nilai Cation Exchange Capacity (CEC) dari formasi shale tersebut dan dengan menggunakan metode Swelling Test untuk mengetahui kadar optimum dari Ultrahib yang perlu digunakan. Berdasarkan hasil pengujian dari metode Methylene Blue Test (MBT), diketahui bahwa nilai Cation Exchange Capacity (CEC) dari formasi shale yang terdapat pada trayek 12¼” sumur FZH-10 adalah 20 meq/100 gram. Dengan nilai CEC tersebut maka dapat ditentukan bahwa jenis mineral yang terdapat pada formasi tersebut adalah Illite yang merupakan mineral yang reaktif dan akan terjadi swelling apabila kontak terhadap air. Dalam penentuan kadar optimum dari penggunaan Ultrahib (Shale Inhibitor) digunakan metode Swelling Test dan didapatkan kadar optimum dari penggunaan Ultrahib yang perlu ditambahkan untuk mengatasi problem Shale adalah 2,6%.Sumur pengeboran FZH-10 melewati beberapa formasi batuan yang salah satunya yaitu Formasi Kintom pada trayek 12¼”. Pada Formasi Kintom tersebut terdapat lapisan Shale yang reaktif sehingga menimbulkan beberapa masalah seperti swelling cutting, bit balling, BHA balling dan stuck pipe. Untuk mengatasi masalah tersebut, proses pengeboran pada sumur FZH-10 trayek 12¼” menggunakan sistem sirkulasi lumpur Kla Shield HPWBM, dimana sistem sirkulasi lumpur ini memiliki komposisi polimer Ultrahib yang berfungsi untuk mengatasi masalah Formasi Shale yang reaktif. Namun pada saat proses pengeboran berlangsung masih terdapat beberapa permasalahan yang terjadi terkait dengan swelling clay dikarenakan penggunaan shale inhibitor kurang optimal. Fokus dari penelitian ini yaitu pengoptimalan penggunaan Ultrahib sebagai shale inhibitor yang digunakan pada sistem sirkulasi lumpur pengeboran Kla Shield HPWBM untuk mengatasi permasalahan swelling clay. Pada prosesnya, untuk mengetahui kadar optimum dari penggunaan Ultrahib tersebut akan digunakan metode Methylene Blue Test (MBT) untuk mengetahui nilai Cation Exchange Capacity (CEC) dari formasi shale tersebut dan dengan menggunakan metode Swelling Test untuk mengetahui kadar optimum dari Ultrahib yang perlu digunakan. Berdasarkan hasil pengujian dari metode Methylene Blue Test (MBT), diketahui bahwa nilai Cation Exchange Capacity (CEC) dari formasi shale yang terdapat pada trayek 12¼” sumur FZH-10 adalah 20 meq/100 gram. Dengan nilai CEC tersebut maka dapat ditentukan bahwa jenis mineral yang terdapat pada formasi tersebut adalah Illite yang merupakan mineral yang reaktif dan akan terjadi swelling apabila kontak terhadap air. Dalam penentuan kadar optimum dari penggunaan Ultrahib (Shale Inhibitor) digunakan metode Swelling Test dan didapatkan kadar optimum dari penggunaan Ultrahib yang perlu ditambahkan untuk mengatasi problem Shale adalah 2,6%.