Jeotermal sahalar için formasyon sıcaklığı kuyunun üretkenliğini ve sürdürülebilirliğini belirleyen önemlibir veridir. Bunun için kuyular açıldıktan sonra bazı testler gerçekleştirilmekte ve sonuçlar eldeedilmektedir. Bu yaklaşım zaman gerektirmekte ve ekonomik açıdan maliyetleri yukarı çekmektedir.Sondaj sırasında formasyon sıcaklığını tahmin edilebilmesinin ekonomik ve zaman anlamındakazanımları olacaktır. Bu sıcaklık değerlerinin tahmin edilebilmesi için kuyu ve formasyon sıcaklıklarıarasındaki bazı ısı transfer mekanizmaları içeren modellerin uygulanması gerekmektedir. Bu çalışma EgeBölgesindeki bir jeotermal kuyudan alınan sondaj akışkanı sıcaklık verilerinden formasyon sıcaklığınıntahmin edilmesini içermektedir. Formasyon sıcaklık modelleri sondaj, kuyu ve formasyon parametrelerieklenerek kullanılmıştır. Modeller ısı iletimi ve taşınımı olan ısı transfer mekanizmaları ileoluşturulmuştur. Formasyon-anülüs ve anülüs-sondaj dizisi arasındaki ısı transferleri birleştirilerekortalama ısı dengesi denklemi kurulmuştur. Bu denklemler düzenli doğrusal ısı transferi durumu altındaçözümlenmiştir. Denklemleri çözmek için analitik yaklaşımlar kullanılmıştır. Anülüs-formasyon veanülüs-sondaj dizisi arasındaki çözümlemeler için yaklaşımlar farklıdır. Bu çözümlemelere göreformasyon sıcaklıkları elde edilebilir ve karşılaştırılabilirler. Çalışılan kuyu için hesaplamalar sonucundayaklaşık 295 0F’lık bir sıcaklık barındırdığı hesaplanmıştır. Daha önce bölge için raporlanmış olan sıcaklıkdeğerlerine çok yakın değerler elde edilmiştir. Oluşturulan model ve hesaplamaların jeotermalkuyularda uygulanabilir olduğu ortaya konmaktadır.

The formation temperature is a key information determining producilibity and sustainability of a well for geothermal fields. In order to determine these data, some tests are performed after drilling wells. This approach requires time and may not be cost effective. There may be some gain in terms of time and cost if the formation temperature can be predicted during drilling. So as to estimate the formation temperature, some models covering heat transfer mechanisms between formation and drilled well must be used. This study covers the estimation of the formation temperature from the drilling fluid temperature at the return line of a well from Aegean District. Formation temperature models are used by adding drilling, wellbore and formation parameters. Models are conducted by heat transfer mechanisms which are heat convection and conduction systems. Overall heat balance equation is computed by combining heat transfer between formation-annulus and annulus-drill pipe. Those equations are solved under steady state linear heat transfer conditions. To solve equations analytical approaches are used differently for annulus-formation and annulus-drill pipe sections. According to those solutions, formation temperatures can be obtained and compared. For the well, it was calculated a temperature around 295 0F. Such temperature value are close to the reported values at the region. It can be said that the proposed model and calculations may be used in geothermal wells.