MÉTODO PARA DETERMINAR LA CONCENTRACIÓN DE TRAZADOR EN FLUIDOS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN 1. Campo de la Invención La presente invención se relaciona a un método para determinar la cantidad de un trazador presente- en el fluido de un pozo. La presente invención particularmente se relaciona a la . determinación de la cantidad del trazador presente en el fluido de un pozo de petróleo y gas. 2. Antecedentes de la Técnica La presente invención se relaciona generalmente a la producción de hidrocarburos (petróleo y gas) de pozos perforados en la tierra, después en la presente referidos como "pozos de petróleo". La perforación de un agujero en la tierra para alcanzar formaciones que llevan petróleo y gas es costosa lo cual limita el número de pozos que se pueden perforar económicamente. Por lo tanto continua siendo deseable maximizar tanto la recuperación completa de hidrocarburo mantenido en la formación como el gasto de flujo de la formación de subsuperficie a la superficie, donde se puede recuperar. Una manera en la que se maximiza la producción es el proceso conocido como fracturación. La fracturación hidráulica' involucra literalmente el rompimiento o fracturación de una porción de la formación que lleva hidrocarburo que circunda un pozo de petróleo al inyectar un fluido especializado en el pozo dirigido a la cara de la formación geológica en presiones suficientes para iniciar y/o extender una fractura en la formación. Idealmente,.- lo que este proceso crea no es una fractura individual, sino una zona de fractura, es decir, una zona que tiene fracturas múltiples, o grietas en la formación, a través de las cuales el hidrocarburo puede fluir más fácilmente al pozo. La creación de una fractura en una formación que lleva hidrocarburo requiere diversos materiales. Frecuentemente estos materiales, si no se remueven del pozo de petróleo, pueden interferir con la producción de petróleo y gas. Aun el lodo de la perforación utilizado para lubricar una broca durante la perforación de un pozo de petróleo puede interferir con la producción de petróleo y gas. La toma de mucho tiempo para remover tales materiales puede incrementar el costo al operador del pozo al retrasar la producción y al causar gastos de remoción excesivos. No siendo completa la remoción de tales materiales puede incrementar el costo al operador del pozo a través de proporciones de producción más bajas y posible pérdida de producción. Las mediciones tomadas para remover los materiales no deseados o innecesarios son usualmente inexactas. Algunas veces se utilizan los fluidos adicionales para lavar los materiales no deseados en el pozo. En otras situaciones, el flujo de los fluidos de reserva puede hacer la estimación del flujo de retorno muy difícil, particularmente si los fluidos de reserva son incompatibles con los materiales inyectados. En otros casos, particularmente en situaciones donde los pozos de petróleo producen fluidos de más de un punto individual en el pozo, puede ser deseable determinar donde los fluidos están entrando a un pozo de petróleo. Por ejemplo, cuando a un pozo se le perfora más de un depósito, y uno de los depósitos comienza a producir muy poco hidrocarburo, puede ser deseable taponar esa porción del pozo para evitar el exceso de producción de agua. Seria deseable en la técnica de la producción de petróleo ser capaz de determinar cuanto de un material dado se deja en un pozo de petróleo después de una perforación, fracturación o cualquier otra operación que requiere la inyección de materiales en un pozo de petróleo. En aplicaciones donde el fluido está siendo producido en más de una ubicación individual en un pozo de petróleo, sería deseable ser capaz de determinar que fluidos están siendo producidos en cada punto de producción en el pozo. Sería particularmente deseable si tal determinación pudiera ser hecha utilizando un método no costoso y ambientalmente benigno. También sería deseable si tal determinación pudiera ser hecha rápidamente, en el sitio y eficientemente en costo. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En un aspecto, la presente invención es un método para determinar el grado de recuperación de materiales inyectados o de otra manera introducidos en un pozo de petróleo que comprende: a) mezclar un material para ser inyectado o de otra manera introducido en un pozo de petróleo con por lo menos un compuesto de trazador químico en una concentración predeterminada; b) inyectar o de otra manera introducir la mezcla en un pozo de petróleo o un pozo de compensación asociado con un pozo de petróleo; c) recuperar del pozo de petróleo un fluido de producción; y d) preclasificar el fluido de producción para la presencia del por lo menos un trazador que utiliza un dispositivo portátil. En otro aspecto, la presente invención es un método para determinar el grado de recuperación de un material de interés inyectado o de otra manera introducido en un pozo de petróleo o una formación de subsuperficie asociada con una perforación del pozo de petróleo que comprende: a) introducir un material de interés en el pozo de petróleo o en la formación de subsuperficie asociada con la perforación del pozo de petróleo; b) introducir un trazador en el pozo de petróleo o en la formación de subsuperficie asociada con la perforación del pozo de petróleo; c) recuperar del pozo de petróleo un fluido de producción; d) preclasificar el fluido de producción para la presencia del por lo menos un trazador que utiliza un dispositivo portátil; e) analizar el fluido de producción para una concentración de un trazador químico presente en el fluido de producción; y f) calcular la cantidad de material de interés recuperado del pozo de petróleo utilizando la concentración del trazador químico presentes en el fluido de producción como una base para el cálculo . En todavía otro aspecto, la presente invención es un dispositivo portátil para determinar la cantidad de un trazador en el fluido de producción de un pozo de petróleo que comprende un dispositivo de flujo laminal, una tira de prueba, un dispositivo agar o un dispositivo de varilla de medición en donde el dispositivo comprende un compuesto que interactúa con el trazador para indicar visiblemente la presencia del trazador. DESCRIPCIÓN DE MODALIDADES PREFERIDAS Como ya es definido, el término "pozo de petróleo" significa pozos de producción de hidrocarbuross (petróleo y gas) perforados en la tierra. El método de la presente invención también se puede utilizar con otros tipos de pozos que se perforan en la tierra y pueden requerir estimulación mediante la fracturación hidráulica, tal como un pozo utilizado para la inundación de agua en operaciones de recuperación secundarias en la producción de petróleo y gas. Para los propósitos de la presente invención, el término "pozo de petróleo" significa pozos de producción de hidrocarburos, tal como aquellos que pueden requerir la estimulación mediante la fracturación hidráulica pero también significa cualquier otro tipo de pozo utilizado en la producción de petróleo y gas . El método de la presente invención se puede utilizar en ya sea pozos de gas o pozos de petróleo, así como en aquellos pozos que producen cantidades significantes tanto de petróleo como de gas. En una modalidad, la presente invención es un método para determinar la cantidad de materiales de fractura recuperados después de la estimulación de un pozo de petróleo por medio de la fracturación hidráulica. La creación de una factura en una formación que lleva hidrocarburo requiere varios materiales. La mayoría de estos frecuentemente incluyen un fluido portador, un viscosificante, un consolidante y un rompedor. Otros componentes que algunas veces se adicionan incluyen materiales para controlar la fuga, o migración de fluido en la cara de la fractura, estabilizadores de gel, surfactantes, agentes de control de arcilla y reticuladores . El propósito del primer componente de fracturación es primero crear/extender una fractura en una formación que produce petróleo y gas y luego, esta se abre suficiente, para suministrar el consolidante. El fluido portador conjuntamente con el material consolidante se inyectan en la formación fracturada. El fluido portador es simplemente el medio por el cual el consolidante y el rompedor se llevan en la formación. Numerosas sustancias pueden actuar como un fluido portador adecuado, aunque son generalmente soluciones basadas acuosas que han sido ya sea gelificadas o espumadas o ambas. Así, el fluido portador f ecuentemente se prepara al mezclar un agente gelificante polimérico con una solución acuosa aunque algunas veces el fluido portador es basado en aceite o un fluido de fases múltiples. Frecuentemente, el agente gelificante polimérico es' un polisacárido solvatable, por ejemplo, gomas de galactomanano, gomas de glicomanano y derivados de celulosa. El propósito de los polisacáridos solvatables o hidratables es espesar la solución acuosa de este modo el consolidante se puede suspender en la solución para el suministro en la fractura. Los polisacáridos funcionan como los viscosificantes, que incrementan la viscosidad de la solución acuosa por 10 a 100 veces, o aun más. Durante las aplicaciones de temperatura alta, un agente reticulador se adiciona adicionalmente lo cual incrementa adicionalmente la viscosidad de la solución. El ion de borato ha sido utilizado extensivamente como un agente retículador para hidratar las gomas de guar y otros galactomananos para formar geles acuosos, por ejemplo, patente norteamericana No. 3,059,909. Otros agentes reticuladores demostrablemente adecuados incluyen: titanio como es divulgado en la patente norteamericana No. 3,888,312, cromo, hierro, aluminio, y zirconio como se divulga en la patente norteamericana No. 3,301,723. Más resistentemente, los surfactantes viscoelásticos se han desarrollado lo cual evita la necesidad por los agentes espesantes y por consiguiente los agentes reticuladores . Mucho más relevante a la presente invención es la etapa final del proceso de fracturación. El proceso para remover el fluido de la fractura una vez que el consolidante ha sido suministrado es referido como "limpieza de la fractura". Para esto, el componente final del fluido de la fractura llega a ser relevante: el rompedor. El propósito del rompedor es bajar la viscosidad del fluido para que sea más fácilmente removido de la fractura. En otro aspecto, la presente invención es un método para determinar la cantidad del fluido de la perforación recuperado después de la terminación de un pozo de petróleo. Un fluido de perforación es un fluido especialmente diseñado para ser circulado a través de un pozo ya que el pozo está siendo perforado para facilitar la operación de perforación. La ruta de circulación del fluido de perforación típicamente se extiende desde la cabeza de pozo hacia abajo a través de la cadena de barrena hueca a la cara de perforación y regresa a través del espacio anular entre la cadena de barrena hueca y la cara del pozo a la cabeza de pozo. El fluido de perforación realiza un número de funciones ya que este circula a través del pozo que incluye que el enfriamiento y lubricación de la broca, removiendo las virutas de taladro del pozo, auxiliando en el soporte del tubo del taladro y la broca, y proporcionando una cabeza hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y prevenir las explosiones del pozo. Existe un número de tipos diferentes de fluidos de perforación convencionales que incluyen composiciones llamadas "lodos de perforación". Los lodos de perforación comprenden dispersiones de densidad alta de sólidos finos en un líquido acuoso o un líquido de hidrocarburo. Un lodo de perforación ejemplar es una dispersión de arcilla y/o yeso en agua. El componente de sólido de tal dispersión es llamado un "agente lastrante" y se diseñas para aumentar el desempeño funcional del fluido de perforación. En la práctica de la presente invención, el grado de recuperación de los materiales inyectados o de otro modo introducidos en un pozo de petróleo durante la fracturación, la perforación y los similares se determinan al preparar los materiales de fractura o fluidos de perforación para ser inyectados o de otra manera introducidos en un pozo de petróleo y al mezclarlos con el mismo un compuesto de trazador químico en una concentración predeterminada. El trazador actúa como un modelo para determinar la cantidad de estos materiales recuperados. Para propósitos de la presente invención, estos materiales son referidos como los materiales por los cuales los trazadores se utilizan como un modelo y algunas veces precisamente como los materiales de interés. En otra modalidad, la presente invención es un proceso o método para determinar la ubicación u origen para una fracción del fluido que está siendo producido de un pozo de petróleo que tiene más de una zona de producción individual. En esta modalidad de la invención un trazador se introduce en el fluido que esta siendo producido de una o más zonas en un pozo de petróleo. La introducción del trazador puede ser mediante cualquier método conocido por aquellos de habilidad ordinaria en la técnica para producir petróleo y gas. Por ejemplo, el trazador se puede introducir por la vía de un pozo de compensación. En la alternativa, el trazador se puede pintar o de otra manera fijar sobre equipo de orificio del fondo, vaciado, tubería o aun la formación de si mismo, y luego liberarlo bajo una condición predeterminada como penetración de agua que es el punto en el tiempo de una formación cesa para producir los hidrocarburos, o donde hay un cambio rápido en la relación de hidrocarburo a agua en el fluido de producción En una modalidad de la presente invención, los dispositivos portátiles se utilizan con trazadores que son visibles, tal como aquellos descritos en la patente norteamericana No. 6,881,953. Estos trazadores pueden incluir aquellos comúnmente descritos en la técnica como tintes, pigmentos y colorantes. Estos compuestos son frecuentemente visible al ojo en cualquier ambiente o luz ultravioleta. Los trazadores adecuados útiles con la presente invención incluyen pero no se limitan a aquellos seleccionados del grupo consisten de: Naranja de Acridina (CAS Registro No. 65-61-2); ácido 2-antracenosulfónico, sal de sodio; Verde de Antrasol IBA (CAS Registro No. 2538-84-3, Tinte Vat Solubilizado aka) ; sal de disodio de ácido batofenantrolinodisulfónico (CAS Registro No. 52746-49-3); ácido amino-2, 5-benceno disulfónico; 2- (4-aminofenil) -6-metilbenzotiazol; Amarillo Ácido Brillante 8G (CAS Registro No. 2391-30-2, Amarillo Lisamina aka FF, Amarillo Ácido 7); Azul Celestina (CAS Registro No. 1562-90-9); acetato de violeta de cresilo (CAS Registro No. 10510-54-0); ácido dibenzofuransulfónico, 1-isómero (CAS Registro No. 42137-76-8); ácido dibenzofuransulfónico, 2-isómero (CAS Registro No. 257627-62-2); yoduro de 1-etilquinaldinio (CAS Registro No. 606-53-3); fluoresceína (CAS Registro No. 2321-07-5); fluoresceina, sal de sodio (CAS Registro No. 518-47-8, Amarillo Ácido aka 73, Uranina) ; Blanco de Keyfluor ST (CAS Registro No. 144470-48-4, Brillo Flu. aka. 28); Blanco Keyfluor CN (CAS Registro No. 16470-24-9); Leucofor BSB (CAS Registro No. 68444-86-0, Leucofor aka AP, Brillo Flu. 230);
Leucofor BMB (CAS Registro No. 16470-24-9, Leucofor U, Brillo Flu. 290); Lucigenina (CAS Registro No. 2315-97-1, nitrato de bis-N-metilacridinio aka) ; naftalenos mono-, di-, o tri-sulfonados, que incluyen pero no se limitan a - ácido 1,5-naftalendisulfónico, sal de disodío (hidrato) (CAS Registro No. 1655-29-4, hidrato de 1,5-NDSA aka); - ácido 2-amino-l-naftalensulfónico (CAS Registro No. 81-16- 3); ácido 5-amino-2-naftalensulfónico; ácido 4-amino-3-hidroxi-l-naftalensulfónico; ácido 6-amino-4-hidroxi-2-naftalensulfónico; ácido 7-amino-l, 3-naftalendisulfónico, sal de potasio; ácido 4-amino-5-hidroxi-2, 7-naftalendisulfónico; ácido 5-dimetilamino-l-naftalensulfónico; ácido l-amino-4-naftalensulfónico; ácido l-amino-7-naftalensulfónico; y ácido 2, 6-naftalendícarboxílico, sal de dipotasio; ácido 3,4,9,10-perilentetracarboxílico; Phorwite CL (CAS Registro No. 12270-53-0, Brillo Flu. aka 191); Phorwite BKL (CAS Registro No. 61968-72-7, Brillo Flu. aka 200); Phorwite BHC 766 (CAS Registro No. 52237-03-3); Blanco de Pylakior S-15A (CAS Registro No. 6416-68-8); ácido 1, 3, 6, 8-pirentetrasulfónico, sal de tetrasodio; piranina, (CAS Registro No. 6358-69-6, ácido 8-hydroxy-l, 3, 6-pírentrisulfónico aka, sal de trisodio) ; quinolina (CAS Registro No. 91-22-5); Rodalux CAS Registro No. 550-82-3); Roda ina WT (CAS Registro No. 37299-86-8); Safranina O (CAS Registro No. 477-73-6); Sandoz CW (CAS Registro No .56509-06-9, Brillo Flu. Aka 235); Sandoz CD (CAS Registro No. .16470-24-9, Brillo Flu. aka 220); Sandoz TH-40 (CAS Registro No. 32694-95-4); Sulforodamina B (CAS Registro No. 3520-42-1, Roño Ácido aka 52); Tinopal 5BM-GX (CAS Registro No. 169762-28-1); Tinopol DCS (CAS Registro No. 205265-33-4); Tinopal CBS-X (CAS Registro No. 27344-41-8); Tinopal RBS 200; Amarillo Titán (CAS Registro No. 1829-00-1, Amarillo Tiazol aka G) , y cualquier amonio, potasio existentes y sales de sodio de los mismos. Otros trazadores visibles útiles con la presente invención incluyen fluoresceína (amarillo aka/tinte verde) y rodamina WTS (tinte rojo aka) . Otros tintes que podrían ser utilizados con la presente invención serían fácilmente determinados por un químico experto con experimentación de rutina al observar que los tintes tienen la solubilidad de solvente orgánico deseada y solubilidad selectiva en una aplicación particular. Cualquier tinte tal, pigmento o colorante conocido por aquellos expertos en la técnica para usar trazadores visibles en aplicaciones de pozo de petróieo para ser útiles se pueden utilizar con la presente invención. Los trazadores no visibles también se pueden utilizar. Los trazadores útiles con la presente invención incluyen cualquiera conocido por aquellos de habilidad ordinaria en la técnica para usar trazadores químicos en operaciones de petróleo y gas para ser útiles, pero preferiblemente son aquellos que se pueden detectar en concentraciones suficientemente bajas para hacer su uso económicamente práctico en tales operaciones y suficientemente bajo para no interferir con el fluido portador u otros materiales presentes en el pozo de petróleo. Los trazadores útiles también se pueden ser capaces de interactuar con los dispositivos de medición de 1 invención, en algunas aplicaciones. Preferiblemente los trazadores químicos útiles con la presente invención incluyen pero no se limitan a: ácidos benzoicos fluorinados que incluyen ácido 2-fluorobenzoico; ácido 3-fluorobenzoico; ácido 4-fluorobenzoico; ácido 3,5-difluorobenzoico; ácido 3, -difluorobenzoico; ácido 2,6-difluorobenzoico; ácido 2, 5-difluorobenzoico; ácido 2,3-difluorobenzoico; ácido 2, 4-difluorobenzoico; ácido pentafluorobenzoico; ácido 2, 3, 4 , 5-tetrafluorobenzoico; ácido 4- (trifluoro-metil) benzoico; ácido 2- (trifluorometil) benzoico; ácido 3- (trifluoro-metil) benzoico; ácido 3, 4 , 5-trifluorobenzoico; ácido 2, 4 , 5-trifluorobenzoico; ácido 2, 3, -trifluorobenzoico; ácido 2, 3, 5-trifluorobenzoico; ácido 2, 3, 6-trifluorobenzoico; ácido 2, 4 , 6-trifluorobenzoico; y los similares, perfluorometilciclopentano (PMCP), perfluorometilciclohexano (PMCH), perfluorodimetilciclobutano
(PDMCB) , m- perfluorodimetilciclohexano (m-PDMCH) , o-perfluoro dimetilciclohexano (o-PDMCH) , p-Perfluorodimetilciclohexano (p-PDMCH) , perfluorotrimetilciclohexano (PTMCH) , perfluoroetilo ciclohexano (PECH), perfluoroisopropilciclohexano (IPPCH) , y los similares. Cualquier compuesto químico se puede utilizar como trazador con la presente invención si: éste no está presente en un nivel mesurable en los fluidos de reserva que se producen del pozo que se prueba, éste puede ser medido en niveles suficientemente bajos para permitir su uso por ser económico, y el trazador no interfiere o interactúa indeseablemente con otros materiales presentes en el pozo de petróleo en los niveles utilizados. Preferiblemente, los trazadores son detectables en un intervalo aproximadamente una parte por trillón a aproximadamente 10,000 partes por trillón en el fluido que se analiza. Preferiblemente los trazadores son detectables en un intervalo de 5 partes por millón de aproximadamente 1,000 por millón. Más preferiblemente, los trazadores son detectables en un intervalo de 100 partes por trillón a aproximadamente 100 partes por millón. En concentraciones mayores de aproximadamente 1,000 partes por millón, el uso de algunos trazadores puede llegar a ser prohibitivamente costoso o causan interacciones inaceptables con otros materiales presentes en un pozo de petróleo. En una modalidad de la presente invención, los trazadores son deseablemente compatibles con los fluidos en donde ellos se utilizan. Preferiblemente, el trazador seleccionado se elige para ser más compatible con los materiales inyectados que con los fluidos de reserva que se pueden recuperar concurrentemente con los materiales inyectados. Los ácidos benzoicos fluorinados son particularmente preferidos como trazadores para la presente invención debido a que son compatibles en ambos fluidos acuosos como una sal y en fluidos basados orgánicos como un ácido . En una modalidad alternativa de la presente invención, más de un trazador se puede utilizar para medir las operaciones múltiples en el mismo pozo. Por ejemplo, los pozos de petróleo frecuentemente tienen más de estratos o zona de producción. En la practica de la presente invención, un trabajo de fractura podría se hecho sobre unos estratos utilizando un primer trazador y un trabajo de fractura podría ser hecho sobre otros estratos utilizando un segundo trazador. En años resientes, la perforación horizontal ha permitido para la perforación de barrenos múltiples que terminan en un barreno común que conecta la superficie. En los pozos multilaterales tales como estos, varios trazadores diferentes podrían ser utilizados para mantener el rastro de la recuperación concurrente de materiales de varios puntales (barrenos laterales) de tales pozos. En una modalidad similar pero diferente, el método de la presente invención se utiliza en un proceso para fracturar intervalos múltiples estimulados en formaciones individuales y múltiples, dentro de mismo pozo. Esto se realiza al: (i) perforar un primer intervalo; (ii) estimular aquel primer intervalo; (iii) aislar el primer intervalo, (iv) perforar un segundo intervalo; (v) estimular el segundo intervalo; (iii) aislar el segundo intervalo; y continuar este patrón. Pueden haber tantas como 12 o 13 tales estimulaciones hechas sobre un pozo individual en un período corto de tiempo, algunas veces únicamente semanas a aun días. El operador del pozo luego recupera el mecanismo de aislamiento, típicamente un tapón de fuente, entre cada intervalo y comienza a limpiar todos los intervalos estimulados, frecuentemente uno a la vez. El método de la presente invención es muy útil en tal operación debido a que un trazador diferente se puede utilizar en cada intervalo y así puede ser detectado individualmente durante el flujo posterior. El método de la presente invención mediante el cual proporciona una oportunidad para un operador del pozo determinar que grado cada uno de los intervalos está contribuyendo al flujo posterior. En la práctica de una modalidad de la presente invención, un trazador se mezcla con un material que va a ser inyectado o de otra manera introducido en un pozo de petróleo. El trazador se puede premezclar con el material de inyección o se puede mezclar conforme se inyecte. Preferiblemente el trazador se mezcla con el material de inyección a través de un mezclador estático como conforme la mezcla se bombee en el pozo de petróleo. Cualquier método conocido por aquellos de habilidad ordinaria en la técnica para mezclar e inyectar o de otra manera introducir materiales en pozos de petróleo se puede utilizar con el método de la presente invención. En una modalidad preferida, donde una corriente de fluidos utilizada para un trabajo de fractura hidráulica está siendo bombeada en un pozo de petróleo, una solución al 10% de un trazador de sal de ácido benzoico fluorinado se bombea en la corriente de fluidos que se utilizan para un trabajo de fractura hidráulico, precisamente corriente arriba de un mezclador estático, que utiliza una bomba peristáltica para medir el trazador en la corriente de fluidos. En otra modalidad preferida, la bomba utilizada para alimentar la solución de trazador en los fluidos de fractura es un triplex o una bomba centrifuga. En cualquier modalidad, la bomba de medición se ajusta tal que el trazador se inyecta o de otra manera se introduce en los fluidos de fractura en una proporción que da por resultado una concentración de trazador predeterminada apropiada para las condiciones en el pozo de petróleo. El mismo proceso también se puede utilizar para inyectar o de otra manera introducir el trazador en una corriente de fluidos de "perforación. El uso de dispositivos portátiles de la presente invención permite por lo menos dos ventajas en la operación de pozos de petróleo y gas. Una primera ventaja es los ahorros de costo. El uso de los dispositivos portátiles puede ahorrar sobre los costos de prueba y los costos de producción a través de la prevención de la prueba de exceso. La segunda ventaja es la prevención del retardo en la espera sobre los resultados de prueba mientras que las condiciones indeseables, tales como la penetración de agua, están ocurriendo . En la práctica de la presente invención, el compuesto de trazador químico se mezcla con un material que se inyecta o de otra- manera se introduce en un pozo de petróleo en una concentración predeterminada. La concentración del trazador está arriba de sus límites de detección y preferiblemente en una concentración de 10 veces sus límites de detección. En la practica de la presente invención, preferiblemente las concentraciones del trazador y al cantidad total de la mezcla inyectada o de otra manera introducida se determinar y es conocida. Después de que el fluido inyectado o de otra manera introducido en un pozo de petróleo durante la práctica de la presente invención ha realizado su propósito, preferiblemente se recupera. Mucho más frecuente, los materiales inyectados o de otra manera introducidos se recuperan junto con los fluidos de reserva como un fluido de producción. En la práctica de la fracturación hidráulica de los pozos, esta fase del proceso es la limpieza de la fractura. En las prácticas convencionales, este proceso puede tomar una cantidad extendida de tiempo donde hasta 72 horas no serían inusuales. En algún caso, la limpieza de la fractura puede tomar meses. En la práctica de una modalidad de la presente invención, los materiales recuperados se prueban para la concentración de trazador y la cantidad de material recuperado se determina. En este punto, el operador del pozo puede hacer una decisión informada con respecto si continúa la limpieza o comienza la producción. Una ventaja de la presente invención es que permite al operador del pozo evitar el tiempo de inactividad innecesario pero previene la terminación prematura de las operaciones de limpieza. El tiempo de inactividad y la terminación prematura de las operaciones de limpieza puede ser muy costosa para los operadores del pozo. En otra modalidad de la presente invención, el fluido de producción de un pozo de petróleo se prueba para la presencia o ausencia de un trazador. Esta prueba puede ser útil como una preclasificación para determinar si un análisis cuantitativo es necesario. En otra modalidad, la prueba se puede hacer para monitorear por la penetración del agua en la zona de producción. En todavía .otra modalidad, el dispositivo portátil se utiliza para monitorear el regreso de un trazador visible, pero un segundo trazador diferente se utiliza para las determinaciones cuantitativas. Por ejemplo, un trabajo de fractura se podría monitorear utilizando tanto un trazador FBA, tal como ácido 3-fluorobenzoico, como uno de los trazadores visibles. En una modalidad tal, el regreso del trazador visible se monitorea utilizando un dispositivo portátil de la invención, y luego, después de que la primera muestra que tiene el trazador se observa, un programa de muestra se coloca en el lugar para hacer análisis cuantitativos para el trazador FBA utilizando un espectrómetro de masa de cromatografía de gas. El grado de recuperación de los materiales inyectados que incluyen un trazador de la presente invención preferiblemente se determina al utilizar un procedimiento de balance de masa. En la presente, es conocida la cantidad total del trazador mezclado con el material inyectado o de otra manera introducido. Una muestra homogénea del fluido de producción se prueba para la concentración de trazador y la cantidad del trazador recuperado de esta manera se determina. La cantidad de la mezcla inyectada o de otra manera introducida recuperada luego se determina utilizando la fórmula : en donde AMTr es la cantidad de la mezcla inyectada o de otra manera introducida recuperada, T¿ es la cantidad del trazador inyectado; Tr es la cantidad del trazador recuperado; y AMTX es la cantidad de materiales inyectados. Tr se determina al multiplicar las concentraciones del trazador en el fluido de producción mediante la cantidad total del fluido de producción recuperado. Donde un procedimiento de balance de masa no es posible o deseable, una proporción relativa de recuperación también se puede determinar al medir la concentración del trazador en los fluidos de producción recuperados de un pozo de petróleo como una función de tiempo. En un proceso tal como este, las muestras de fluido de producción que se recuperan del pozo se toman, se analizan para la concentración de trazador que luego se gráfica contra el tiempo y/o los gastos de flujo. Esto también se puede hacer en una manera deseable para un operador decidir cuando terminar la limpieza y comenzar la producción de un pozo de petróleo . Los trazadores se pueden probar con el dispositivo de la inyección utilizando cualquier reparación de muestra útil con los dispositivos de la invención. Tal preparación de muestra puede variar de la preparación no de muestra en lo absoluto a una limpieza de muestra completa y el proceso de concentración de trazador. Por ejemplo, la muestra que se prueba con el dispositivo de la invención se puede centrifugar o filtrar para remover la materia particulada o regulada a fin de permitir más detección eficiente del analito . En alguna modalidad, donde los dispositivos de la presente invención se utilizan para meramente muestras de clasificación para determinar si la prueba adicional es necesaria, los trazadores se pueden analizar mediante cualquier método conocido por aquellos de habilidad ordinaria en la técnica para hacer tales análisis que son útiles. Por ejemplo, en un método para analizar un trazador de ácido benzoico fluorinado de la presente invención, una emulsión de hidrocarburos, agua y materiales inorgánicos que ocurren naturalmente primero se acidifica con ácido clorhídrico diluido y luego se extraen utilizando un solvente no polar. La fase orgánica luego se mezcla con una solución de hidróxido de sodio 1 normal y luego se extrae con agua. El agua luego se reacidifica y se extrae con cloruro de metileno. El cloruro de metileno recuperado luego se analiza para al trazador, opcionalmente después de que se reduce en volumen mediante la evaporación. Además del cloruro de metileno, otros solventes se pueden utilizar. Por ejemplo, ciclohexano, hexano normal, pentano, se pueden utilizar. Mientras que no se prefiere, los solventes orgánicos tales como benceno y tolueno también se pueden utilizar mientras que se utilice cuidado para ser seguro que el solvente no tenga un nivel de fondo significante del trazador que se utiliza. En el caso de los trazadores de ácido benzoico fluorinados, los niveles muy bajos de trazador se pueden determinar al tomar ventaja del grupo de carboxilato para primero separar el trazador de los orgánicos no acídicos como una sal y luego, en una segunda etapa, concentrar el trazador en un solvente orgánico al regresarlo a su forma ácido y luego extraerlo de una fase acuosa. Existen muchos métodos instrumentales para analizar los compuestos de trazador útiles con el método de la presente invención, que incluyen pero no se limitan a, cromatografía de gas (GC) que utiliza detectores de ionización de flama, detectores de factura de electrones, y los similares; cromatografía líquida (LC) ; espectroscopia infrarroja; instrumentación de combinación tal como espectroscopia infrarroja de transformación Fourier, espectrometría de masa GC, espectroscopia de masa LC, y los similares . Cuando las condiciones analíticas especialmente demanda surgen, otros medios para ser los análisis también se pueden utilizar, que incluyen utilizar los trazadores biológicamente activos para inmunoensayos, preparar derivados funcionales de los trazadores que incluyen, por ejemplo, esterificación más alcoholes fácilmente analizador, y los similares . Para lograr niveles bajos de detección, es necesario que las prácticas de laboratorio estándares se mantengan. Los fluidos producidos de los pozos de petróleo pueden contener materiales peligrosos o tóxicos y las etapas se deben tomar para asegurar la seguridad del personal de laboratorio que incluyen, pero no -se limitan a, evitar los peligros de fuego, separar o remover H2S y otros gases peligrosos, y limitar el contacto con la piel con carcinógenos posibles. La garantía de calidad se debe hacer como con cualquiera procedimiento analítico que incluyen el uso de estándares internos, estándares externos y los similares para asegurar la precisión de los análisis. Las eficiencias de recuperación pueden variar del pozo de petróleo a pozo de petróleo. Es importante no pasar por alto las etapas simples tal como medir con exactitud los volúmenes de muestra y filtra los sólidos irrelevantes de las muestras antes del análisis. Cualquier método analítico que puede detectar los trazadores químicos útiles con el método de la presente invención en niveles útiles se puede utilizar con la presente invención. En otra modalidad de la presente invención, el trazador está en la forma de un recubrimiento sobre un sustrato sólido o como un fluido o sólido atrapado en los poros de un soporte poroso. El trazador también puede estar en la forma de una pelotilla mezclado con sólidos soluble en el fluido de producción. En estas modalidades, el trazador se libera gradualmente en el fluido de producción a través del tiempo. Cuando se inyecta con sólidos tales como el consolidante o arenisca, este uso de los trazadores de la presente invención permitiría una estimación de la cantidad de los sólidos co-inyectados en el lugar en el poso. Si muy poco trazador se detectó después de la terminación de la inyección, o si el nivel de trazador disminuyó muy rápidamente después de la terminación,, un operador del pozo de petróleo sabría que los sólidos inyectados fueron ya sea no colocados apropiadamente en el pozo o están siendo lavados o de otra manera están siendo removidos del pozo de petróleo. En una modalidad similar, el trazador se fija en el orificio del fondo y se deja en el lugar hasta que un conjunto predeterminado de conducciones ocurran para liberar el trazador para indicar una condición que requiere atención. Por ejemplo, un trazador útil con la invención se puede fijar sobre una criba, fijada sobre una sección de la tubería de producción, unida al orificio del fondo en la forma de una pelotilla o cualquier otro medio conocido que es útil "para colocar algo en el orifico de fondo y en el flujo de fluido de producción. En una modalidad para determinar la penetración de agua, el trazador se fija en un medio que es sustancialmente hidrofílico. El medio hidrofilico será estable en un fluido de producción donde un hidrocarburo es la fase continua, pero se degradará cuando el nivel de agua en el fluido de producción llegue a ser la fase continua liberando de esta manera el trazador que luego se puede detectar corriente abajo. En tal situación, un operador puede elegir entonces bloquear el flujo de fluido desde la zona del pozo donde el fluido se origina. Cuando se practica este aspecto de la invención, el operador del pozo puede elegir uno de varios tipos de tapones. Por ejemplo, si la zona más profunda es una que tiene penetración de agua, entonces el operador puede taponar esa zona al rellenar meramente en el pozo a aquel punto con arena, grava u otro material de relleno. Si existen tres o más zonas de producción y una de las zonas medias tiene penetración de agua, entonces el operador puede elegir utilizar un flujo a través del tapón de pueden para asegurar que la producción de las otras zonas no se reduzca. El trazador también se puede producir en otras formas. En una modalidad, el trazador se introduce en el orifico de fondo al utilizar una banda elástica sobre una cinta que ha sido impregnada con el trazador. El uso del trazador en esta forma podría ser particularmente útil en aplicaciones tal como detectar la función del equipo del orificio del fondo tal como un magüito deslizante. Un manguito deslizante es un dispositivo o herramienta que se instala típicamente en o sobre una columna de tubos o en la tubería de producción en un pozo que intercepta una pluralidad de formaciones de la tierra. En manguito deslizante frecuentemente se utiliza en la evaluación de las características de una formación que circunda el manguito deslizante. El manguito deslizante es capaz de ser abierto y cerrado repetidamente cualquier número deseado de veces para permitir a los fluidos se selectivamente producidos de la formación y, si se desea, los fluidos para fluir desde la tubería de revestimiento o la tubería de producción en la formación cuando las aberturas que permiten la comunicación fluida entre el exterior y el interior del manguito deslizante han sido creadas en las mismas. El una modalidad de la presente invención, un tinte se introduce en el orificio del fondo de tal manera que cuando el manguito deslizante se opera, el tinte se expone al fluido de formación que luego regresa a la superficie y se puede detectar confirmando de esta manera la operación de la herramienta . En una modalidad similar, la presente invención se puede practicar en donde el trazador está en la forma de un líquido o sólido encapsulado. El agente encapsulante se puede seleccionar de aceites naturales y sintéticos, polímeros naturales y sintéticos y polímero entéricos y mezclas de los mismos. Preferiblemente el agente encapsulante se selecciona de aceites vegetales reticulados, polímeros naturales o sintéticos (tal como polivinilcloruro y nailon) polímeros entéricos (tal como polímeros de resina acrílica, ftalato de acetato de celulosa, polímeros carboxilados, polímeros metacrílicos acuosos y mezclas de los mismos. El proceso para encapsular los trazadores de la presente invención dependen de alguna manera de tanto el trazador como el agente encapsulante seleccionado. En una modalidad el proceso de encapsulación involucra el recubrimiento del trazador orgánico sólido con aceite vegetal. Uno de habilidad en la técnica debe ser capaz de .lograr esto mediante la combinación del trazador y el aceite vegetal en un aglomerador u otro dispositivo similar que
' recubre las partículas sólidas con un recubrimiento protector. Alternativamente, el trazador se puede encapsular con polivinilcloruro u otros polímeros. Existen muchas maneras que aquellos expertos en al técnica pueden encapsular materiales. Entre estas están la polimerización in situ, polimerización interfacial, coacervación compleja, separación de fase de polímero/polímero, desolvación, extrusión y gelación térmica y gelación iónica. Cualquier forma de encapsulación conocida por aquellos de habilidad ordinaria en la, técnica de encapsulación se puede utilizar con la presente invención sometida a la limitación de que la encapsulación debe liberar el trazador en una manera predecible una vez que el trazador está en el orificio del fondo. Mientras que método de la presente invención es particularmente adecuado para el uso de operaciones de fracturación en un pozo de petróleo y gas, se puede utilizar con otros tipos de operaciones y en diferentes precisamente el pozo de producción principal o primario. Por ejemplo, el método de la presente invención se puede utilizar con métodos de estimulación química. Otros métodos de estimulación que se pueden utilizar con la presente invención incluyen, pero no se limitan a "rompimiento"; "pruebas de mini fractura"; tratamientos de bloqueo de agua; y prueba de compatibilidad de fluido i situ para el uso con fluidos basados en agua. El método de la presente invención se puede utilizar con casi cualquiera proceso en donde los materiales de interés se introducen en un pozo y/o la formación de producción y en donde sería deseable ser capaz de determinar el grado que tales materiales han sido recuperados. En una modalidad de la presente invención, los trazadores en el orificio del fondo en un pozo de producción. Esta no es la única manera en la que se práctica el método de la presente invención. En otra modalidad, los trazadores se introducen el pozo utilizando un pozo de compensación. Un pozo de compensación. Un pozo de compensación es un pozo existente cerca al pozo de petróleo sujeto que proporciona información para planear u operar el pozo de petróleo sujeto. En esta modalidad, los trazadores y los materiales por lo cual los trazadores van a ser utilizados para la recuperación modelo pueden ambos ser introducidos en la formación utilizando un pozo de compensación. En una modalidad relacionada el pozo de compensación puede tener una unión con el barreno de un pozo de petróleo sujeto. En todavía otra modalidad, ya sea uno del trazador o el material o material por el cual el trazador será un modelo puede ser inyectado o de otra manera introducido en un pozo de compensación con el otro material que se introduce en el orifico de fondo a través del pozo de petróleo sujeto. En una modalidad preferida, los trazadores se mezclan con el material por lo cual servirán como un modelo, pero en otra modalidad, los materiales de interés y trazadores se introducen separadamente. Por ejemplo, los 5trazadores de la presente invención se pueden introducir en el orificio del fondo en un pozo de petróleo o pozo de compensación utilizando una cuchara vertedora u otros medios para introducir pequeñas cantidades de sólidos o suspensiones en el orificio del fondo. La inyección del orificio del fondo utilizando una superficie o aun una bomba de superficie también está dentro del alcance de la presente invención. El método de la presente invención se puede utilizar con cualquiera esquema para introducir el material que se moldea y los trazadores en el orificio del fondo mientras que existe una relación conocida entre los • trazadores y el material por el cual los trazadores sirven como un modelo que permitirá la circulación de recuperación del material de interés utilizando la recuperación de los trazadores. Los dispositivos utilizados para determinar la presencia de un trazador en el fluido de producción útil con la presente invención son portátiles, preferiblemente sostenidos con la mano, y en algunas modalidades, se pueden utilizar con un mínimo de preparación de muestra. Por ejemplo, en una modalidad, el dispositivo es un dispositivo de flujo lateral tal como se divulga en la patente norteamericana No. 6.140,134, los contenidos en las cuales se incorporan en la presente por referencia. Generalmente, los dispositivos para esta modalidad de la invención incluyen llevar un analito en contacto con una zona indicadora que comprende un gradiente de concentración de un miembro de enlace móvil; y llevar el gradiente de mimbro de enlace móvil en contacto operable con una zona de prueba que comprende un miembro de enlace fijo, en donde se produce una señal detectable que indica la concentración del analito. Con este y dispositivos portátiles similares, un gradiente de analito se puede establecer en numerosas maneras. Por ejemplo, una muestra se puede aplicar a una almohadilla de aplicación de muestra en forma de cuña, un diluyente se puede aplicar a una almohadilla de aplicación de diluyente en forma de cuña, con el gradiente que se establece al llevar la muestra y las almohadillas de aplicación de diluyente en contacto con si. Estas almohadillas pueden consistir de un material absorbente, ejemplos de los cuales se dan enseguida. Aunque se espera que el gradiente de analito será establecido con la muestra y las almohadillas de aplicación de diluyente o las cámaras que ambas son en forma de cuña, un gradiente se puede establecer al aplicar ya sea la muestra a una almohadilla en forma de cuña y el diluyente a una almohadilla en forma de cuadro o rectangular, y viceversa. La muestra y las almohadillas de aplicación de diluyente o las cámaras se pueden diseñar para crear un gradiente de concentración de analito lineal o ano lineal. Los bordes de la muestra y las almohadillas de aplicación de diluyente pueden ser lisas, o uno o más de sus bordes se pueden escalonar, como las escaleras están escalonadas. Los aspectos horizontales y verticales de cada escalón puede ser de la misma longitud, o un aspecto puede ser más grande que el otro. Similarmente, todos los escalones pueden ser idénticos, o pueden diferir. Por ejemplo, los escalones en la periferia del gradiente pueden ser más grandes que los escalones en el centro del gradiente.
Alternativamente, el gradiente de analito se puede producir al aplicar la muestra a una cámara de aplicación de muestra en forma de cuña, al aplicar un diluyente a una cámara de aplicación de diluyente en forma de cuña, y al llevar el contenido de estas dos cámaras en contacto entre si. Las cámaras se pueden construir a partir de cualquier material que es capaz de formar y retener una forma. Ejemplos de tales materiales incluyen plásticos, plexiglás y vidrio. Las cámaras se pueden escalonar para crear ya sea un gradiente de analito liso o escalonado, como se describen en lo anterior. Para establecer un gradiente escalonado la cámara que contiene la muestra y/o la cámara que contiene el diluyente se puede subdividir en un arreglo paralelo de pozos que terminan directamente donde la muestra - y las cámaras que contienen el diluyente se llevan en contacto entre si. Los pozos podrían ser manufacturados, por ejemplo, al unir una serie de capilaridades de altura variante. Un arreglo de canales capilares puede servir como una "almohadilla" absorbente, tal sistema se describe en Buechler en la patente norteamericana No. 5,458,852, incorporada en la presente por referencia. Buechler describe el uso de canales capilares y arreglos capilares como elementos de control de flujo, elementos de medición, puentes de tiempo, y generalmente como elementos para el flujo controlado, cronometraje, suministro, incubación, separación, - lavado y otras etapas de procesos de ensayos. En la presente invención, los arreglos capilares de Buechler se pueden configurara, por ejemplo para formar cámaras complementariamente en forma de cuña. Un gradiente de analito luego se puede producir al aplicar la muestra a una de las cámaras de arreglo capilares en forma de cuña para llenar el arreglo de canales capilares con la muestra, al aplicar un diluyente a una segunda cámara de arreglo capilar complementariamente en forma de cuña para llenar los canales capilares en este arreglo con el diluyente, y llevar los contenidos de estas dos cámaras conjuntamente. Las cámaras se pueden llevar conjuntamente ya sea mediante contacto físico directo de los canales capilares opuestos o al crear un puente conductivo líquido entre los canales capilares opuestos. El puente conductivo líquido se puede componer de material que es capaz de absorber líquidos. Tales materiales incluyen pero no se limitan a polietileno de densidad alta, papel, nitrocelulosa, fibra de vidrio, poliéster, nailon, policarbonato, poliamida, y olefinas de materiales termoplásticos (por ejemplo, cloruro de polivinilo, acetato de polivinilo, copolímeros de acetato de vinilo, y cloruro de vinilo) . El uso de arreglos capilares proporciona un medio para medir los volúmenes precisos de líquido, • ya que cada canal capilar mantendrá un volumen preciso. Además, el uso de un arreglo de canales capilares previene la posibilidad de en "cruce aparente", ayudando de esta manera el establecimiento de un gradiente agudamente definido. El gradiente de analito se moverá, como se describe adicionalmente enseguida, en contacto con ya sea un miembro de enlace móvil en la zona indicadora o un miembro de enlace fijo en la zona de prueba. Por ejemplo, en la primera modalidad, el gradiente de analíto hace contacto con la zona indicadora, en donde el analito se asocia con un miembro de enlace móvil. Subsecuentemente, el miembro de enlace móvil, o el analito asociado con el mismo, entra en contacto con la zona de prueba y se asocia con un miembro de enlace fijo del mismo. Alternativamente, el miembro de enlace móvil se puede asociar con un análogo del analito que tiene una afinidad de enlace, preferiblemente inferior, diferente para el miembro de enlace móvil que hace el analito. En este caso, el analito desplazaría el análogo, que puede subsecuentemente asociarse con el miembro de enlace fijo en la zona de prueba. En la segunda modalidad, el gradiente de analito hace contacto con la zona de prueba directamente y se asocia con un miembro de enlace fijo del mismo. En la tercera modalidad, el primer gradiente de analito hace contacto con la zona de prueba y se asocia con un miembro de enlace fijo del mismo. Subsecuentemente, la zona indicadora se lleva en contacto con la zona de prueba y un miembro de enlace móvil desde la zona indicadora se lleva en contacto con la zona de prueba y un miembro de enlace móvil (desde la zona indicadora) se asocia con ya sea el miembro de enlace fijo en la zona de prueba o el analito asociado con el mismo. Otras modalidades de este dispositivo portátil también se pueden utilizar con la presente invención.
Cualquier modalidad de la invención divulgada en la referencia de patente 6,140,134 se puede utilizar con la presente invención. Otra modalidad de la presente invención es el dispositivo portátil que mantiene un agar impregnado con un compuesto que puede combinarse con un trazador que puede producir un cambio visible en el agua. En una aplicación tal, la muestra se coloca en un corte de pozo en el agar. Conforme la muestra se difunde en el agar, el trazador se combina con el compuesto. En una prueba cuantitativa, el agar se inspecciona para cualquier cambio que indique que indique la presencia del trazador. En una prueba cuantitativa, la distancia que el trazador viaja en el agar se mide y la concentración del trazador en la muestra de esta manera se determina. El método de la invención se puede practicar utilizando un dispositivo portátil de varilla de medición. En esta modalidad, el dispositivo portátil es una varilla compuesta de un medio absorbente tal como papel o gel de sílice sobre un soporte de varilla de medición. El gel de sílice o papel se satura con un compuesto que interactúa con el trazador para producir un cambio visible sobre el papel o el gel de sílice cuando el dispositivo de varilla de medición se coloque en una muestra. En una forma alternativa de este dispositivo, la muestra se aplica a un extremo del dispositivo y la distancia que el trazador viaja a la varilla de medición se mide y se utiliza para determinar la concentración de trazador. Las variaciones y dispositivos portátiles similares se pueden encontrar en, por ejemplo: Magers, y colaboradores, Patente Norteamericana No. 1,147,514 divulga tiras de prueba para la detección de cuerpos de cetona; patente norteamericana No. 3,212,855 y la patente norteamericana No. 4,097,240 divulgan un dispositivo de "varilla de medición"; la patente norteamericana No. 4,222,744 divulga un dispositivo portátil de agar. Todas estas patentes se incorporan en la presente por referencia y los dispositivos divulgados en la presente, se modifican para incluir compuesto que pueden interactuar con los trazadores de la invención se pueden utilizar con el método de la invención. Las tiras de prueba para el uso con la invención incluyen materiales de procesamiento capilares porosos. Por ejemplo, varias clases de materiales que contienen fibra de celulosa tal como papel de filtro, papel cromatográfico, papel de intercambio de iones, una película de acetato de celulosa, discos de acetato de celulosa, discos de cromatografía de capa delgada de celulosa, así como películas y tales materiales como almidón, como SEPHADEX que es una red o matriz tridimensional de cadenas de dextrano reticuladas con epíclorhidrina (producto de Pharmacia Fine Chemicals, Uppsala, Sweden and Piscataway, N.J.), películas de material de plástico tal como cloruro de polivinilo, material de cerámica y de las combinaciones tal como cloruro de polivinilo-sílice se pueden utilizar para preparar las tiras de prueba. Las tiras de prueba se saturan con compuestos que interactúan con los trazadores utilizados con la presente invención para producir un color u otro cambio sobre la tira de prueba que es visible. En una modalidad, el cambio es visible en luz ambiental. En otra modalidad, el cambio es visible bajo luz ultravioleta.. Los dispositivos de varilla de medición de la presente invención se pueden hacer de los mismos materiales de las tiras de prueba, excepto que la forma del dispositivo es una "varilla" que se puede colocar en una muestra o analito. Frecuentemente la varilla de medición incluirá un miembro rígido que, algunas veces hecho de plástico, o metal, que funciona para permitir a la varilla de medición retener su forma después del contacto con una muestra. Los compuestos que interactúan con los trazadores en todos estos dispositivos pueden ser un compuesto individual o más de un compuesto. Cuando más de un compuesto individual se utiliza, los compuestos se pueden adicionar todos a la vez o en etapas de dos o más. Debe ser notado que los dispositivos portátiles de agar se pueden preparar utilizando geles diferentes al agar. Por ejemplo, se pueden preparar utilizando ceras, gel de sílice, gelatina y los similares. En una modalidad preferida, el agar se utiliza. Similarmente, los otros dispositivos también peden así modificar para hacerlos de uso apropiado para la aplicación de la presente invención. En la práctica de la invención, los términos concentración y cantidad no necesariamente significan la misma cosa. Por ejemplo, el método de la presente invención que se puede utilizar es un modo de preclasificación en donde el dispositivo portátil se utiliza para ser una determinación de si/no simple con respecto a la presencia o ausencia de un trazador. En contraste, el método de la presente invención se puede utilizar para hacer una determinación de la concentración de un trazador en por ciento o partes por millón. Los siguientes ejemplos se proporcionan para ilustrar la presente invención. Los ejemplos no se proponen para limitar el alcance de la presente invención y no deben ser así interpretados. Las cantidades están en partes en peso o porcentajes en peso a menos que de otra manera se indique.
EJEMPLO 1 Una aplicación de campo del método de la presente invención se realiza en un pozo de petróleo y gas. Un primer material (referido en la técnica de fracturación hidráulica como una "etapa" o, en este caso, "la primera etapa") se prepara para la inyección de fractura en el pozo que incluye 0.15 galones por miles de galones (gpt) de solución reguladora y 1 gpt de GBW23L* que es un rompedor de gel oxidante de temperatura alta, 40 libras por mil libras (ppt) de agente gelificante y un primer trazador de ácido benzoico fluorinado; en agua. Una segunda etapa se preparar la cual incluye l-a-2 lbs/gal de consolidante; 0.15 gpt de solución reguladora; 1 gpt de GBW23L; 1 gpt de BC3* del activador rompedor de gel que es un activador rompedor oxidante de temperatura baja; 40 ppt de agente gelificante; un segundo trazador de ácido benzoico fluorinado; y 2.5 (ppt) de estabilizador de gel, en agua. Una tercera etapa se prepara la cual incluye 3 lbs/gal de consolidante; 40 ppt de agente gelificante; 0.20 ppt de solución reguladora; 1 gpt de GBW23L, 1 gpt de BC31; 1 ppt de rompedor Ultra Perra* que es un rompedor oxidante de temperatura baja; 1 ppt de estabilizado de gel; un tercer trazador de ácido benzoico fluorinado; y 1.5 ppt de agente de reticulación de gel, en agua. Una cuarta etapa se prepara la cual incluye 4 lbs/gal de consolidante; 40 ppt de agente gelificante; 0.20 gpt de solución reguladora; 3 gpt de GBW5, que es un rompedor oxidante de baja temperatura; un cuarto trazador de ácido benzoico fluorinado, y 1 ppt de Ultra Perm. El *GBW-23L, BC31, GB 5 y el Ultra Perm son designaciones de comercio de BJ Services . Cada etapa se inyecta, a la vez, bajo condiciones de inyección de fractura. Las muestras se preclasifican para la presencia del trazador utilizando un dispositivo portátil de flujo lateral. Una vez que la presencia del trazador se indica en la preclasificación, las muestras luego se prueban para la presencia y concentración relativa de cada trazador utilizando un espectrómetro de masa GC . Las cantidades comparativas del trazador regresadas son: (A) Cuarta concentración más alta del trazador de ácido benzoico fluorinado; (B) Segunda concentración más alta enseguida del trazador de ácido benzoico fluorinado; (C) Primera concentración más alta enseguida del trazador de ácido benzoico fluorinado; y (D) Tercera concentración más baja del trazador de ácido benzoico fluorinado. Mientras que no se desea ser relacionado por alguna teoría, se puede concluir que el tercer material inyectado tuvo la estructura de gel más estable, fijándolo efectivamente en la formación y así tuvo el flujo posterior más bajo y dando por resultado la recuperación más baja del trazador. También se puede concluir que el cuarto material, que se inyecta al último y se llena con materiales rompedores de gel tendría el flujo posterior más grande y así la recuperación más alta de trazadores. EJEMPLO 2 Un pozo de petróleo que tiene tres zonas de producción se completa utilizando una criba de arena separada para cada zona de producción. Cada criba se trata con un trazador impregnado con gel hidrofílico. 20 meses después de la terminación, el operador nota que la producción de agua del pozo ha incrementado por 34% como es comparado al período que termina 30 días de la terminación inicial con una pérdida correspondiente en la producción de hidrocarburo. El fluido de producción se prueba utilizando un dispositivo portátil de flujo laminal para la presencia de los trazadores. El dispositivo portátil muestra la presencia del trazador de la zona 2. El operador luego tapona la zona 2. La producción de agua y regreso del hidrocarburo acerca de los niveles de terminación dentro de 72 horas. EJEMPLO 3 El ejemplo 2 se repite excepto que las muestras de la prueba se regresan a un laboratorio donde un análisis cuantitativo se hace utilizando una Espectrometría de Masas GC. Se determina que el trazador de la Zona 3 también está presente en las muestras, pero en una concentración más baja que el trazador de la Zona 2, pero en una concentración más grande que el trazador de la Zona 1. El operador del pozo establece un nuevo programa de muestreo para incrementar la vigilancia de la Zona 3 para la penetración de agua.