Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет» Институт сервиса и отраслевого управления Кафедра «Экономика и организация производства» КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по дисциплине: «Статистические методы обработки данных» Выполнил: ст. гр. ______________ (шифр группы) ___________________________ (фамилия, инициалы студента) Проверил: канд.социол.наук., доцент Дружинина И.В. Тюмень, 2019 Задача 2.4. Для планирования потребности буровой кампании в долотах проведено 10%-е выборочное обследование буровых бригад методом случайного бесповторного отбора. В результате обследования получены данные о количестве израсходованных долот на одну скважину. Число долот, шт. 13 – 15 15 – 17 17 – 19 19 – 21 21 – 23 23 – 25 Число бригад 1 3 10 13 7 4 25 и более 2 С вероятностью 0,954 определите пределы, в которых находится среднее число долот, израсходованных при бурении одной скважины. Коэффициент доверия t=1,99. РЕШЕНИЕ: Рассчитаем среднее число долот, израсходованных при бурении одной скважины. Все расчёты оформим в таблицу. Возраст рабочих, (лет) Число рабочих, (f) Среднее значение интервала, (х) xf x-x̃ (x-x)̃ 2 (x-x̃)2f 13-15 1 14 14 -6,1 37,2 37,2 15-17 3 16 48 -4,1 16,8 50,4 17-19 10 18 180 -2,1 4,4 44,1 19-21 13 20 260 -0,1 0,01 0,13 21-23 7 22 154 1,9 3,6 25,3 23-25 4 24 96 3,9 15,2 60,84 25 и более 2 26 52 5,9 34,8 69,62 Итого: 40 - 804 - - 287,6 Средняя выборочная в данном случае будет рассчитываться по формуле средней арифметической взвешенной: 𝑥̃ = 𝛴𝑥𝑓 804 = = 20,1 долот 𝛴𝑓 40 Рассчитаем дисперсию выборочной совокупности: 𝜎2 = 𝛴(𝑥 − 𝑥)2 𝑓 287,6 = = 7,2 𝛴𝑓 40 Средняя ошибка выборки составит: 𝜎2 𝑛 7,2 40 𝜇 = √ ∗ (1 − ) = √ ∗ (1 − ) = 0,402 долот 𝑛 𝑁 40 400 С вероятностью 0,954 рассчитаем предельную ошибку выборочной средней: Δ = μ * t=0,402*1,99= 0,799 долот При t =1,99 - коэффициент доверия. Определим пределы, в которых находится средний количество долот: x̅ =x±Δ x̅ =20,1±0,799 Генеральная средняя (x̅) находится в пределах 20,1 – 0,799 ˂ x̅ ˂ 20,1 – 0,799 19,3 ˂ x̅ ˂ 20,899 С вероятностью 0,954 можно утверждать, что среднее число долот израсходованных при бурении одной скважины находится в пределах 19,3 ˂ x̅ ˂ 20,899. Задача 3.1. Произведите разведочный анализ данных о механической скорости бурения 100 скважин: 30 29 30 28 32 30 29 34 32 35 30 30 29 32 29 34 30 32 24 30 28 30 28 27 28 29 29 29 31 28 35 27 31 31 30 28 33 23 30 31 30 28 30 29 30 26 25 31 33 26 30 30 36 26 25 28 30 29 27 32 31 26 25 29 31 33 27 32 30 31 38 29 31 29 27 31 30 28 34 28 27 30 27 25 33 28 29 26 27 34 29 26 30 31 31 33 26 33 29 32 Для этого: 1) постройте статистический ряд распределения, определив предварительно число групп как квадратный корень из объема выборки ( n 100 10 ) или по формуле Стерджесса; после определения величины интервала и границ интервалов в ряду распределения число групп может быть меньше, чем расчетное; 2) оформите результаты группировки в таблице, изобразите ряд распределения с помощью гистограммы, полигона и кумуляты, оцените характер распределения; 3) вычислите характеристики вариационного ряда (размах, среднее значение, моду, медиану, дисперсию, среднее квадратическое отклонение (СКО), коэффициент, вариации, структурные характеристики вариационного ряда (децили и квартили), асимметрию (скос), эксцесс), перечисленные характеристики можно вычислить с помощью встроенных статистических функций в пакете MS Office Excel. Сформулируйте выводы. РЕШЕНИЕ: Результаты построения статистического ряда распределения Механическая Число Относительная Накопленная Центр Взвешенный скорость скважин частота, доли относительная интервала центр бурения, (частота) ед. частота интервала м/час от 23 до 25 2 0,02 0,02 24 48 11 0,11 0,13 26 286 от 27 до 29 19 0,19 0,32 28 532 от 29 до 31 35 0,35 0,67 30 1050 от 31 до 33 19 0,19 0,86 32 608 от 33 до 35 10 0,1 0,96 34 340 от 35 до 37 3 0,03 0,99 36 108 37 и более 1 0,01 1 38 38 Итого 100 1 Частота (число наблюдений) от 25 до 27 30,1 Гистограмма распределения 40 35 30 25 20 15 10 5 0 35 19 11 19 10 3 2 1 от 23 до 25 от 25 до 27 от 27 до 29 от 29 до 31 от 31 до 33 от 33 до 35 от 35 до 37 37 и более Механическая скорость бурения, м/час Частота (число наблюдений) Полигон частот 40 35 30 25 20 15 10 5 0 35 19 19 11 10 3 2 24 26 28 30 32 34 36 1 38 Центр интервала механичской скорости, м/час Относительная частота, доли ед. Кумулята 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 1 0,99 0,96 0,86 0,67 0,32 0,13 0,02 24 26 28 30 32 34 36 38 Центр интервала механичской скорости, м/час Можно сделать вывод о том, что на преобладающем количестве скважин 35 штук, бурение происходило при механической скорости в интервале от 29÷31 м/час. Результаты расчета описательных статистик распределения Средняя 29,62 Квартиль-1 28 Мода 30 Квартиль-2 30 Медиана 30 Квартиль-3 31 Дисперсия СКО (Стандартное отклонение) Коэффициент вариации Размах 7,2156 Дециль-1 26,6 2,686 Дециль-9 28 9,07 Асимметрия 15 Эксцесс 0,244 0,379 Проведенный анализ данных по бурению скважин показал: Средняя механическая скорость бурения скважин – 29,62 м/час; Наиболее часто встречающегося в совокупности механическая скорость бурения скважин – 30 м/час; Варианты механической скорости бурения скважин отклоняются от их средней величины в среднем на 2,68м/час; Было определено, что у 25% скважин скорость бурения не превышала 28 м/час, а 25% скважин скорость бурения превышала 31 м/час. 10% скважин скорость бурения не превышала 26,6 м/час, а у 90% скважин выше 28 м/час. Асимметрия распределения незначительная, так как меньше 0,25. Эксцесс является положительным, то есть наблюдается островершинность распределения. Задача 4.5. По данным данные о добыче природного и попутного газа по федеральным округам России в 2010 – 2016 гг. (миллионов кубических метров) вычислите абсолютные показатели добычи газа по России в целом, относительные показатели структуры и относительные показатели динамики (по любому из федеральных округов или России в целом) с постоянной и переменной базой сравнения. Проверьте их взаимосвязь. В качестве постоянной базы сравнения принять уровень 2010 года. При расчете показателей динамики с переменной базой сравнения каждый последующий уровень сравнивается с предыдущим смежным. Сформулируйте выводы по результатам выполнения задания. 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Северо-Западный ФО 4319 4192 4403 4568 4614 4873 5086 Южный ФО 16262 16923 17148 17118 18645 18325 18618 Северо-Кавказский ФО 1165 966 892 812 750 658 584 Приволжский ФО 24379 24518 24571 24798 24907 24593 23852 Уральский ФО 572295 588915 569472 579360 546542 534514 540477 Российская Федерация - всего Сибирский ФО 6424 7237 8407 10196 15261 18941 19232 Дальневосточный ФО 26505 28086 29757 30761 31469 31660 32935 РЕШЕНИЕ: Определим абсолютные статистические показатели – общее количество добытого природного газа и попутного газа в целом по России в 2010 – 2016 гг. (миллионов кубических метров): 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Российская Федерация - всего (Абсолютный статистический 651349 670837 654650 667613 642188 633564 640784 показатель) 4319 4192 4403 4568 4614 4873 5086 Северо-Западный ФО Южный ФО Северо-Кавказский ФО Приволжский ФО Уральский ФО Сибирский ФО Дальневосточный ФО 16262 16923 17148 17118 18645 18325 18618 1165 966 892 812 750 658 584 24379 24518 24571 24798 24907 24593 23852 572295 588915 569472 579360 546542 534514 540477 6424 7237 8407 10196 15261 18941 19232 26505 28086 29757 30761 31469 31660 32935 Определим относительный показатель структуры (ОПС) - соотношение структурных частей изучаемого объекта и их целого, характеризует состав совокупности: Показатель, характеризующий часть совокупности 4319 ОПС = = = 0,66% Показатель всей совокупности в целом 651349 Результаты расчетов относительных показателей структуры (в %) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Российская Федерация - всего 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% в том числе Северо-Западный ФО 0,66% 0,62% 0,67% 0,68% 0,72% 0,77% 0,79% Южный ФО 2,50% 2,52% 2,62% 2,56% 2,90% 2,89% 2,91% Северо-Кавказский ФО 0,18% 0,14% 0,14% 0,12% 0,12% 0,10% 0,09% Приволжский ФО 3,74% 3,65% 3,75% 3,71% 3,88% 3,88% 3,72% Уральский ФО 87,86% 87,79% 86,99% 86,78% 85,11% 84,37% 84,35% Сибирский ФО 0,99% 1,08% 1,28% 1,53% 2,38% 2,99% 3,00% Дальневосточный ФО 4,07% 4,19% 4,55% 4,61% 4,90% 5,00% 5,14% Определим относительные показатели динамики по России в целом с постоянной и переменной базой сравнения: Относительный показатель динамики (ОПД) - отношение уровня исследуемого процесса (явления) за данный период времени (по состоянию на данный момент времени) и уровня этого явления или процесса в прошлом: ОПД = Текущий уровень 670837 = = 103,0% Предшествующий (базисный) уровень 651349 Результаты расчетов относительных показателей динамики представьте в следующей таблице. Год Добыча газа, млн м3 Цепной темп роста, % Цепной темп прироста, % Базисный темп роста, % 2010 2011 2012 2013 651349 670837 654650 667613 103,0% 97,6% 102,0% 100 3,0% -2,4% 2,0% 103,0% 100,5% 102,5% 2014 642188 96,2% 2015 2016 633564 640784 98,7% 101,1% -3,8% 98,6% -1,3% 97,3% 1,1% 98,4% Добыча газа Базисный темп прироста, % 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% -1,0% -2,0% -3,0% -4,0% -5,0% 0 3,0% 3,0% 0,5% 2,5% -1,6% 1,1% Темп роста базисный ,% 0,5% 2011 -2,7% 2,5% 2,0% 2010 -1,4% 2012 2013 2014 2015 2016 -1,4% -1,3% -2,4% -1,6% -2,7% -3,8% Год добычи Из полученных базисных относительных величин динамики (темпов прироста) видно, что в течении шести лет, объём добычи газа в России пикообразная, с отрицательной динамикой добычи до 2015г. и незначительным увеличением добычи в 2016г.: 3,0%>0,5%<2,5%>-1,4%>-2,7%<-1,6% Из полученных цепных относительных величин динамики (темпов роста) видно, что по отдельным этапам происходил спад добычи и незначительным увеличением в 2016г. Между относительными показателями динамики с переменной и постоянной базой сравнения существует взаимосвязь: произведение цепных темпов роста (в коэффициентах) равно конечному базисному. Так, для рассчитанных показателей получим: 1,03*0,976*1,02*0,962*0,987*1,011=0,984 Задача 5.1 Скорость Y (м/час) бурения в твердых породах и нагрузка X (кН) на долото характеризуется следующими данными. X 10,0 10,5 11,0 11,5 12,0 12,5 13,0 13,5 14,0 14,5 Y 6,5 5,5 4,5 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Вычислите показатели вариации скорости бурения Y и нагрузки на долото X: размах, дисперсию, среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации. Постройте аналитическую группировку исходных данных и вычислите межгрупповую дисперсию, среднюю дисперсию из внутригрупповых, коэффициент детерминации и эмпирическое корреляционное отношение для показателя нагрузки на долото. Проверьте правило сложения дисперсий. Сформулируйте выводы о характере вариации изучаемых показателей. При расчете общей дисперсии воспользуйтесь методом моментов: для Х: х х 2 х 2 2 х 2 n х y2 y 2 ; для Y: y2 y 2 y , n n n 2 2 где n – число наблюдений. Среднее квадратическое отклонение можно вычислить, как квадратный корень из дисперсии: для Х х х2 , для Y y y2 . РЕШЕНИЕ: Промежуточные расчеты и результаты. Номер наблюдения Нагрузка X на долото (кН) Скорость Y бурения (м/час) 1 10 6,5 100 42,25 2 10,5 5,5 110,25 30,25 3 11 4,5 121 20,25 4 11,5 3,5 132,25 12,25 5 12 3 144 9 6 12,5 2,5 156,25 6,25 7 13 2 169 4 8 13,5 1,5 182,25 2,25 9 14 1 196 1 10 14,5 0,5 210,25 0,25 Итого 122,5 30,5 1521,25 127,75 Средняя 12,25 3,05 152,125 12,775 Размах 4,5 6 - - Дисперсия 2,1 3,5 - - СКО 1,4 1,9 - - Коэффициент вариации, % 11,724 61,097 - - Произведем расчет общей дисперсии методом моментов: для Х: х х 2 х 2 2 для Y: y y 2 y 2 х 2 n 2 y n х = 152,125-150,063=2,1; n 2 2 y =12,775-9,303=3,5. n где n – число наблюдений. 2 X2 Y2 Среднее квадратическое отклонение: для Х х х2 =√2,1=1,4, для Y y y2 =√3,5=1,9. Определим коэффициент вариации: для Х V 100 = 12,25 ∗ 100 = 11,724; 1,4 x для Y V 100 = 𝟑,𝟎𝟓 ∗ 100 = 61,097. 𝟏,𝟗 x Значение коэффициента вариации для X показывает однородность, т.к. полученное значение коэффициента вариации меньше 33%. Полученное значение коэффициента вариации для Y показывает, что колеблемость скорости Y бурения в твердых породах большая и составляет 61,1% среднего уровня. Полученное значение также указывает на неоднородность исследуемой совокупности, т.к. полученное значение коэффициента вариации больше 33%. Группа Кол-во наблюдений, f Среднее значение нагрузки на долото, x 10,25 11,25 12,25 13,25 14,25 Групповая дисперсия σi2 σxf (x-x)2f (x-x)2 1-2 2 0,125 8 0,0625 3-4 2 0,125 2 0,0625 5-6 2 0,125 0 0,0625 7-8 2 0,125 2 0,0625 9-10 2 0,125 8 0,0625 0,625 20 Итого: Cредняя дисперсия из внутригрупповых 0,0625 2 Межгрупповая дисперсия Коэффициент 95 детерминации,% Эмпирическое 0,97 корреляционное отношение Сгруппируем исходные данные и определим число образуемых интервалов группировки с помощью математического правила Стерджесса: n = 1 + 3,322 × lgN где N – число наблюдений. n = 1 + 3,322 × lg10 = 1+3,322*1=4,322≈5 Образуем 5 групп нагрузки на долото. Величину интервалов определим по формуле: 4 1 0 1 4 10 𝑖= 𝑥𝑚𝑎𝑥 −𝑥𝑚𝑖𝑛 = (14,5-10)/10=0,45≈0,5 𝑛 Определим групповые средние для группы 1-2: x̅ = 10 + 10,5 = 10,25 2 произведем данный расчет для всех групп. Определим групповые дисперсии для группы 1-2: σ12 = ∑(x−x̅1 ) n = (10−10,25)2 +(10,5−10,25)2 2 =0,0625 произведем данный расчет для всех групп. Рассчитаем среднюю из групповых дисперсий: 2 i2 f i 0,625 = fi 10 = 0,0625 Определим межгрупповую дисперсию: 2 ( xi xo ) 2 f i f 20 =10 = 2 i Проверим полученный результат, исчислив общую дисперсию по правилу сложения дисперсий: общая дисперсия равна сумме средней из внутригрупповых дисперсий и межгрупповой дисперсии: 2 2 2 =2+0,0625=2,0625≈2,1 Определим коэффициент детерминации: δ2 2 n = 2 ∗ 100 = = 95% σ 2,1 2 Таким образом, зависимость скорости бурения от нагрузки на долото показывает, что на 95% вариация скорости бурения обусловлена различиями в нагрузке на долото и на 5% - влиянием прочих факторов. Эмпирическое корреляционное отношение рассчитываем по формуле: n = √n2 = √0,95 = 0,97 Эмпирическое корреляционное отношение свидетельствует о том, что связь между скоростью бурения от нагрузки на долото весьма тесная. Задача 6.2. По данным задания 5.2 установите характер и форму связи между пластовым давлением и среднесуточным дебитом методами приведения параллельных данных, статистических графиков и корреляционно-регрессионного анализа. РЕШЕНИЕ: Исходные данные и промежуточные расчеты коэффициента корреляции и параметров уравнения регрессии. X Y X2 Y2 XY 1 20 9 400 81 180 Теоретическое значение Y (вычислить по полученной модели регрессии) 9,47 2 30 12 900 144 360 12,49 3 30 14 900 196 420 12,49 4 30 13 900 169 390 12,49 5 35 11 1225 121 385 14,00 6 40 16 1600 256 640 15,51 7 45 17 2025 289 765 17,02 8 45 18 2025 324 810 17,02 9 47 19 2209 361 893 17,62 10 48 18 2304 324 864 17,93 11 48 19 2304 361 912 17,93 12 55 19 3025 361 1045 20,04 13 58 20 3364 400 1160 20,95 Итого 531 205 23181 3387 8824 204,95 Средняя 40,8 15,8 1783,2 260,5 678,8 15,77 СКО 10,7 3,4 - - - - Номер наблюдения Построим с помощью EXCEL графическое поле корреляции. Y Графическое поле корреляции 25 20 15 10 5 0 y = 0,302x + 3,4324 R² = 0,8819 0 10 20 30 40 50 60 70 X Как видно, с увеличением величины Х величина У также возрастает. Поэтому связь между ними прямая, и описать ее можно уравнением прямой. Определим тесноту связи характеризующую коэффициент корреляции: 𝑟 𝑦⁄𝑥= ∑𝑥∑𝑦 ∑ 𝑥𝑦− 𝑛 531×205 8824− 13 = =0,94 2 2 √23181−(531)2 ×√3387−(205)2 √∑ 𝑥2 −(∑ 𝑥) ×√∑ 𝑦2 −(∑ 𝑦) 13 13 𝑛 𝑦 Поскольку коэффициент корреляции больше 0,7, то связь в данном ряду сильная. Уравнение прямолинейной корреляционной связи имеет вид: ух a0 a1х . Параметры а0 и а1 называют параметрами уравнения регрессии. Для определения параметров уравнения регрессии используется способ наименьших квадратов, который даёт систему двух нормальных уравнений: a0 n a1 х у . 2 a х a х ух 1 0 { 13𝑎0 + 531𝑎1 = 205 531𝑎0 + 23181𝑎1 = 8824 Решая эту систему в общем виде, можно получить формулы для определения параметров уравнения регрессии: 𝑎1 = ̅̅̅̅−𝑥̅ ×𝑦̅ 𝑥𝑦 ̅̅̅̅ 2 −𝑥̅ 2 𝑥 = 678,8−40,8×15,8 1783,2−40,82 = 0,302 𝑎0 = 𝑦̅ − 𝑎1 𝑥̅ = 15,8 − 0,302 × 40,8 = 3,43 𝑦𝑥 = 𝑎0 + 𝑎1 𝑥 = 3,43 + 0,302𝑥 Задача 7. Добыча природного и попутного газа (млн кубических метров) в России характеризуется следующим данными. 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Российская Федерация – всего, 651349 670837 654650 667613 642188 633564 640784 в т.ч. Северо-Западный 4319 4192 4403 4568 4614 4873 5086 федеральный округ Южный 16262 16923 17148 17118 18645 18325 18618 федеральный округ Северо-Кавказский 1165 966 892 812 750 658 584 федеральный округ Приволжский 24379 24518 24571 24798 24907 24593 23852 федеральный округ Уральский 572295 588915 569472 579360 546542 534514 540477 федеральный округ Сибирский 6424 7237 8407 10196 15261 18941 19232 федеральный округ Дальневосточный 26505 28086 29757 30761 31469 31660 32935 федеральный округ По данным рядов динамики, приведенных в задании, укажите их вид, проанализируйте динамику добычи газа в любом из федеральных округов или в России в целом, рассчитав следующие показатели: абсолютные приросты, темпы роста и темпы прироста цепным и базисным способом (в последнем случае в качестве постоянной базы сравнения примите уровень первого года), абсолютный размер одного процента прироста, а также динамические средние. Произведите аналитическое выравнивание динамического ряда по прямой, а также по наиболее адекватным кривым роста с помощью инструментов MS Excel; рассчитайте прогнозные значения исследуемого показателя на период упреждения 3 шага по полученным моделям тренда и на основе динамических средних; сравните полученные результаты. Результаты расчётов представьте в виде таблиц. Сформулируйте выводы. РЕШЕНИЕ: Для анализа выбрана динамика добычи газа Приволжского федерального округа. Макеты расчетных таблиц для решения задачи Год 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Динамич еская средняя 24379 24518 24571 24798 24907 24593 23852 139 53 227 109 -314 -741 139 192 419 528 214 -527 100% 101% 100% 101% 100% 99% 97% 100% 101% 101% 102% 102% 101% 98% 0,6% 0,2% 0,9% 0,4% -1,3% -3,1% 0,6% 0,2% 0,9% 0,4% -1,3% -3,0% Абсолютны й размер одного процента прироста, 243,79 245,18 245,71 247,98 249,07 245,93 147239 -88 - 100% - -0,358% - - Добыча газа, млн м3 Абсолютный прирост, цепной базис ный Год Добыча газа, млн м3 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Итого 24379 24518 24571 24798 24907 24593 23852 171618 Темп роста, Темп прироста, цепной базис ный цепной базис ный Условное обозначение времени -3 -2 -1 0 1 2 3 0 t2 tу 9 4 1 0 1 4 9 28 -73137 -49036 -24571 0 24907 49186 71556 -1095 Выровненные (теоретические) уровни ряда, 24790,3 24751,2 24712,1 24673 24633,9 24594,8 24555,7 - Диаграмма 1. Добыча природного и попутного газа в Приволжском федеральном округе 24907 25000 24798 млн. м3 24800 24518 24600 24400 24200 24593 24571 24379 24000 23852 23800 23600 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Прогнозное значение уровня явления Оценка / Прогноз на 1 шаг (на 2017 г.) на 2 шага (на 2018 г.) на 3 шага (на 2019 г.) По среднему По абсолютному среднему приросту темпу роста По кривым роста Линейный Логарифмичес Полиноминал тренд кий тренд ьный тренд 23764 23778 24360 24492 22498 23676 23704 24321 24489 20358 23589 23630 24282 24486 17283 Диаграмма 2. Прогнозное значение по среднему абсолютному приросту млн.м3 25000 24500 24798 24379 24518 24907 24593 24571 23852 24000 23764 23676 23589 23500 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 23778 23704 23630 2017 2018 2019 Диаграмма 3. Прогнозное значение по среднему темпу роста млн.м3 25000 24500 24798 24379 24518 24907 24593 24571 23852 24000 23500 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Диаграмма 4. Прогнозное значение линейного тренда 25000 24798 млн м3 24800 24600 24518 24907 24593 24571 y = -39,107x + 24673 R² = 0,0611 24379 24400 24200 24000 23852 23800 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Диаграмма 5. Прогнозное значение логарифмического тренда 25000 24798 млн.м3 24800 24518 24600 24400 24907 24571 24593 24379 y = -28,21ln(x) + 24551 24200 24000 23852 23800 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Диаграмма 6. Прогнозное значение полиноминального тренда 26000 24379 24000 млн.м3 24798 24518 24907 24593 23852 24571 22000 20000 18000 y = -26,056x3 + 235,63x2 - 491,1x + 24687 16000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 При анализе данных добычи природного и попутного газа в Приволжском федеральном округе (Диаграмма 1) можно сделать вывод, что с 2010г. по 2014г. добыча выросла на 2,2% и в 2016г. резко снизилась на 4,4% к 2014г. Применение моделей среднего абсолютного прироста (Диаграмма 2) и среднего темпа (Диаграмма 3) нецелесообразно так как не учитывает скачки внутри временного ряда и в основе построения прогнозных моделей лежит принцип равномерного уменьшения добычи газа, это не показывает объективный прогноз на 3 года. Применение прогнозного линейного тренда (Диаграмма 4) не целесообразно по причине не линейности добычи газа в Приволжском федеральном округе. Применение логарифмического нецелесообразно по причине прогнозного тренда (Диаграмма 5) тоже постепенного затухания добычи газа, это не является действительностью так как за за два последних годы произошло быстрое снижение добычи газа. Наиболее объективная тренд это полиноминальный прогнозный тренд (Диаграмма 6), так как он наиболее соответствует кривой добычи газа, синхронно повторяя ее линию. Задача 8.2. По нефтегазодобывающему предприятию имеются данные об объёме добычи и себестоимости продукции двух видов. Продукция Себестоимость единицы Добыто продукции продукции, руб./т (руб./1000 м3) в базисном в отчётном в базисном в отчётном периоде периоде периоде периоде 7077 7014 250 245 Нефть, тыс. т 1675 1638 9820 10170 Газ, млн. куб. м Определите: 1) индивидуальные индексы себестоимости, физического объёма и издержек производства; 2) общие индексы себестоимости, физического объёма и издержек производства; 3) абсолютное изменение затрат на производство в целом по предприятию, в том числе по факторам (в результате изменения физического объёма производства и себестоимости единицы продукции). РЕШЕНИЕ: Индивидуальный индекс, % Наименование товара Нефть сырая, включая газовый конденсат Газ природный Издержек Физическо производст го объема ва 98,0 97,1 103,6 101,3 Общие индексы себестоимости, % Физического объема в средней арифметической взвешенной форме Издержек производс тва 103,4 100,9 Выводы: За отчетный период добыча нефти снизилась на 2,0%, а добыча газа выросла 3,6%. Затраты на добычу нефти уменьшились на 2,9%, а на добычу газа увеличились на 1,3%; За отчетный период абсолютный прирост добычи нефти и газа по предприятию составил 3,4%, из-за увеличения добычи природного газа. А абсолютный прирост затрат на добычу нефти и газа увеличилось на 0,9% в отчетном периоде по сравнению с базисными.