O presente estudo tem como objetivo investigar o processo de cimentação de poços de petróleo, na presença de zonas de perda de filtrado. Um aparato experimental foi projetado, construido e operado com o objetivo de simular a cimentação de um poço de petróleo. Com diâmetros característicos dos poços reais, esse simulador permite que o processo de cura da coluna de cimento seja monitorado com condições controladas. O aparato consiste em uma coluna anular concêntrica com 8m de comprimento. A zona de perda de filtrado é modelada por uma parede semi-permeável, e todo poço é equipado com sensores de pressão e temperatura. Isso possibilita a investigação dos mecanismos de cura da pasta de cimento, bem como o impacto da perda de filtrado na evolução do perfil de pressão. Para tentar prever esse comportamento, um modelo numérico 2D de Elementos Finitos foi proposto e implementado em Python, utilizando bibliotecas pré-compiladas de código aberto denominadas FEniCs. As equações de conservação de massa e momento são resolvidas para obter os campos de velocidade e pressão. A mistura da pasta de cimento é considerada um fluido incompressível e composta de duas espécies químicas: a fase aquósa(ou filtrado) e o cimento dissolvido. O transporte de massa é modelado usando a equação de advecção-difusão, e a pasta é modelada como um fluido viscoplástico que sofre redução volumétrica com a cura. Finalmente, os resultados das simulações foram confrontados com os dados experimentais obtidos, e uma boa concordância foi observada. Uma investigação adicional foi realizada no modelo numérico, através de uma análise de sensibilidade individual dos parâmetros de entrada e seu respectivo impacto na queda de pressão. Para o regime de taxas de cisalhamento avaliados, os resultados indicaram uma forte dependência entre a evolução do perfil de pressão e o tempo de cura, a magnitude da vazão de filtrado e o patamar newtoniano da viscosidade.