[pt] 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. / [en] This thesis aims to investigate the cementing process of an oil well in presence of a filtrate loss zone. An experimental setup was designed, built and operated to simulate an annular well field-like geometry where cement would cure under controlled conditions. This well simulator consisted of an 8m concentric annular column with a section of semi-permeable external wall, equipped with pressure and temperature sensors. It allows the investigation of the cementing cure mechanisms, as well as the impact of the fluid loss zone in the pressure drop behavior. In order to predict this behavior on real oil wells, a 2D transient numerical model is proposed. A finite element model was implemented in Python with the aid of an open source library named FEniCs. Mass and momentum conservation equations are solved to obtain the pressure and velocity fields, and the cement mixture is considered an incompressible single-phase mixture composed of two chemical species: the filtrate and the dissolved cement. Mass transport is modeled with an advection-diffusion equation and dissolved cement species is modeled as a viscoplastic fluid with shrinkage. Finally, the simulation results were confronted with the experimental data, and a good agreement was observed. Further investigation of numerical model parameters was performed, and a sensitivity analysis evaluated individual influence of those parameters in the pressure drop. The results indicate that pressure profile evolution has a strong dependency on thickening time, fluid loss flow rate magnitude and the Newtonian viscosity plateau for the evaluated shear rate regimen.