La falla por fractura del super 13Cr puede ocurrir en entornos complejos y severos, como pozos de alta temperatura, alta presión y gas corrosivo, lo que daña el beneficio económico del desarrollo de petróleo y gas y también representa una gran amenaza para la integridad del pozo. Por lo tanto, es urgente estudiar el mecanismo de corrosión del tubo de super 13Cr en pozos de petróleo y gas, y este estudio realizó un análisis experimental in situ sobre tubos de super 13Cr fallidos, empleando el método de sonda de Kelvin electroquímica de microárea (SKP) para investigar las causas de la corrosión del material super 13Cr. Además, se examinó la termodinámica del mecanismo por el cual las picaduras se convierten en grietas a la luz de los hallazgos experimentales sobre la nucleación y el desarrollo de la corrosión por picaduras. Los hallazgos revelan escamas y picaduras claras en la superficie del tubo de super 13Cr fallido y que el CaCO3, así como el FeCO3, son los principales constituyentes de la escala. Según los resultados del escaneo SKP, el tubo de super 13Cr tiene un riesgo de picaduras bajo los pozos, y la celda galvánica con microcorrosión es la principal causa de la corrosión por picaduras, lo que también muestra que la diferencia de potencial entre el área anódica y el área catódica del material super 13Cr aumenta gradualmente con el aumento del tiempo de inmersión. Bajo el efecto autocatalítico de la celda de corrosión oclusiva y la carga aplicada, las picaduras y grietas del tubo de super 13Cr se propagan, lo que finalmente conduce a rupturas y fallas del tubo.